Р.Ю. Корнеев, Е.А. Алейникова (АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Чуэльское газовое месторождение находится в Белоярском административном районе Ханты-­Мансийского автономного округа – Югры. По принятой схеме нефтегеологического районирования относится к Берёзовскому НГР Приуральской НГО (рис. 1).

Месторождение однопластовое. Промышленная газоносность связана с отложениями абалакской свиты (вогулкинская толща – пласт «П») юрского нефтегазоносного комплекса.

Чуэльское газовое месторождение приурочено к одноименной структуре, которая была выявлена по результатам площадных сейсмических работ 1955­1956 гг. Полноватскими сп 24/55­56 и 41/55­56. Структура представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую с юго­востока на северо­запад, с юго­западным ответвлением в виде выступа. Размер её 8 x 18 км, амплитуда по отражающему горизонту «А», приуроченному к поверхности фундамента, равна 120 м.

Поисковый этап на Чуэльской площади был начат в 1956 году бурением разведочной скважины 80/1, которая закладывалась в сводовой части Чуэльской структуры. По результатам бурения скважины песчано­алевритовый пласт «П», являющийся продуктивным на соседних Деминской и Алясовской площадях, в разрезе Чуэльской площади отсутствует. Бурением скважины 83/7 в 1958 г. была открыта залежь газа, расположенная ниже по структуре. При испытании пласта «П» в интервале а.о. ­1586­1588 м был получен свободный газ дебитом 372.9 тыс. м³/сут.

В 1960 году Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР запасы газа по пласту «П» Чуэльского месторождения были впервые утверждены и поставлены на Государственный баланс. На момент подсчёта было пробурено 12 скважин, залежь пласта «П» вскрыта пятью скважинами – 86/9, 88/4, 87/8, 83/7, 85/2 на а.о. ­1586,8­1627,3 м. При опробовании скважин получен свободный газ дебитами от 14.2 тыс. м³/сут до 372.9 тыс м³/сут (рис. 2).

С 1960 по 1962 гг. на Чуэльской площади были пробурены 3 разведочные скважины – 231, 232, 233 с целью доразведки южной и восточной части Чуэльской структуры.

По результатам бурения этих скважин в 1962 году проведено оперативное изменение запасов (рис. 3). В Госбалансе были учтены изменения запасов свободного газа, но модель, соответствующая этим запасам, не предоставлена (нет подсчётного плана, соответствующего изменениям).

В связи с этим возникла необходимость полного пересмотра геолого­геофизической информации по площади и актуализации модели залежи с учетом скв.231, 232 и 233 для последующего предоставления отчёта на рассмотрение в ГКЗ.

Разрез площади

В геологическом строении Чуэльского газового месторождения принимают участие мезозойские и кайнозойские отложения, залегающие на породах палеозойского фундамента.

Кристаллический фундамент вскрыт всеми скважинами и представлен биотитовыми и биотит­кордиеритовыми гнейсами, прорванными гранитной интрузией. Встречаются дайки диабазов. Абсолютный возраст гнейсов, определённый Б.С. Погореловым методом сравнительной дисперсии двупреломления минералов по плагиоклазам, равен 1010­1035 млн лет, что соответствует верхнему рифею. Абсолютный возраст гранитов равен 428­455 млн лет (верхи ордовика) [1].

Рис. 1. Карта расположения Чуэльского месторождения

Вскрытая мощность пород фундамента 10­30 м. По породам фундамента развита кора выветривания, толщина которой варьируется от 3 до 54.1 м. Образование коры выветривания произошло в результате физико­химического выветривания пород фундамента в условиях континентального режима и теплого влажного климата.

Породы представлены каолинизированными, хлоритизированными крупнообломочными продуктами выветривания кислых магматических пород типа гранитов. Переход от плотных масс фундамента к коре выветривания постепенный. Максимальная мощность коры выветривания приурочена к склонам эрозионных выступов, в сводовых частях структуры кора выветривания размыта.

Рис. 2. Фрагмент подсчётного плана залежи пласта «П», 1960 г. (* цветокодировка категории не соответствует)

Рис. 3. Структурная карта по кровле коллектора пласта «П» (после оперативного подсчёта запасов 1962 г.)

На породах фундамента и коры выветривания залегают отложения верхов тюменской, абалакской свит и в сводовой части – тутлеймской свиты.

