Потрясов А.А. (ТПП Когалымнефтегаз)

При эксплуатации месторождений Западной Сибири очень часто наблюдается сильная изменчивость фильтрационно-ёмкостных свойств природных резервуаров. От правильности определения закономерностей их изменения во многом зависит эффективность разработки залежей углеводородов. Для повышения точности их оценки целесообразно осуществить фациальное районирование продуктивных отложений. Безусловно, большую часть информации при проведении данного анализа получают в результате детального изучения керна и промыслово-геофизических данных [1,2]. Определение физико-географических условий, существовавших во время аккумуляции отложений в точках расположения скважин, базируется именно на результатах данных исследований. Тем не менее, полученных материалов может быть недостаточно для диагностирования фациальных зон. Поэтому необходимо еще знать и морфологию изучаемых объектов. Также определенные проблемы возникают и при определении фациальных границ, которые, как правило, располагаются в межскважинном пространстве. В этом случае необходимо использовать дистанционные методы, в частности, сейсморазведку 3D как основной метод. Это положение подтверждают результаты исследования пласта АВ₂Ватьеганского месторождения.

Отложения пласта АВ₂ аккумулировались в обстановке дельтовой равнины, на территории которой, как правило, существует комплекс фациальных зон: русла, старицы, озерно-болотные и т.п. При этом границы между зонами редко остаются постоянными на всем протяжении накопления исследуемых отложений. Наряду с изменением положения русел происходили сезонные изменения обстановок осадконакопления (паводки, засухи, колебания базиса эрозии и т.д.).

Пласт АВ₂ входит в состав алымской свиты (аптский ярус нижнемелового отдела). Накопление отложений, как уже отмечалось, происходило на территории дельтовой равнины. На основании комплексного анализа результатов исследований керна и анализа данных ГИС определен ряд фациальных обстановок, которые существовали в пределах территории в процессе аккумуляции осадков рассматриваемого пласта.

Отложения палеорусел представлены преимущественно однородными мелкозернистыми и средне-мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками. Размер форменных компонентов в среднем составляет 0.18-0.2 мм. Обломки, как правило, хорошо окатанные и имеют изометричную форму. Форменные компоненты представлены, в основном, кварцем 60-70%, полевыми шпатами – 20–30%, обломками пород (не более 20%). Практически не встречаются остатки слюдистых минералов. Акцессорные минералы представлены, в основном, гранатом, турмалином, реже цирконом, сфеном и эпидотом. Из аутигенных минералов широко распространен лейкоксен. Содержание глинистого материала, как правило, не превышает 10% объема породы. Кривые ПС и ГК, записанные в интервале отложений данного типа, как правило, имеют форму, наиболее приближенную к цилиндрической [1]. По мере удаления от осевой зоны палеорусла отмечается последовательное усложнение формы кривых.

Отложения болотно-озерных фациальных зон представлены переслаиванием глинистых прослоев и крупно-мелкозернистых алевритов. Преобладающие размеры обломков 0.07 – 0.09 мм. Их состав преимущественно полевошпатово-кварцевый, обломки пород составляют около 10%, примесь слюд 5-7%. Встречается обугленный растительный детрит. Форма кривых ПС и ГК, характеризующих данные отложения, в основном, веретенообразная.

Разрезы других фациальных зон дельтовой равнины представлены комбинацией слоев рассмотренных выше отложений. Форма кривых ПС и ГК также зависит от обстановок осадконакопления. Так, для палеостариц характерен колоколообразный тип, для палеорусел, развитие которых началось на заключительных этапах седиментации отложений, — воронкообразный [1].

Как уже отмечалось, для повышения надежности определения обстановок осадконакопления кроме петрографических и промыслово-геофизических данных необходимо иметь информацию о геометрии выявленных объектов [2]. Так, например, разрезы двух скважин, которые вскрыли, соответственно, палеорусло и палеобар, сформированного на территории одиночной отмели морского бассейна, могут характеризоваться кривыми ПС и ГК, имеющими практически идентичную цилиндрическую форму. Различия между данными объектами выявятся главным образом при изучении их морфологии. В первом случае будет картироваться вытянутое извилистое тело, у которого протяженность будет во много раз превосходить ширину, во втором – объект, форма которого наиболее приближена к изометрической.

