Гришкевич В.Ф. (НАЦ РН ХМАО)

В качестве концептуальной основы оценки ресурсов УВ, параллельного анализа и планирования геологоразведочных работ предлагаются три фундаментальных положения:

• динамический подход к выделению объектов прогноза нефтегазоносности (резервуаров, покрышек, ловушек, нефтесборных площадей и объемов);
• адаптивное сопровождение нефтегеологической модели оцениваемого региона на основе протоколируемых информационных технологий;
• постоянное уточнение баланса ресурсов УВ всех категорий на основе сравнения текущих локальных оценок с результатами геологоразведочных работ. Для клиноформной части неокома Западной Сибири предлагается метод геометрической параметризации. Обсуждаются возможности реализации предлагаемого подхода.

В конце 20-го века в России сложилась тенденция перехода к оценкам потенциальных ресурсов по отдельным нефтегазоносным комплексам и резервуарам. Таким образом, резервуары – зональные нефтегазоносные комплексы по классификации В.И. Шпильмана, Г.П. Мясниковой и Г.И. Плавника [12] – впервые окажутся объектами, по которым предстоит составлять баланс по всем категориям ресурсов. А это, в свою очередь, подразумевает, что процедура выделения резервуаров должна быть нацелена на вычленение динамически замкнутых объемов пород по отношению к предполагаемым процессам первичной и вторичной миграции углеводородов нефтяного ряда (УВ).

Рабочей гипотезой количественных оценок является представление о генерации нефти из рассеянного органического вещества (РОВ) осадочных, преимущественно глинистых, пород. В рамках этой гипотезы предполагается, что протонефть на своем пути от РОВ до залежей должна пройти через слабопроницаемые глинистые породы до коллектора (первичная миграция), а затем по относительно более проницаемым породам коллекторов сконцентрироваться в ловушках (вторичная миграция). Представления о механизмах вторичной миграции общепризнанны: гравитационное всплывание нефти с учетом гидродинамического сноса и капиллярных сил. Механизмы первичной миграции УВ менее ясны и потому более спорны. Но при многообразии мнений имеются и некоторые общие позиции:

• во время первичной миграции протонефть двигается из тонкоотмученных, тонкозернистых пород в более грубозернистые ;
• в тонкослоистых разрезах с повышенным содержанием глинистого вещества перемещение протонефти (первичная миграция) происходит легче вдоль слоистости, чем в крест напластованию.

Из этих положений логично сделать вывод о том, что по отношению к возможным механизмам первичной миграции динамические объемы нефтегазоносных комплексов (резервуаров) разграничиваются осевыми поверхностями тонкоотмученных, «чистых» глин, залегающих внутри региональных покрышек.

В пользу принятия этого вывода в качестве рабочего для разграничения резервуаров свидетельствуют :

1. Тонкоотмученные, «чистые» глины – ядра глинистых покрышек — наиболее выдержанные объекты осадочного чехла, которые надежно распознаются и коррелируются в разрезах скважин.
2. Тонкоотмученные глины – ядра глинистых покрышек – с наиболее однородным вещественным составом, за счет которого они имеют аномальные петрофизические характеристики: низкие скорости распространения сейсмических волн (в сейсмостратиграфии с ними соотносятся стабильные отражающие горизонты), низкие значения электрического сопротивления пород, что является диагностическим признаком для их выделения по каротажу, наивысшую регулярность трехмерных периодических коллоидных структур (решеток) и пониженное содержание рыхлосвязанной и свободной воды, что делает их естественными, высокоэффективными разделами флюидодинамических систем (гидрогеологических и нефтегазоносных комплексов).
3. С позиций формационно-циклического анализа предлагаемая нами граница совпадает с поверхностью смены направления режима седиментации с трансгрессивного (прогрессивного) на регрессивный, то есть с коррелируемым глобальным минимумом гранулометрической кривой внутри региональной покрышки.

При разработке логической структуры автоматизированного каталога разбивок скважин [4] мы зарезервировали особый тип границы: ядро (сепаратор) глинистой покрышки, то есть точку реверсии седиментационного процесса или границу динамического объема резервуара. В настоящее время автоматизированный каталог НАЦ РН ХМАО содержит более трехсот тысяч различных границ, но, к сожалению, ни одной границы типа «сепаратор покрышки». Ситуация постепенно изменяется, в 1999 году В.П. Игошкиным (ЦАГГИ «Хантымансийскгеофизика») была произведена целенаправленная корреляция для сейсмостратиграфии центров чистых глин (минимумов КС) в клинопокровах (около 300 скважин).

