В.В. Быков (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

М.В. Громан, В.В. Шкураков (ООО «ОРГформула»)

Верхнеюрский васюганский комплекс является одним из основных объектов поиска и разведки нефти в восточной части Западно-Сибирского осадочного бассейна.

Васюганский комплекс (свита) непосредственно экранируется битуминозными отложениями баженовской свиты, что существенно ограничивает разрешенность его сейсмического волнового поля. Как следствие, прогноз промышленной нефтеносности отложений комплекса, особенно на ранних стадиях поисковоразведочных работ, остается очень сложной проблемой.

В январе – марте 2010 г. отделы аудита запасов и ГРР ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ООО «ОРГформула» провели исследования по оценке возможности прогнозирования промышленной продуктивности верхнеюрских отложений васюганской свиты (пласты Ю_1-1 и Ю_1-2) Среднеугутского нефтяного месторождения по сейсмическим данным средствами технологии геологической интерпретации данных наземной сейсморазведки Recog-12.

Работы проводились на участке Среднеугутского месторождения размером ~ 6 км², на котором были обозначены места расположения 13 скважин глубокого бурения. Места расположения данных скважин являлись точками прогноза промышленной продуктивности пластов Ю_1-1 и Ю_1-2 по данным технологии Recog-12.

Исследования базировались на материалах 3D сейсморазведки, выполненных ОАО «ХМГФ» в 1995-1996 гг. (Туринская ГЭ) и переобработанных ЗАО «Пангея» в 2007 г. [2]; на общегеологических сведениях по району работ, содержащихся в отчете ЦГЭ «Сейсморазведочные работы 3D на нефть и газ, выполняемые в Сургутском районе Ханты-Мансийского округа, Тюменской области на Среднеугутской – Угутской площадях», 1998 г.; на данных поисковоразведочного и эксплуатационного бурения ООО «РН-Юганскнефтегаз».

В результате анализа комплекса геологогеофизической информации по технологии Recog-12 было установлено, что территория работ является преимущественно промышленнопродуктивной по васюганскому горизонту и продуктивность исследуемого участка связана с пластом Ю_1-2. Все имеющиеся (испытанные) на момент окончания работ контрольные скважины подтвердили прогноз, выполненный по технологии Recog-12.

В административном отношении Среднеугутская площадь входит в состав Сургутского района Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа – Югры (рис.1). Общая площадь участка 400,4 км², размер доказанных запасов: нефть – 17559 тыс т, газ – 1248 млн м³. Уровень добычи нефти за 2005 год – 475,13 тыс т [1].

Среднеугутская площадь находится между Угутским и Западно-Угутским структурными поднятиями Угутского вала. Пластовые и литологически экранированные залежи юрского комплекса Среднеугутского месторождения практически размещаются в зоне прогибания, разделяющей Угутское и Западно-Угутское поднятия, и частично захватывают юго-западный склон Угутской структуры.

Все залежи юрского комплекса Среднеугутского месторождения самостоятельны, имеют особенные водонефтяные контакты и отделены от залежей Угутского месторождения зонами глинизации. Геологический разрез изучаемой площади сложен тремя структурно-тектоническими этажами: складчатым консолидированным фундаментом, промежуточным структурным этажом и мезозойскокайнозойским платформенным чехлом.

Мезокайнозойский платформенный чехол с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывает доюрские образования и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин юрской, меловой и палеогеновой систем, перекрытых четвертичными отложениями.

Основные продуктивные пласты Среднеугутского месторождения приурочены к отложениям юрской системы. В составе юрских отложений выделяются осадки трех отделов. Нижний и средний отделы объединяются в тюменскую свиту; более глубоководные отложения верхнего отдела – в васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

 

Рис.1. Район исследований

  

Васюганская свита разделяется на две подсвиты, существенно различающиеся литологическим составом. Верхневасюганская подсвита представлена песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Подсвита соответствует продуктивному горизонту Ю1. Нижневасюганская подсвита сложена преимущественно глинами и аргиллитами, с редкими прослоями алевролитов.

Продуктивный горизонт Ю₁ включает пласты Ю_1-1, Ю_1-2 и Ю_1-3.

Мощности поровых коллекторов Ю_1-2 в пределах Среднеугутской площади достигают 17 м, мощность эффективных поровых коллекторов — 13,5 м [3].