Рассмотрим физические основы, позволяющие достаточно надежно определить границы геологических тел исследуемого продуктивного пласта. Во-первых, акустические свойства отложений пласта АВ₂ определяют возможность его обособления в волновом поле. Он подстилается и перекрывается относительно низкоимпедансными глинистыми слоями. В результате вблизи кровли и подошвы формируются положительные и отрицательные отражения.

Во-вторых, отмечаются существенные различия акустических свойств песчаных и глинистых пород. Интервальная скорость по данным ГИС песчаников в среднем составляет 3320 м/с. В глинистых отложениях она равна 3110 м/с. Вместе с тем средние значения плотностей песчаников и глин практически совпадают. В песчаниках данный параметр равен 2.3 г/см³, в глинах — 2.28 г/см³. Таким образом, средняя акустическая жесткость песчаников составляет 7610 м/с* г/см³, в глинах – 7000 м/с*г/см³.

 

Рис.1. Иллюстрация характера соотношения разрезов скважин и сейсмических аномалий в интервале пласта АВ₂

Это определяет возможность обособления тел, имеющих разное литологическое строение. Так, волновое поле, приуроченное преимущественно к глинистым отложениям, накопление которых осуществлялось в обстановке болот (рис.1), имеет практически хаотичный рисунок (район скв.165). В местах расположения данных тел существуют затруднения с прослеживанием целевых отражений.

В районе распространения основного палеорусла волновое поле наиболее контрастно (рис.1). Уверенно прослеживаются как положительное, так и отрицательное отражения, формирующиеся соответственно вблизи кровли и подошвы пласта (район скв.161). При этом фиксируются аномально высокие амплитуды для исследуемого интервала волнового поля.

В пределах распространения оставшихся зон также достаточно уверенно коррелируются целевые отложения (рис.1), однако амплитуда положительного отражения значительно меньше, чем это отмечается в предыдущем случае. Происходит последовательное уменьшение амплитуды по мере уменьшения толщин песчаных слоев. При этом глинизация пласта определяет увеличение амплитуды отрицательного, приподошвенного отражения (район скв.160).

 

Рис.2. Отображения палеорусла пласта АВ₂ в волновом поле

Совокупность перечисленных факторов способствует тому, что русловые отложения достаточно хорошо отображаются в волновом поле (рис.2). На сейсмических временных разрезах в интервале залегания данного объекта отмечается аномальное увеличение амплитуды положительного отражения, которое формируется вблизи кровли пласта АВ₂. По мере приближения к краевой части палеорусла амплитуда уменьшается. Это хорошо видно при изучении волнового поля в районе скв.161, вскрывшей данный объект, в непосредственной близости от его границы. Здесь зафиксировано локальное смещение оси палеорусла на начальных этапах седиментации исследуемых отложений. В результате сокращения толщины песчаного тела за счет глинизации нижней его части существенно уменьшились амплитуды. За пределами палеорусла наблюдается уменьшение устойчивости отражения вплоть до образования хаотической записи волнового поля. Этим местам соответствуют заболачиваемые участки долины. То есть, чем меньше амплитуды и менее надежно прослеживаются отражения, формируемые вблизи кровли и подошвы пласта, тем более высока доля глинистых отложений в составе пласта.

Палеорусло также прослеживается при изучении карты средних амплитуд, рассчитанных в интервале залегания пласта АВ₂ (рис.2). Ей соответствуют зоны распространения аномально высоких положительных амплитуд. Районам, в пределах которых фиксируются отрицательные значения рассматриваемого параметра, соответствуют зоны глинизации. Чем выше модальное значение отрицательной амплитуды, темменьше песчано-алевролитовых разностей присутствует в составе исследуемых отложений. При картировании границ геологических тел особый интерес вызывают результаты изучения временных седиментационных срезов (рис.3).