Г.И.Плавник [8] отслеживал кровлю и подошву «чистых глин» для геометризации клиноформной части неокома (ачимовских отложений). Еще далеки от истины многочисленные случаи геометризации резервуаров и, в частности, их клиноформной части прослеживанием кровли проницаемых пород [6,7]. Проницаемое тело резервуара, безусловно, — важный объект, но динамический объем резервуара заведомо больше. Наибольшие расхождения в объемах возникают при значительном возрастании скольжения литологических границ. Например, широко известен каротажный репер «минимум КС чуть выше кровли нижнеалымской подсвиты». Именно он, по нашему мнению, ограничивает сверху динамический объем неокомского флюидодинамического (нефтегазоносного) комплекса. Граница же проницаемого тела этого комплекса при переходе с Сургутского на Вартовский свод скользит вверх по разрезу на 100-150 метров. Это очень убедительный пример за динамический подход к определению объемов нефтегазоносных комплексов и резервуаров. И, тем не менее, хотя «сепараторы покрышек» предложены еще в 1979 году [3], они не заинтересовали геологов.

Парадокс ситуации заключается в том, что «Стратиграфический кодекс» [10] вводит понятие каротажного репера, а «чистые глины» – наиболее распространенный тип каротажного репера в терригенном разрезе Западно-Сибирской плиты. В процессе корреляции геологи закрашивают цветными карандашами или иным образом отмечают в качестве опорных уровней «чистые глины», так как они прекрасно коррелируются. А потом… наиболее надежно коррелируемые границы не попадают в каталоги разбивок из-за отсутствия в них «практической надобности». Традиционно в каталоги вносится только то, что предстоит картировать: кровли и подошвы свит и пластов. А отсутствие в каталогах необходимых данных не позволяет осуществить построение карт. Этот пробел разумно заполнить при ревизии разбивок скважин, подготовке данных для карт строения комплексов и резервуаров.

Рассмотрим аспекты литолого-стратиграфического обеспечения задач локального прогноза нефтегазоносности. Общепринятые термины миграционно-осадочной гипотезы формирования залежей нефти: ловушка, емкость, нефтесборный объем и нефтесборная площадь ловушки. Первые попытки построения баланса ресурсов на основе динамических моделей перераспределения УВ в пределах резервуара, формализующих понятия миграционно-осадочной гипотезы, были предприняты в 1979 году [5,11]. Работа выполнялась в отделе запасов ЗапСибНИГНИ в рамках сформулированной В.И. Шпильманом задачи создания методики оценки потенциальных ресурсов резервуаров.

Для каждой выявленной (укрупненной [11]) ловушки оценивалась площадь ее нефтесбора по отношению к предполагаемому процессу вторичной миграции (гравитационному всплыванию) нефти. Емкость ловушки вычислялась общеизвестным объемным методом (интегрированием); объем поступления УВ в ловушку — произведением нефтесборной площади на плотность генерации УВ. Далее избытки поступления УВ перераспределялись через седловины в вышележащие ловушки. Недостатком этих работ, с сегодняшних позиций, была слабая формализация понятия нефтесборного объема ловушки. В 70-х годах в ЗапСибНИГНИ была принята плоскопараллельная модель строения осадочного бассейна. С этих позиций нефтесборный объем ловушки (без учета возможных перетоков) определялся как объем дренируемых в коллектор глинистых пород на ее площади нефтесбора. Кардинальное изменение стратиграфической модели строения осадочной толщи с плоскопараллельной на сигмовидно-слоистую (клиноформную) сделало такое определение нефтесборного объема в ряде случаев более чем спорным.

В условиях бокового заполнения седиментационного бассейна вблизи кромки свала (сочленения шельфа и склона) по мере ее перемещения от песчано-алевритовых пластов шельфовой зоны постоянно отщепляются «ныряющие» пропластки, имеющие свое продолжение вниз по склону в виде тонкого переслаивания глин с алевритами и песчаных (турбидитных) пластов ачимовской толщи [6,7,8]. В связи с этим попытаемся выделить нефтесборный объем ловушки, расположенной в зоне расщепления и «ныряния» песчаного тела резервуара.

Выделение ловушки и ее нефтесборной площади проводится из предположения о гравитационном всплывании нефти вдоль кровли коллектора. Для этого потребуется структурная карта кровли проницаемого тела резервуара. Ловушка выделяется как окрестность локального максимума (поднятие) этой структурной поверхности. Площадь нефтесбора ограничивается сепаратриссами, градиентными линиями, соединяющими точки минимума соседних впадин с седловыми точками, сопряженными с вершиной ловушки [5] (рис.1).

Рис.1. Схема выделения ловушки и площади ее нефтесбора. Условные обозначения: 1- изогипсы кровли коллектора, 2 – сепаратриссы, 3 – площадь ловушки, 4 – точки минимумов и седловин.

