К оглавлению журнала

УДК 553.98.016.4:539.217:550.834

© Е.А. Копилевич, M.И. Островский, В.Б. Ростовщиков, 1993

Изучение емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки в Тимано-Печорской НГП

Е.А. КОПИЛЕВИЧ, М.И. ОСТРОВСКИЙ (ВНИГНИ), В.Б. РОСТОВЩИКОВ (ГГП Печорагеофизика)

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции установлен широкий стратиграфический диапазон залежей нефти и газа, приуроченных к отложениям ордовика, силура, девона, карбона, перми и нижнего триаса. Тектонической этажностью обособляются формационные карбонатные ордовикско-нижнедевонский, верхнефранско-турнейский, верхневизейско-нижнепермский и терригенные среднедевонско-нижнефранский, нижневизейский и уфимско-триасовый нефтегазоносные комплексы. Ни в одном районе СНГ нет такого многообразия спектра нефтяных, газоконденсатных и газовых скоплений, контролируемых разными формами ловушек, несущих черты комбинированного сочетания структурного и неструктурного генезиса. В этих условиях рациональное комплексирование геологических и геофизических методик при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений является приоритетной задачей научного исследования.

Цель выполненных нами исследований определение емкости месторождений в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки (СЕМП).

Исследования по данной проблеме осуществлялись на двух объектах Хорейверской впадины, размещенных в глубокозалегающем и наименее изученном и, как до недавнего времени предполагалось, малоперспективном ордовикско-нижнедевонском комплексе осадочного чехла. Один из них месторождение им. Р. Требса (Варкнавтская площадь) приурочен к отложениям нижнего девона северо-восточного борта, другой Верхневозейское месторождение к отложениям нижнего силура юго-западного борта. Вмещающие образования доломиты и известняки, региональная покрышка глинистый кыновско-саргаевский экран. Оба месторождения крупные, контролируются комбинированными структурно-литологическими ловушками.

Месторождение им. Р. Требса по продуктивным отложениям не имеет ясных очертаний. В рельефе нижнего пласта Д11 изогипсой минус 4100 м с запада оконтурен 7-километровый полувал меридионального простирания с четким западным склоном, очерчивающим два локальных купола амплитудой по указанному направлению около 50 м. Их восточное ограничение не замкнуто.

Верхний пласт Д12 залегает в ложбине, развитой на месте полувала с тальвегом – 4000–4100 м и бортовыми уступами высотой до 120 м. Нефтяные залежи приурочены, в основном, к карбонатным толщам лохковского яруса нижнего девона, представленным разрезами двух типов. В скв. 1, 5, 7 это доломиты и известняки мелкокристаллические, крепкие, трещиноватые, местами нефтенасыщенные, фиксируемые минимальными значениями ГК (до 28·10-14 А/кг) и повышенными HFK (5–7 усл. ед.). Восточнее, в скв. 6, 9, 12, породы-коллекторы замещены уплотненными глинистыми карбонатами с повышенными значениями ГК, ИК и пониженными НГК. Региональной покрышкой для залежей нижнего девона служат кыновско-саргаевские отложения франского яруса мощностью 83156 м.

Территория распространения и высота нефтенасыщенности выходят за пределы Варкнавтской структуры, не обозначив достоверных контуров водонефтяного контакта. Условно ВНК для этих пластов принят на глубинах соответственно минус 4133 и 4104 м.

Верхневозейское месторождение приурочено к одноименной структуре, прилегающей к Колвинскому авлакогену. Размеры структуры по подошве кыновских отложений составляют 28x11 км, амплитуда до 250 м в пределах изогипсы минус 3480 м. В юго-восточной части к основной структуре примыкает небольшое куполовидное поднятие (район скв. 216) с амплитудой около 50 м и размерами 4,6x2,5 км. Севернее выделяется небольшое тектонически ограниченное поднятие (район скв. 218) с амплитудой 30 м и размерами 0,8x4,8 км. Отмечаются детальные сбросовые нарушения на сейсмопрофилях в районе скв. 205, 206, 207, 234, 201, 211 со смещением блоков до 60 м.

Залежи нефти на Верхневозейском месторождении установлены в доманиковых и нижнесилурийских отложениях. Залежи в отложениях доманикового горизонта имеют линзовидный тип, характеризуются АВПД и залегают на глубинах 32793557 м. Залежи нефти в отложениях нижнего силура приурочены к отложениям верхнемакарихинской толщи сандивейской и веякской свит.