Отложения вогулкинской толщи представлены тремя пачками. Нижняя пачка развита только по склонам структуры и к своду выклинивается. Ближе к сводовой части поднятия появляются песчаники средней, а затем и верхней пачек. Все эти пачки гидродинамически связаны между собой. На удалённых крыльях отложения вогулкинской толщи замещаются глинистыми и глинисто­алевролитовыми породами абалакской свиты. Выше вскрыты отложения мела и палеогена. Неогеновые и большая часть палеогеновых отложений отсутствуют, на породах талицкой свиты (палеоцен) залегают четвертичные осадки мощностью 180­200 м. Общая мощность осадочного чехла в пределах Чуэльского месторождения изменяется от 1568 до 1824 м (рис. 4).

Рис.4. Геологический разрез Чуэльской структуры

Залежь пласта «П»

Залежь продуктивного пласта «П» вскрыта скважинами: 231, 233, 88/4, 87/8, 86/9, 85/2, 83/7 в интервале а.о.–1586.8­1627.3 м. Основная часть объема газоносных пород представлена мелко­ и среднезернистыми песчаниками с включениями глауконита, с обломками раковин пелеципод, аммонитов, белемнитов, с прослоями органогенно­обломочных известняков и спонголитов. Открытая пористость песчаников и органогенно­обломочных известняков равна 20­35%, проницаемость – 130­470 мД.

Покрышкой залежи газа являются глинистые породы абалакской, тутлеймской, алясовской и леушинской свит суммарной мощностью 340­430 м.

Дебиты газа колеблются от 13.7 до 372.91 тыс. м³/сут. Пластовое давление равно 167.56 атм., температура 58­64^оС.

Газоводяной контакт в модели 1960 г. принят условно горизонтальным на отметке ­1630 м.

Особенности построения новой модели

На территории Берёзовского, Шаимского и Красноленинского районов в юрских отложениях очень часто встречаются залежи, которые залегают непосредственно на поверхности фундамента. Нижние пласты заполняют седловины и выклиниваются на выступах и приподнятых участках фундамента, а вышележащие пласты постепенно «заравнивают» рельеф. Такие залежи не без основания считаются весьма не простыми для структурного моделирования. Залежь Чуэльского месторождения относится именно к такому типу.

За годы консервации Чуэльского месторождения, а это практически полвека, много первичной информации было утеряно.

Одна из первоочередных задач, которую необходимо было решить, – восстановление сейсмической поверхности по опорному отражающему горизонту. Работами сейсмических партий № 24/55­56 и № 41/55­56 относительно равномерно покрыта вся площадь структуры, за исключением восточной и юго­восточной части. Для доизучения структуры в 1959 году проведены сейсмические работы сп 18/58­59.

По результатам имеющихся работ в пределах структуры в 1960 году были построены карты по основным отражающим горизонтам. Первичной информации сп №18/58­59, необходимой для построения, нет, поэтому было принято решение о комбинировании имеющейся информации сейсмических партий и оцифрованной карты Т0 по отражающему горизонту «А» (рис. 5).

Результат картопостроения по оцифрованным изохронам и данным Т0 в пикетах сейсмопартий представлен на рис. 6.

Рис. 5. Фрагмент карты Т0 по опорному отражающему горизонту «А» 1959 г.

Рис. 6. Восстановленная карта Т0 по опорному отражающему горизонту «А»

В результате изучения геолого­геофизических материалов и корреляции разрезов скважин небольшие изменения претерпели отметки границ пластов и свит. После уточнения «разбивок» построена карта скоростей по скважинам.

Карта средних скоростей была построена на основе скважинных данных и ранее полученной карты изохрон исходя из линейного скоростного закона, связывающего указанную информацию. В точках скважин, попавших в картируемую область, снимались значения времени, абсолютной отметки горизонта и рассчитывались средние скорости. Карта средних скоростей строилась методом интерполяции по значениям, рассчитанным в скважинах.

Переход от карты изохрон к структурной карте осуществлялся путём её умножения на карту средних скоростей. После перемножения для уточнения полученной структурной карты, а также для учёта невязок, возникающих из­за несоответствия сейсмической и стратиграфической границ, проводился последующий непосредственный учёт отметок горизонта в скважинах. Результат построений представлен на структурной карте по отражающему горизонту «А» (кровля палеозойского фундамента) (рис. 7).