Далее предположим, что как только в результате первичной миграции протонефть поступает в коллектор, она коагулируется и начинает двигаться под действием гравитационного всплывания. При этом нефть, поступившая на нижнюю кромку (подошву) коллектора, практически вертикально всплывает до его кровли. Тогда за счет гравитационного всплывания в ловушку будет собрана протонефть, поступившая на кровлю и подошву проницаемого тела резервуара (коллектора) в пределах площади нефтесбора ловушки.

Опираясь на предположение о преимущественном перемещении протонефти вдоль напластования тонкослоистого разреза, можно достаточно уверенно предложить в качестве оценки нижней части нефтесборного объема криволинейную призму, образованную градиентными линиями палеосклона (поверхности напластования), проходящими через границу нефтесбора ловушки, прочерченную на поверхности подошвы коллектора (рис. 2). В случае существенного возрастного скольжения кровли проницаемого тела резервуара верхняя часть нефтесборного объема выделяется аналогичной криволинейной призмой по напластованию. При отсутствии такого скольжения верхняя часть нефтесборного объема может быть условно принята от кровли коллектора до динамической границы резервуара (сепаратора покрышки) в пределах площади нефтесбора ловушки. Таким образом, главное — это умение параметризовать семейство поверхностей напластования.

Рис. 2. Схема выделения нефтесборного объема ловушки. Условные обозначения: 1 – битуминозные отложения баженовской свиты, 2 – сепаратор покрышки, 3 – проницаемое тело резервуара, 4 – точка проекции границы площади нефтесбора на подошву проницаемого тела резервуара, 5 – нефтесборный объем ловушки.

Для плоскопараллельной модели строения были предложены многочисленные способы параметризации семейств поверхностей напластования [2]. Можно, опираясь на этот опыт, предложить линейную параметризацию семейства поверхностей напластования и для косослоистых толщ. Рассмотрим это для динамического объема резервуара.

Опорными поверхностями семейства выступают поверхности сепараторов перекрывающей и подстилающей покрышек резервуара. Согласно представлениям Г.И. Плавника [8], палеорельеф этих поверхностей при выравнивании на кровлю георгиевской свиты очень гладкий, характер его унаследован от резервуара к резервуару. Если при плоскопараллельном заполнении поверхности напластования наследуются в вертикальном направлении, то при боковом свальном заполнении помимо вертикальной составляющей, присутствует значительное горизонтальное смещение. Это смещение легко оценить визуально, если показать на одной карте линии наибольшей кривизны (линии свала) на палеорельефах сепараторов перекрывающей и подстилающей покрышек.

Направление эволюции кромок свала показано на рис.3. Оно легко восстанавливается из простейших геометрических соображений.

Рис. 3. Схема эволюции осадочного бассейна бокового свального заполнения. Условные обозначения: 1 – кромка свала палеорельефа сепараторов покрышек, 2 – промежуточное положение кромки свала, 3 – направления эволюции (векторы смещения).

Аналогично плоскопараллельному варианту [2] расчетные положения промежуточных границ восстанавливаются вдоль направлений эволюции кромок свала по правилу пропорционального разбиения вектора смещения (линейной гомотопии) (рис.4). Разумеется, процедуры картирования с учетом линейной гомотопии по направлениям эволюции осадочного бассейна значительно сложнее, чем линейная гомотопия (пропорциональное разнесение) вертикальных толщин, используемая при плоскопараллельной модели. Но ради стремления к истине мы вынуждены будем двигаться в этом направлении. На первом этапе возможно использование простых разностных схем, в дальнейшем — надо стремиться к получению аналитических решений.

Рис. 4. Вектора смещения (линейной гомотопии)

После восстановления семейства промежуточных поверхностей может быть поставлена не только задача вычленения криволинейных призм нефтесборного объема, но и задача построения трехмерной модели физических свойств резервуара картированием на каждой из промежуточных поверхностей петрофизического параметра [9], например, aсп (нормированного потенциала спонтанной поляризации). Построение детальных трехмерных моделей строения резервуаров с помощью современной вычислительной техники, доступной информации и методической готовности вполне реально.

Естественно, изменение объектной основы переоценки ресурсов УВ, во-первых, повлечет за собой необходимость ревизии набора эталонов для уточнения статистических зависимостей, используемых для оценки генерационного потенциала [12], и, во-вторых, многократно увеличивает информационную основу, обоснованность и, как следствие, трудоемкость построений. Необходимо, чтобы трехмерные модели и карты, создаваемые к переоценке потенциальных ресурсов, в дальнейшем могли быть использованы при текущем анализе и планировании поисково-разведочных работ. Но это реально только при постоянном поддержании их в актуализированном состоянии: для решения локальных задач карта устаревает после первой же неучтенной скважины. Поддержание комплекта карт строения и нефтегазоносности резервуаров в постоянном рабочем состоянии возможно только в рамках протоколируемых информационных технологий.