Основная залежь в нижнем силуре Верхневозейской структуры приурочена ко всем выделенным свитам, является пластово-массивной, тектонически экранированной. Размеры залежи 16x4,5 км, этаж нефтеносности около 260 м с ВНК. на отметке минус 3484 м (по скв. 210, 204, 207 м). Глубина залежи 32903550 м.

Коллектор представлен вторичными доломитами с поровым типом пустотного пространства. Установлено наличие пор выщелачивания и каверн под границей предкыновского размыва для верхнемакарихинской и сандивейской толщ. Отмечается и трещиноватость, которая главным образом влияет на фильтрационные свойства коллектора.

В отличие от традиционной методики прогнозирования геологического разреза (ПГР), использована методика количественного определения параметра эффективной удельной емкости коллектора q в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки МОГТ [2]. Эта величина, как известно, представляет собой произведение средневзвешенного значения коэффициента пористости коллектора Кп и его суммарной толщины Shэф, установленных по данным глубокого бурения.

Результаты сейсморазведки МОГТ, обработанные на ЭВМ, дают возможность заменить обычно интерполируемые значения параметра q экспериментальными значениями по данным обработки фактических сейсмических измерений.

Задача построения емкостной модели решается на основе анализа и интерпретации данных разрезов псевдоакустического каротажа (ПАК) и эффективных коэффициентов отражения (ЭКО). На этих разрезах выделяются относительно контрастные низкоскоростные или высокоскоростные отрезки псевдоакустических кривых на разрезах ПАК и сейсмические пласты эффективных коэффициентов отражений на разрезах ЭКО.

Привязка этих данных к геологическим разрезам, ГИС, сейсмокаротажу (СК) и акустическому каротажу (АК) должна показать их связь с потенциально продуктивными отложениями. Значения q в межскважинном пространстве, в конечном счете, определяются по изменениям временного интервала низко- и высокоскоростной частей ПАК (Dtпак) или псевдоакустических скоростей (DVпак).

Применяемая методика определения параметра в межскважинном пространстве базируется на результатах отечественных и зарубежных исследований [1, 3–5] детальных связей между акустическими свойствами и петрографическим характером карбонатных пород в широком диапазоне фаций, пористости, литологического состава, вида скелета породы и показавших, что главным фактором, определяющим импеданс и скорости продольных и поперечных волн, является пористость. Все прочие переменные, включая первичный состав, вторичные литологические изменения, петрофизический состав скелета, тип порового флюида не оказывают заметного влияния на величину скорости. При этом продуктивные карбонатные отложения характеризуются пониженными значениями акустических и псевдоакустических скоростей, а, следовательно, повышенными значениями средних коэффициентов пористости.

В процессе определения q используются не псевдоакустические скорости в коллекторе, зависящие, главным образом, от Кп, а Dtпак и DVпак, соответствующие продуктивным отложениям, содержащим коллекторы и неколлекторы и функционально связанные как со средней пористостью коллектора (Kп), так и их долей в общей толще продуктивных отложений (долей суммарной эффективной толщины коллекторов ShЭф).

Таким образом, при увеличении Кп скорость уменьшается, а Dt увеличивается. То же происходит и при неизменном Кп, но при увеличении общей толщины коллекторов Shэф. Когда исследуется DVпак B ЭКО-пласте, соответствующем продуктивным отложениям, при увеличении Кп Vпак в пласте уменьшается, a DVпак, т. е. относительные изменения Vпак увеличиваются. То же происходит и при увеличении Shэф, но здесь все зависит от выбора уровня, относительно которого определяются DVпак: если DVпак рассчитывается относительно минимальной скорости, соответствующей максимальной пористости, то увеличение DVпак происходит с уменьшением Кп.

При изучении массивных залежей УВ используется Dtпак, а для характеристики параметра удельной емкости коллектора залежей пластового типа DVпак.

Функциональные зависимости Dtпак= (KпShэф) или DVпак= (KпShэф) определяются экспериментально по данным бурения, ГИС и сейсморазведки (ПАК, ЭКО) для конкретных месторождений или групп однотипных месторождений.

В общем виде эти зависимости обычно представляют собой полином невысокой степени: Dtпак, DVпак= Aq, где А оператор корреляционной связи. Значения Dtпак, DVпак устанавливаются по разрезам ПАК и ЭКО, и по зависимости Dtпак, DVпак=f(KпShэф) пересчитываются на сейсморазведочных профилях в межскважинном пространстве в значения q. Таким образом, интерполяционные значения q заменяются в межскважинном пространстве расчетными по данным сейсморазведки.

Предложенная методика определения параметра удельной емкости коллектора в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки может быть использована для оптимизации сети глубоких скважин при разведке залежей нефти и газа и подсчете запасов УВ.