Для построения новой геологической модели залежи пласта «П» Чуэльского месторождения использовался алгоритм «Построение набора согласованных не пересекающихся поверхностей методом сплайн­аппроксимации». Суть метода в задании одной или нескольких сейсмических поверхностей (реперов) и набора поверхностей, которые будут постепенно заполнять впадины, выклиниваться на выступах и приподнятых участках в зависимости от заданных коэффициентов несогласия. Коэффициенты несогласия для каждой поверхности подбираются индивидуально исходя из априорных геолого­геофизических данных и представлений геолога о том, как должна выглядеть та или поверхность (модель).

Основываясь на данных корреляций разрезов скважин, анализе структур и данных региональных работ АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», в Берёзовском районе были выделены зоны отсутствия продуктивного пласта П, а также области распространения отложений коры выветривания, тюменской, абалакской свит (вогулкинской толщи) в пределах Чуэльского месторождения.

Рис. 7. Структурная карта по отражающему горизонту «А» (кровля палеозойского фундамента)

Были смоделированы около трёх десятков различных моделей залегания осадочных пород на поверхности доюрского фундамента для нахождения оптимальных коэффициентов несогласия поверхностей.

Зона отсутствия пласта «П» выделялась путём пересечения двух поверхностей: кровли коры выветривания и стратиграфической кровли пласта «П». Площадь новой зоны увеличилась почти вдвое с 9.9 до 19 км². Причины столь значимого изменения площади «лысой» зоны – добавление в модель неучтённых скважин, а также пересмотр отметок границ пластов (рис. 8).

В отчёте по подсчёту запасов 1960 года отмечалось, что уровень ГВК на Чуэльском месторождении располагается на а.о. ­1629.6­1632 м и имеет практически горизонтальное положение [2­3]. После тщательного анализа геолого­промысловой информации по ранее не учтённым скважинам сделано предположение о том, что уровень ГВК залежи пласта «П» имеет более крутой наклон и при построении модели залежи его необходимо учесть как наклонный.

Причиной изменения газоводяного контакта залежи стали результаты бурения скв.231 и 233, скважина 232 вскрыла водонасыщенные по ГИС коллекторы на а.о. 1632,8­1657,8 м, попала за контур. В скважине 233 на юго­востоке структуры газоводяной контакт не вскрыт, породы­коллекторы газонасыщенны по результатам испытаний до подошвы. В скважине 231 после перфорации получен газ с водой дебитами 13.7 и 218.6 м³/сут, соответственно, на отметках, превышающих принятый ранее контакт на 4 м.

Рис. 8. Изменение контура зоны отсутствия продуктивного горизонта

Из­за недостаточной информативности ГИС газоводяной контакт в скв.231 взят условно на а.о.­1625.1 м. Таким образом, в результате построения карты поверхности контакта по отметкам скважин наблюдается изменение ГВК в пределах а.о. ­1625.1­1632 м и наклон с юго­запада на северо­восток (рис. 9­10).

Практика показывает, что изменение гипсометрии контактов в нефтяных и газовых залежах обусловлено следующими причинами [4­5]:
1) метрологические и техногенные:

– погрешности в инклинометрии;
– ошибки при определении положении контактов в скважинах;
– влияние процессов выработки запасов;

2) природные:

– наличие литологических и тектонических экранов;
– влияние капиллярных сил вследствие литологической неоднородности;
– влияние неотектонических подвижек структуры;
– наклон поверхности контакта в результате течения, обусловленного региональным водонапорным режимом.

Рис. 9. Условная поверхность контакта, построенная по скважинным данным

Рис. 10. Схема обоснования ГВК

Детальный анализ имеющегося материала исключил возможность влияния первой группы причин на отклонение поверхности ГВК от горизонтали. Что касается второй группы причин, то недостаточное количество геолого­геофизического (сейсмического) материала не позволяет выявить влияние ряда причин (литологических и тектонических экранов, неотектонических подвижек, водонапорного режима), хотя и есть предположение об их воздействии на формировании наклонного контакта.

Наиболее вероятная причина изменения гипсометрического положения ГВК на Чуэльском месторождении – литологическая неоднородность. На рис. 11 представлено наложение поверхности контакта на карту пористости пласта «П». Легко заметить некую зависимость наклона ГВК и увеличение коэффициента пористости по площади с юго­запада в северо­восточном направлении. Также при сопоставлении гипсометрического положения ГВК (Нгвк) с пористостью пласта «П» (рис. 12) наблюдается хорошая зависимость (Кп от Нгвк), коэффициент корреляции которой составил 0.96.