Протоколируемые информационные технологии применительно к задачам обработки геолого-геофизических данных нами понимаются как сохранение в интегрированной базе данных или базе данных проекта описаний последовательности технологических этапов построения информационного продукта (например, карты или профиля), описаний используемых при этом информационных потоков (процедур и критериев поиска данных в базе) и управляющих параметров процедур и программ. На многолетнем опыте мы убедились, что отсутствие такого полного описания приводит к невозможности восстановления или модификации документа без повторения всего объема работ «вручную».

Текущая переоценка ресурсов углеводородного сырья России подчеркнула необходимость перспективного планирования и заблаговременной организации работ по созданию информационных технологий и информационной базы будущих переоценок ресурсов. Кроме того, новые экономические условия требуют, чтобы любые информационные продукты приносили не только разовую выгоду (раз в пять лет), но и постоянную прибыль. То есть переоценка ресурсов должна осуществляться на той же информационной базе, в рамках тех же информационных технологий, что и текущий локальный прогноз нефтегазоносности (оценка запасов С₃) и текущее управление поисково-разведочным процессом. По нашему мнению, для достижения цели наиболее рациональны пути адаптивного прогноза и анализа нефтегазоносности, а протоколируемые информационные технологии — техническая база такого продвижения.

Адаптивный прогноз и анализ нефтегазоносности мы представляем как:

• постоянное (регламентное) уточнение модели среды;
• оценку на ее основе генерационного потенциала первичных нефтесборов ловушек;
• построение на этой основе (с учетом стохастических составляющих) баланса запасов УВ по процедурам перераспределения избытков УВ, в том числе и между резервуарами;
• сравнительный анализ расчетного и зафиксированного заполнения ловушек по результатам поисково-разведочного бурения;
• принятие решения о необходимости уточнения модели генерации.

Таким образом, при переходе к прогнозу УВ по резервуаром появляется принципиальная возможность превращения потенциальных ресурсов и баланса запасов в рабочий инструмент геологоразведчика.

ЛИТЕРАТУРА

1. Брод И.О. Основы учения о нефтегазоносных бассейнах. -М.: Недра.- 1964.- 60 с.
2. Волков А.М. Решение практических задач геологии на ЭВМ. -М.:- Недра.- 1980. -224 с.
3. Гришкевич В.Ф. Динамическое обоснование рабочего объема нефтегазоносных резервуаров./ Молекулярная геохимия нефтегазоносных отложений Западной Сибири. // Тр. ЗапСибНИГНИ. -Тюмень.-1982. -Вып.174.- С.109-113.
4. Гришкевич В.Ф., Лагутина С.В. Информационно-функциональная модель автоматизированного каталога литолого-стратиграфических разбивок./Методы математического моделирования при решении практических задач нефтяной геологии. //Тр. ЗапСибНИГНИ. -Тюмень.-1984. — Вып. 192.-С.42-44.
5. Гришкевич В.Ф., Судат Л.Г. Использование качественной модели процесса перераспределения углеводородов в прогнозе нефтегазоносности. // Геология нефти и газа.-1980.- № 10. — С.38-42.
6. Карогодин Ю.Н.. Ершов С.В., Сафонов В.С и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: системно-литмологический аспект. — Новосибирск. -Изд-во СО РАН. НИЦ ОИГГМ. -1996. — 252 с.
7. Наумов А.Л., Онищук Т.М., Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья. // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. -Тюмень. -ТИИ. -1977. -С.39-49.
8. Плавник Г.И., Толубаева Г.Е., Олейник Е.В. Исследование строения и перспективы нефтеносности отложений ачимовской толщи.//Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. -Ханты-Мансийск. -2000.- №4.-С.39-47.
9. Сидоров А.Н., Хорошев Н.Г. Метод восстановления трехмерных моделей геолого-геофизических полей. // Геология и геофизика. — Новосибирск.- 1987.- №1.- С.135-139.
10. Стратиграфический кодекс. — Санкт-Петербург. -ВСЕГЕИ. -1992. -120 с.
11. Судат Л.Г. Методика подсчета перспективных запасов нефти, газа и конденсата. Автореф. дисс. на соиск. уч. степени канд. геол.-мин. наук.-Тюмень.- ТИИ.- 1980.-16 с.
12. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Плавник Г.И. Выделение объектов анализа для прогнозирования и их предварительная обработка.// Методика оценки прогнозных и перспективных запасов и обоснование их подсчетных параметров. — Тюмень.-Тр. ЗапСибНИГНИ. -1970. -Вып. 53. — С.28-49.
13. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Плавник Г.И. и др. Метод количественной оценки потенциальных, прогнозных и перспективных ресурсов. ГУП НАЦ РН ХМАО, -Тюмень. -1999. -99 с.