Для построения емкостных моделей продуктивных карбонатных нижнедевонских и нижнесилурийских отложений соответственно на Варкнавтском и Верхневозейском месторождениях проведена специальная обработка сейсморазведочных данных МОГТ на ЭВМ ЕС и ПС-2000, заключающаяся в получении временных разрезов МОГТ с восстановлением (сохранением) истинных амплитуд и последующей их трансформации в разрезы ПАК, ЭКО и частично в псевдоакустической жесткости (ПАЖ) Исходя из задач количественной интерпретации, во временных интервалах регистрации целевых нижнедевонских и нижнесилурийских отражений была сделана подискретная распечатка значений псевдоакустических скоростей по трассам ПАК для каждого из профилей с шагом t0 = 4,8 мс и х= 100–500 м.

Таким образом, детальная псевдоакустическая характеристика целевых отложений выполнена как для корреляции зон равных интервалов скоростей в поле времен на разрезах ПАК, так и использования единичных значений скоростей в координатах времени и расстояния для более тонкого изучения скоростной неоднородности сейсмических пластов.

Вся обработка на ЭВМ приведена с использованием отечественных систем СЦС-3-ПГР (ЦГЭ МНП), СОС ПС и ПАРМ (ВНИИгеофизика), РЕАПАК (СНИИГиМС) на представительном объеме 40 профилей длиной 644 км (Варкнавтская площадь 17 профилей, 309 км, Верхневозейская 23 профиля, 335 км).

Кроме обработки сейсморазведочных профилей МОГТ проведена обработка данных акустического каротажа по 20 скважинам (7 скважин на Варкнавтской площади и 13 скважин на Верхневозейской) с построением графиков зависимостей пластовых акустических скоростей (VплАК) от глубины (H), а в тех скважинах, где проведен сейсмокаротаж (СК) зависимостей VплАК=f(t0) для прямого сопоставления акустических и псевдоакустических параметров изучаемых отложений.

Эти сейсмические материалы необходимы для достижения наибольшего разрешения сейсмической записи, выделения сейсмических пластов, соответствующих продуктивным нижнедевонским и нижнесилурийским отложениям, характеристики их скоростной неоднородности, подтверждения получаемых результатов с помощью наиболее эффективных и известных в настоящее время алгоритмов.

Для достижения максимально возможной разрешенности на трансформациях временных разрезов ОГТ и сохранения при этом приемлемой когерентности особое внимание уделялось выбору параметров обработки.

Применение описанной методики обработки сейсморазведочных данных МОГТ на ЭВМ позволило получить принципиально новые геолого-геофизические результаты для продуктивных карбонатных отложений нижнего девона и силура.

На Варкнавтской площади на ЭКО-разрезах выделены и прослежены практически непрерывно два сейсмических пласта, соответствующих высокоскоростным продуктивным нижнедевонским геологическим пластам Д12 и Д11.

На Верхневозейской площади на ЭКО-разрезах выделены и надежно прослежены четыре сейсмических пласта, соответствующие с высокой степенью совпадения высокоскоростным продуктивным карбонатным нижнесилурийским отложениям.

Стратиграфическая привязка сейсмических пластов на обеих площадях осуществлена с использованием данных СК, АК и ГИС.

Величина временной невязки данных СК, АК и ЭКО-, ПАЖ-разрезов не превышает 710 мс, что гарантирует высокую точность последующей интерпретации.

На большей части Верхневозейской площади, где выделены все четыре нижнесилурийских пласта, первые два сверху (1C и 2С) соответствуют веякско-сандивейским отложениям, а нижние (3С и 4С) сандивейско-макарихинским и салюканским отложениям.

Сейсмические пласты 3С и 4С прослежены по всей площади, а 1C и 2С выклиниваются в общем направлении с востока на запад, что отождествляется с изменением акустических свойств нижнесилурийских отложений в связи с выклиниванием веякских пород вблизи Колвинского мегавала.

Такой же результат по выделению, корреляции и стратиграфической привязке сейсмических пластов получен и по разрезам ПАК и ПАЖ с той лишь разницей, что на разрезах ПАЖ, в соответствии с преимуществом алгоритма, достигнута большая разрешенность сейсмической записи, чем на ЭКО-разрезах, т. е. выделяется большее количество сейсмических пластов, соответствующих целевым отложениям. Это позволило не только независимо подтвердить более интегральные результаты на ЭКО-разрезах, но и повысить общую надежность и устойчивость проведенной интерпретации всех трансформаций временных разрезов ОГТ.

