К оглавлению

СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В НИЖНЕМ КАРБОНЕ КАМСКО-КИНЕЛЬСКОЙ СИСТЕМЫ ПРОГИБОВ

А.С. Якимов (ОАО “РИТЭК"), В.С. Славкин, Н.Н. Бакун, Т.Е. Ермолова (ЗАО “МиМГО")

Камско-Кинельская система прогибов (ККСП), развитая в восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП), известна специфичностью объектов нефтедобычи. На ряде таких объектов, в частности на Кучуковском месторождении, приуроченном к Сарапульскому прогибу, промышленную эксплуатацию осуществляет ОАО “РИТЭК”. Месторождение обеспечивает ежегодную добычу около 25 тыс. т вязкой нефти. Несмотря на небольшие запасы, в геологическом плане Кучуковское месторождение представляет безусловный интерес.

Следует подчеркнуть, что данный объект детально охарактеризован в традиционном сейсмоструктурном отношении по двум сближениям региональным отражающим горизонтам (ОГII^п - кровля турне, ОГII - кровля тульского горизонта) (рис. 1).

На Кучуковском месторождении продуктивные отложения вскрыты 41 разведочной и 9 эксплуатационными скважинами. Высокая вязкость нефти, составляющая 25-60 мПа*с, обусловила в целом низкие дебиты при испытании разведочных скважин (0,2-11,0 м³/сут). По данным исследования керна и ГИС в продуктивных интервалах установлено присутствие пород-коллекторов как с низкими, так и с очень высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС): пористостью до 25-27 % и проницаемостью до 0,5-1,0 мкм². С резко выраженной литофизической изменчивостью строения этих резервуаров связано сложное строение залежей, разработка которых зачастую ведется на грани рентабельности. На эксплуатационных участках наряду с низкопродуктивными скважинами со средним дебитом 4,5 т/сут ряд добывающих скважин (скв. 244; 713; 37; 256) устойчиво обеспечивает дебиты около 8 т/сут. Эти скважины вносят основной вклад (52 %) в накопленную добычу нефти.

Таким образом, повышение рентабельности эксплуатации залежей на Кучуковском месторождении может быть достигнуто путем размещения новых эксплуатационных скважин с учетом распространения высокопродуктивных коллекторов. На сегодняшний день задача районирования территорий по типам разреза приобретает особенно важное значение в связи с тем, что начинают применяться методы оптимального вскрытия и освоения пластов, позволяющие увеличить дебиты в 3 раза (метод андербаланса и др.). Наибольший эффект достигается на участках распространения разрезов с высокими ФЕС коллекторов.

По данным разведочного бурения ФЕС коллекторов как в визейском, так и в турнейском природных резервуарах меняются на расстояниях до 1 км. Соответственно выявление высокопродуктивных зон бурением малоэффективно. В таких условиях было проведено изучение возможностей оптимизации размещения объемов эксплуатационного бурения. Эти исследования осуществлялись в рамках методологии структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения [3] при более детальном подходе к априорному геологическому моделированию строения природных резервуаров по результатам бурения, с применением методики картирования типов геологического разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки [1] и разработанной в ЗАО “МиМГО” технологии прогноза ФЕС в межскважинном пространстве.

Первоначально в 2001 г. Удмуртской геофизической экспедицией на месторождении была проведена современная сейсморазведка, обеспечившая высокое качество сейсмических материалов (см. рис. 1).

Технология прогноза ФЕС, широко применявшаяся нами на месторождениях в Западной Сибири [2], позволяет получать принципиально новые результаты. Поэтому в Западно-Сибирском регионе мы практически не ведем освоение ни одного месторождения без ее применения.

Конечно, было неясно, насколько эффективной окажется данная технология при таких сложных сейсмогеологических условиях, какие отличают Волго-Уральскую НГП, тем более в пределах ККСП.