На Среднеугутском месторождении в отложениях юрского комплекса установлены пластовые и литологически экранированные залежи нефти. Они характеризуются большой литолого-фациальной изменчивостью, наличием зон замещения пород коллекторов непроницаемыми породами, невыдержанностью коллекторских свойств и часто не контролируются положительными формами. Этаж нефтеносности охватывает разрез от верхов тюменской свиты (пласт Ю_2-1) до кровли васюганской свиты (пласт Ю_1-1) верхней юры.

На Среднеугутском месторождении промышленно нефтеносны пласты Ю_2-1, Ю_1-2 и Ю_1-1. Основные запасы сосредоточены в пласте Ю_1-2. Минимальные запасы связаны с отложениями пласта Ю_2-1 в кровле тюменской свиты. Все залежи литологически экранированные. Дебиты нефти варьируют от нескольких кубических метров в сутки до 148 м³/сут при 8-мм штуцере.

ТЕХНОЛОГИЯ RECOG-12

Применение технологии Recog-12 для решения задачи прогнозирования локальной нефтегазоносности целевых горизонтов в сейсмогеологических условиях Западной Сибири началось с середины 80-х годов прошлого века по настоящее время на следующих объектах: баженовская свита (пласт Ю₀ – Северо-Салымское и Южно-Лемпинское месторождения); неокомские отложения (пласты БС₆, БС₈ и БС₁₂ – Южно-Лемпинское и Восточно-Еловое ме-сторождения); отложения юрского (среднеюрского) комплекса и доюрские тектоноседиментационные комплексы (пласты ЮК_2-3, ЮК_2-4, ТР, ТР₃₍₁₎– Рогожниковское месторождение).

Основу технологии геологической интерпретации данных наземной сейсморазведки Recog-12 составляет программно-методический комплекс, реализующий нейронно-сетевой алгоритм распознавания образов.

Технология Recog-12 разработана в НароФоминском филиале ВНИИГеофизики в отделе сейсморазведки М. В. Громан и В. В. Шкураковым.

Опыт использования технологии Recog-12 широк и разнообразен: Западная Сибирь, Восточная Сибирь (рифей, Юрубчено-Тохомская зона), Татария, Калмыкия, Ставропольский край, Северная Осетия, Кабардино-Балкария, Астраханская область, Канада и др. За годы эксплуатации технологии построено более 50 детальных карт нефтегазоносности продуктивных горизонтов более чем 30 месторождений. Многие сотни скважин глубокого бурения подтвердили высокую эффективность технологии Recog-12.

Задача исследований представляемой работы заключалась в оценке возможностей технологии Recog-12 по прогнозированию промышленной продуктивности отложений пластов Ю_1-1 и Ю_1-2 васюганской свиты. В качестве метода исследований было использовано тестирование, суть которого заключается в прогнозировании средствами технологии Recog-12 геологической ситуации в интервалах, соответствующих пластам Ю_1-1 и Ю_1-2 в место расположении 13 контрольных скважин: 5099, 5028, 63, 5098, 53, 5106, 74, 85, 5107, 64, 80, 54 и 73 (уже пробуренных, но «скрытых» от исполнителя и находящихся в бурении). Скважины распределены практически равномерно по площади исследований размером ~ 2,5 * 2,5 км.

Работы проводились на основе набора геологических и сейсмических данных 3D, предоставленных ОАЗ и ГРР ООО «Юганскнефтегаз» (В.В. Быков) и УГГ и М КНТЦ ОАО «НК «Роснефть» (Е.А. Давыдова, Е.М. Баринова).

В результате проведенных исследований специалистами ООО «ОРГформула» были сделаны такие выводы:

1. Предложенный для анализа участок Среднеугутского месторождения в целом является промышленно — продуктивным.

2. Все 13 контрольных скважин (5099, 5028, 63, 5098, 53, 5106, 74, 85, 5107, 64, 80, 54, 75) являются промышленно-продуктивными, в том числе и скв. 75, 80 по нашей оценке – в контуре.

3. Продуктивность всех скважин связана с пластом Ю_1-2.

4. Наиболее «проблемные» скважины 64, 80, 75. Они, возможно, обводнены больше других.

Данные выводы были представлены в ОАЗ и ГРР ООО «Юганскнефтегаз» и УГГ и М КНТЦ ОАО «НК «Роснефть» 16 марта 2010 г.