Разрезы ПАК дали возможность изучить общие закономерности изменения псевдоакустических скоростей в пластовой дифференциации.

Дискретные распечатки VПАК позволили охарактеризовать псевдоакустическими скоростями выделенные на ЭКО-разрезах сейсмические пласты

Для проведения дальнейшей интерпретации необходимо было убедиться, что характер изменения VАК и VПАК в сейсмических пластах одинаков, поскольку при интерпретации ПАК-преобразова-ний использованы относительные изменения VПАК по латерали DVПАК которые должны изменяться так же, как и DVАК.

На рис. 1 приведен результат примерно адекватных изменений DVПАК и DVАК в районе глубоких скважин на Верхневозейской площади. Подобные соотношения служат основанием для использования значений DVПАК в межскважинном пространстве и их пересчета в параметр удельной емкости коллектора q=KпShэф по выявленным статистическим зависимостям между этими параметрами для каждого пласта.

На рис. 2 показана установленная статистическая связь между DVПАК и параметром q=KпShэф для одного из пластов. Подобные графики построены для всех исследуемых пластов. Эти зависимости были использованы для пересчета DVПАК в q = KпShэф в межскважинном пространстве, т. е. трансформации карт DVПАК в карты q.

На Верхневозейской площади для определения суммарной удельной емкости нижнесилурийских продуктивных отложений проведено суммирование удельных емкостей сейсмических пластов по одноименным координатам (номер профиля, х).

Рассмотрение новой геолого-геофизической информации об емкостных свойствах продуктивных отложений нижнего девона (рис. 3) и силура (рис. 4) свидетельствует, прежде всего, о наличии на обеих площадях существенно нелинейного закона изменения параметра удельной емкости с образованием локальных максимумов и минимумов. Такое распределение емкостных свойств девонских и силурийских продуктивных отложений на Варкнавтской и Возейской площадях объясняет возникновение больших ошибок при любой межскважинной интерполяции параметра q = KпShэф или просто Кп.

Выявленные локальные максимумы параметра удельной емкости коллекторов представляют интерес как для уточнения запасов месторождения, так и постановки дальнейшего глубокого бурения с учетом структурного фактора и уровня ВНК.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Методология и некоторые результаты комплексного изучения сложно построенных геологических сред методами ГИС и сейсморазведки при поисках и разведке месторождений нефти и газа / О.Л. Кузнецов и др. // Новые геоакустические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых // Тр. ВНИИЯГТ М, 1986
  2. Определение параметра удельной емкости коллектора в межскважинном пространстве / Е.А. Копилевич и др. // Геология нефти и газа.– 1988– № 8. С 37–41.
  3. Dominica S.N. Rock lithology and porosity determination from shear and compressional wave velosity – Geophysics, vol 49, N 8, 1984
  4. Got H., Mirable I. Seismic hthology is one methods of sedimentology – Geophysics, vol. 49, N 10, 1986.
  5. Ratavtch F., Kendall С.H. , Todd Т.F. The relationship between acoustic properties and the petrographic character of carbonate rocks – Geophysics, vol. 49, N. 10, 1984.

Abstract

Effectiveness of the use of the method of quantitative determination of resorvoir holding capacity in inter-well space by MCDP seismic data is shown at the example of the Devonian and Silurian carbonaceous deposits study at Varknavtskaya and Verkhne-Vozeyskaya areas of Timan-Pechora province. Possibility of DVPAL parameter use (lateral increasing in beds) instead of usually used VPAL parameter (interval beds velocity of pseudoacustic model) is regarded for these purposes.

Рис. 1. Изменения DVпак и DVак для пласта 3с в районе скважин на примере Верхневозейской площади

Рис. 2. Зависимость DVак и DVпак от q=KnShэф для пласта 3с на примере Верхневозейской площади:

1 – коэффициент пористости по данным АК (КпАК ); 2 – коэффициент пористости по данным НГК (КпНГК ); 3 – дисперсия Кпhэф; 4 – номера скважин

Рис. 3. Карта размещения залежей нефти в районе Верхневозейского месторождения по данным емкостной модели нижнесилурийских отложений:

1 – изолинии равных значений параметра удельной емкости коллектора; 2 предполагаемые контуры запасов залежей; 3 – рекомендуемые и пробуренные скважины; 4 – глубинный разлом по данным сейсморазведки

Рис. 4. Карта размещения залежей нефти в районе Варкнавтского месторождения по данным емкостной модели пласта в нижнедевонских отложениях:

1 – изолинии равных значений параметра удельной емкости коллектора; 2 контуры запасов залежей; 3 – скважины