Рис. 11. Наложение поверхности ГВК на карту пористости

Рис. 12. Сопоставление гипсометрического
положения ГВК (Нгвк) с пористостью пласта «П»
по скважинам Чуэльского месторождения

Для обоснования наклонного ГВК построены: схема обоснования ГВК, карта поверхности контакта, таблица обоснования ГВК, а также проведен ряд исследований зависимости параметров продуктивного пласта от положения контакта в скважинах.

В соответствии с классификацией, действовавшей в 1962 г., запасы газапо категории B были выделены в районе скв.86/9, 87/8, 88/4, по категории С₁ – в районе скважин 83/7, 85/2, 231 и 233 в пределах принятого уровня ГВК на а.о.­1629.6 м (рис. 13). Геологические и извлекаемые запасы свободного газа, числящиеся на Государственном балансе по категории B, составили 3290 млн м³, по категории С₁ – 5810 млн м³. По сумме категорий B+C₁ запасы газа составили 9100 млн м³.

Рис. 13. Модель залежи пласта «П» Чуэльского месторождения (1962 год).
Условные обозначения: 1. Номер скважины/ а.о. кровли коллектора. 2. а) внешний контур газоносности,
б) внутренний контур газоносности. 3. Зона отсутствия коллектора. 4. Изогипсы кровли коллектора

Рис. 14. Модель залежи пласта «П» Чуэльского месторождения (2015 год). Условные
обозначения: 1. Номер скважины/ а.о. кровли коллектора. 2. а) внешний контур газоносности,
б) контур 1960 года. 3. Зона отсутствия коллектора. 4. Изогипсы кровли коллектора

По результатам комплексного анализа материалов по залежи пласта «П» Чуэльского месторождения уточнена структурная поверхность ловушки, границы залежи в пределах контура газоносности и зоны отсутствия пласта. Эти изменения позволили уточнить геометрию и состояние изученности залежи.

В соответствии с действующей на 2015 год классификацией, запасы категории B не выделяются, а по категории С₁ подсчитаны в районе скв.233, 88/4, 87/8, 86/9, 85/2, 83/7 в количестве 7633 млн м³. Остальная площадь в пределах внешнего контура газоносности подсчитана по категории С₂ и составляет 1475 млн м³ (рис. 14).

По действующей, а также новой классификации, ввод в действие которой планируется с 2016 года, существенно уменьшатся запасы промышленных категорий, при этом суммарные запасы категорий С₁+С₂ практически не меняются. Сравнение запасов свободного газа, подсчитанных в данной работе, и запасов, числящихся на Государственном балансе, а также перераспределение их по категориям приведено на диаграмме (рис.15). Далее приведены сравнения площади залежи и зоны отсутствия пласта. На диаграмме видно, что произошло незначительное увеличение площади залежи, связанное с различием в структурной основе и уровнях ГВК настоящей модели и модели 1960 года (рис. 16).

Рис. 15. Диаграмма изменения запасов

Рис. 16. Диаграмма изменения площади Чуэльского месторождения

Выводы

• На основе комплексного анализа и интерпретации имеющейся информации уточнена модель строения залежи пласта «П» Чуэльского месторождения.
• Обосновано наклонное положение ГВК.
• Выполнен пересчёт запасов свободного газа по действующей классификации.
• Для подготовки залежи к разработке требуются дополнительные работы по доразведке (сейсморазведка 2D/3D и бурение 1­2 разведочных скважин).

ЛИТЕРАТУРА

1. Нестеров.И.И., Погорелов Б.С., Ясович Г.С. Березовский газоносный район. – Труды ЗапСибНИГНИ. – 1971. – № 40. – С. 305­308.
2. Подсчёт запасов свободного газа на Чуэльском месторождении Березовского района Тюменской области / Пастухова Т.Н., Подойницына К.В., Головачев В.С. – 1960. – Т.1. – С. 104­105.
3. Протокол заседания Государственной Комиссии по запасам полезных ископаемых при Совете министров СССР/ Малышев И.И., Яковлев А.Я., Тёмин Л.С., Ровнин Л.И. и др. – М. –1960. – № 3059. – С. 5­6.
4. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. – М.: Недра – 1985. – С.149.
5. Светлаков К.В., Смагина Т.Н., Алимчанова Л.Х. Влияние неотектонических подвижек на положение водонефтяного контакта нефтяных залежей Западной Сибири. – Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С.17­19.