 

Рис.3. Временные седиментационные срезы в интервале залегания пласта АВ₂. 1 — Русла , существовавшие только на раннем этапе аккумуляции отложений пласта АВ₂ (палеостарицы); 2 — Основное русло, существовавшее на всем протяжении аккумуляции отложений пласта АВ₂

Так, основное палеорусло выделяется на срезах, соответствующих как нижней части пласта, так и верхней. В обоих случаях фиксируются зоны распространения положительных амплитуд. Палеорусла, существовавшие только на начальных этапах седиментации рассматриваемых отложений, выделяются только на седиментационном срезе, который соответствует нижней части пласта. Изменение базиса эрозии, обусловленное общим подъемом уровня моря, определило общее уменьшение скорости течения. В результате этого на заключительных этапах накопления данных отложений происходило последовательное заболачивание дельтовой палеодолины. В свою очередь, это способствовало более интенсивной глинизации верхней части разреза пласта АВ₂. Последнее определило сокращение на седиментационном срезе, соответствующем верхней части пласта, площади зон с положительными амплитудами.

 

Рис.4. Объемное изображение эффективных толщин пласта АВ₂. Фациальные зоны: 1 — основного палеорусла; 2 — палеостариц; 3 — заболачиваемые участки

При проведении фациального анализа полезно использовать и результаты интерполяции петрофизических параметров в межскважинном пространстве с учетом свойств волнового поля, которое базируется на сейсмогеологическом моделировании. Карта эффективных толщин (рис.4), построенная с учетом характера распределения по площади амплитудных атрибутов, подтверждает выявленные закономерности при визуальном исследовании строения волнового поля и анализе скважинных данных. Отметим, что при построении карты эффективных толщин были использованы данные по всем скважинам, вскрывшим пласт в пределах полигона сейсмической съемки 3D. Плотность скважин высокая (на 1 км² в среднем приходится 1, 2 скважины). Наибольшие эффективные толщины приурочены к зоне основного палеорусла. Здесь существовала высокая гидродинамическая активность среды осадконакопления, которая определила преимущественное накопление песчано-алевролитового материала и положительно влияла на сортировку обломочного материала. На территории фациальных зон палеостариц существовали менее благоприятные условия для формирования отложений коллекторов. Это определило уменьшение данного параметра. В самых плохих условиях оказались заболачиваемые территории.

Проведенный анализ позволяет утверждать, что неоднородности строения пласта АВ₂ влияют на отображение в волновом поле. Достаточно хорошая контрастность акустических жесткостей между продуктивными и вмещающими отложениями и песчаниками и глинами позволяет визуально определять границы между телами различного генезиса. Полученную таким образом информацию правомерно использовать при составлении проекта разработки залежи углеводородов.

Литература

1. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. — Л.: Недра.- 1984.
2. Обстановки осадконакопления и фации. Т. 1: Пер. с англ. / Под ред. Реддинга Х. — М.: Мир.- 1990.- 352 с.
3. Киселев В.В., Шестоух Т.В., Потрясов А.А., Скачек К.Г., Скачек О.В. Изучение продуктивных горизонтов неокомской толщи на землях ТПП «Когалымнефтегаз» по данным сейсморазведки 3D // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II. (Шестая научн.-практ. конф.) — Ханты-Мансийск.- 2003.- С.32-38 .
4. Кропачев Н.М., Корнев А.Н., Потрясов А.А., Мордвинцев М.В. Литолого-фациальное моделирование пласта Ю1 в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки и бурения на площадях северной части Сургутского свода // Тезисы докладов VI Международной научно-практической конференции «Геомодель».- Часть 1.- г. Геленджик, 12-18 сентября 2004 г.- С.30-33.
5. Потрясов А.А., Гачегов А.В., Костылева Т.Ю., Шайхутдинов А.Н. Изучение геологического строения пласта БС102-3 на Северо-Конитлорской и Северо-Кочевской площадях с целью оценки перспектив нефтеносности // Вестник ПГТУ.-2004.- Вып.5.- С. 135-141.