Технология прогноза ФЕС базируется на двух принципиальных моментах. Первый - это геологическая типизация разрезов на основе их стратиграфической и литолого-гене- тической аналогии и параметризации. Параметрами типизации разрезов эталонных скважин являются эффективные толщины, пористость, проницаемость и дебиты пластовых флюидов (рис. 2). Все скважины группируются в некое число классов, отображающих тот или иной тип разреза. Затем на основе сейсмической информации около эталонных скважин с использованием математического аппарата спектрально-временного анализа, разработанного И.А. Мушиным, строятся так называемые спектрально-временные образы каждого типа разреза, или СВАН-эталоны (рис. 3, А). Затем в прогнозных точках, т.е. в межскважинном пространстве, также определяются спектрально-временные образы, которые потом сравниваются с эталонными. На основе этого сравнения прогнозируемую точку относят к тому или иному типу разреза.

На северо-востоке, в мористой части шельфовой области, толща облекания (I тип разреза) сохранилась в меньшей степени и распространена фрагментарно, в виде осыпных шлейфов в привершинных участках склонов рифов. Их вершины образованы во многих случаях биогермными ядрами (II тип разреза). Для юго-запада характерными являются массивные сводовые залежи (Сарсакская залежь, вероятно, разделяется на блоки экранирующими разломами), для северо-востока - в пределах залежей более выражены литологические замещения зонами низкопродуктивных коллекторов (II тип разреза).

Следует учитывать, что характеристика нефтеносности для турне по единичной ранее пробуренной разведочной скважине может относиться не ко всей вершине рифа, а к ее локальной части, в соседстве с которой могут быть как эффективно-продуктивные, так и нерентабельно-продуктивные участки.

Отмеченные особенности распределения типов разреза по площади позволяют дать ряд рекомендаций по размещению как новых разведочных, так и добывающих скважин.

Например, в пределах Сарсакской зоны рекомендуется размещать эксплуатационные скважины в своде поднятия, избегая при этом локальных участков развития непродуктивных типов разреза. В пределах Кизлярского и Южно-Терсинского поднятий размещение эксплуатационных скважин на турне требует тщательного экономического анализа, поскольку поля развития продуктивного типа разреза на этих объектах крайне незначительны. Их освоение целесообразно лишь при положительном прогнозе нефтеносности в визейском комплексе. Оценен характер и новых объектов.

Вышележащий визейский терригенный комплекс в изучаемом районе залегает на рифогенно-структурированной, но относительно мало эродированной поверхности карбонатных и глинисто-карбонатных отложений турнейского яруса. Их разновозрастность колеблется в пределах верхнетурнейского подъяруса (кизеловский и черепетский горизонты). В связи с этим общая мощность терригенных отложений визейского яруса сильно варьирует - от 29 до 98 м, уменьшаясь над рифовыми постройками и увеличиваясь в межрифовых прогибах, а в региональном плане возрастая с юго-запада на северо-восток.

В составе комплекса основными продуктивными горизонтами являются бобриковский (пласт Сbb) и тульский (пласты Сtl_1-3 и Сtl₄). Пласт Cbb₀ радаевского горизонта выполняет прогибы и выклинивается на склонах локальных поднятий. Он водоносен во всех скважинах и в данном случае не рассматривается.

Песчаные пласты бобриковского и тульского горизонтов, формировавшиеся уже в условиях существенной компенсации надрифового рельефа, развиты как в прогибах, так и над турнейскими рифогенными поднятиями.

В пласте Сbb выделены три типа разреза (табл. 1). I тип разреза характерен для скважин с наибольшей эффективной толщиной коллекторов - 8-18 м (скв. 67; 181; 184). Они структурно приурочены к склонам рифов, что обусловливает малую вероятность нефтенасыщенности этого типа разреза. Водонасыщенность пласта подтверждается заключениями ГИС, поэтому скважины не испытывались. II тип разреза объединяет скважины, в которых эффективная толщина пласта составляет 2-8 м. Они располагаются в пределах вершин и присводовых частей склонов рифогенных морфоструктур, т.е. в участках наиболее вероятного формирования залежей. Здесь же наиболее активно проявлялись процессы переотложения и сортировки терригенного материала. В связи с этим средневзвешенная пористость достигает 20-23 %. Дебиты варьируют от 2,25 до 3,90 м³/сут в разведочных скважинах и от 3,2 до 5,4 т/сут в эксплуатационных скважинах (скв. 255; 256; 269; 705; 708; 711). III тип разреза представлен терригенно-глинистыми отложениями с понижениями эффективными толщинами или отсутствием коллекторов (скв. 49; 56; 59; 62; 68; 69). Структурно этот тип разреза может рассматриваться как спутник II типа, но с существенно иными условиями образования. Пористость коллекторов в III типе разреза не превышает 13-21 %. Соответственно притоки очень низкие (0,23-0,86 м³/сут).