Над проблемой васюганского комплекса Среднеугутского месторождения работали ОАО «ХМГФ», ЦГЭ, ЗАО «НПК «ФОРУМ», ЗАО «Пангея», однако вопросы прогнозирования продуктивности васюганской свиты по данным сейсморазведки оставались нерешенными.

Исследования по технологии Recog-12 были проведены на краевом участке месторождения, в пределах которого по результатам предшествующих работ предполагалась линия ВНК (рис.2). Прогноз, выполненный по технологии Recog-12, отрицал линию ВНК на исследуемом участке: «все скважины … являются промышленно- продуктивными».

 

Рис.2. Схема размещения контрольных скважин на Карте прогнозных нефтенасыщенных толщин пласта ЮС₁² (по версии ЗАО «Пангея»).

  

Все пробуренные на 06.07.2010 г. скважины: 63, 74, 85, 64, 80, 54, 75 подтвердили прогноз. Кроме того, по состоянию на 14.07.2010 г. скважина 75 обводнилась и была переведена в ППД. «Поведение» скважины 75 также подтверждает прогноз по технологии Recog-12.

В исследованиях, проведенных ООО «ОРГ-формула», было принято, что понятию «промышленный» приток соответствует дебит нефти более 10 м³/сут, который обеспечивается коллектором мощностью не менее 5 метров.

Данные бурения по скважинам 75 и 80 подтвердили результаты, полученные по технологии Recog-12: скважины 75 и 80 – промышленно-продуктивные; линии ВНК так, как она представлена на карте, построенной специалистами ЗАО «Пангея», в пределах исследуемого участка – нет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Продуктивные пласты Ю₁ васюганской свиты на большей территории своего распространения представлены сложными взаимоотношениями литологических разностей, накапливающихся в морских, континентальных и переходных фациях. Фациальная изменчивость является одним из главных факторов, определяющих сложное строение и внутреннюю неоднородность пластов. Отложения свиты характеризуются изменчивостью общих и эффективных толщин, отсутствием связи между толщинами и структурным планом, присутствием зон глинизации и разными положениями водонефтяного контакта.

Прогноз продуктивности и ФЕС пласта – задача сама по себе чрезвычайно трудная, а в условиях верхнеюрского васюганского комплекса Западной Сибири многократно усложняется фактом экранирования ее сейсмического волнового поля битуминозной баженовской свитой. В этом смысле Среднеугутское месторождение можно считать показательным. В работе [4] на примере Среднеугутского месторождения были показаны отрицательные результаты прогноза (в дальнейшем не подтвердившиеся бурением), выполненные на основании данных 3D сейсморазведки.

Опыт применения технологии Recog-12 в сейсмогеологических условиях Западной Сибири имеет более чем 25-летнюю историю и включает объекты от триаса до мела. Опыт положительный, на практике свидетельствующий о возможности успешного прогнозирования локальной промышленной продуктивности основных и перспективных объектов поиска, разведки и добычи нефти и газа Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Данные исследования также подтвердили высокую эффективность технологии Recog-12. Результаты испытаний всех контрольных скважин соответствуют выполненному прогнозу.

Несмотря на сложность задачи, проведенные исследования показали, что прогнозирование промышленной продуктивности верхнеюрского васюганского комплекса Западной Сибири может быть удовлетворительно решено средствами технологии Recog-12 на основе данных 3D сейсморазведки.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ежеквартальный отчет ОАО «Нефтяная компания «Роснефть» за II квартал 2006 года. (http://www.rosneft.ru/docs/information/quarterlyreport/qreport_2_rn.pdf)

2. ЗАО «Пангея», сайт компании (http://www.pangea.ru/ru/index.php?option=com_content&task=view&id=41&Itemid=228).

3. Ерофеев Л.Я. Об итогах научных работ кафедры «геофизические методы поисков и разведки МПИ» (К 60-летию со дня основания кафедры геофизики ТПУ). http://www.tpu.ru/files/nu/ignd/section6-06.pdf

4. Шутько С.Ю., Шпильман А.В. О семинаре «Геологическая результативность работ 3D сейсморазведки в ХМАО //Вестник недропользователя ХМАО. — 1999. — № 3.-С.23-25.

5. Бехтерев И.С., Быков В.В., Аржиловский А.А., Бехтерев К.И., Иванов В.В. Прямое выявление и изучение нефтенасыщенных коллекторов Среднеугутского месторождения по технологии «Тонкрот » // Горные ведомости.- 2004. — №2.