Итак, приемлемым типом разреза является II тип. Ill тип разреза практически непродуктивен. Возможности I типа неясны, хотя он может представлять определенный интерес при обнаружении тектонически экранированиях ловушек на скло нах поднятий. Спектрально-временные образы каждого типа разреза имеют четкие различия (рис. 5).

В распределении типов разреза с приемлемыми (II тип) и низкими (III тип) ФЕС просматривается определенная закономерность, обусловленная палеогеографическими условиями осадконакопления (см. рис. 5). В пределах Куранско-Сарсакской и Кизлярско-Биктовской групп поднятий, входивших в турнейском веке в барьерную рифовую систему, разрезы ухудшенного III типа тяготеют к сводам локальных структур. Последние были морфологически наиболее выражены в рельефе. Речные потоки осаждали более крупный и отсортированный песчаный материал преимущественно на их склонах. В пределах сводов в условиях слабой гидродинамики периодически отлагались плохо отсортированные глинисто-песчаные осадки. Так, на Сарсакском эксплуатационном участке в пределах южного и значительной части центрального куполов развиты зоны III типа. Но к востоку от скв. 202 выявлено широкое поле продуктивного II типа разреза, где и следует проводить эксплуатационное бурение. На Кизлярском поднятии скв. 62 вскрыла неблагоприятный III тип разреза (дебит нефти при испытании составил всего 0,23 м³/сут), но по данным СВАН в южной части поднятия прогнозируется развитие II типа разреза, что повышает интерес к данной залежи.

К востоку от рассмотренной надрифовой гряды в сводовых частях локальных поднятий (Терсинского, Южно-Терсинского, Чажского, Староникольского и Назярского) преобладает благоприятный II тип разреза. Эти разрезы характеризуются лучшей сортировкой песчаного материала, что, возможно, связано с переходом от аллювиального к аллювиально-дельтовому типу отложений в бассейновой части исследуемой территории и периодическим перемывом волнениями песчаного материала в пределах поднятий. Соответственно на юге и востоке района повышаются перспективы сводовых частей поднятий. Например, склоновые скв. 59 на Чажском и скв. 178 на Мордовском поднятиях вскрыли неблагоприятный III тип разреза: эффективные толщины пласта Сbb составили всего 0,6 и 1,2 м, к тому же пласт в обеих скважинах оказался водонасыщенным. Однако на вершинах этих локальных поднятий прогнозируемые объекты по данным СВАН оказываются в зонах распространения высокопродуктивных I и II типов разреза, что подтверждает их перспективность.

В пласте Сtl_1-3 по аналогичным критериям было осуществлено выделение типов разреза, характеризующихся высокой, приемлемой и низкой продуктивностью (табл. 2).

Проведенное на основе СВАН картирование выделенных типов разреза пласта Ctl1-3 (рис. 6) показало широкое распространение высокопродуктивного I типа разреза в северной и центральной частях территории. Здесь этот тип наиболее песчанистых отложений развит на вершинах Кизлярского (скв. 62), Биктовского (скв. 69), Южно-Терсинского (скв. 256) и Чажского поднятий. В пределах Мордовско-Терсинской группы поднятий этот тип распространяется на их склоны. Улучшение ФЕС песчано-алевритовых пород-коллекторов на указаниях поднятиях, по-видимому, связано с волновыми процессами и формированием аккумулятивных отмелей в условиях прибрежноморской седиментации, а опесчанивание склонов - преимущественно с деятельностью течений. На вершинах Сарсакского, Куранского, Мордовского, Терсинского, Староникольского и Назярского поднятий зафиксировано развитие лишь II, II-Ill или III типов разреза с приемлемой (II тип) или низкой продуктивностью. По всей вероятности, эти структуры были наиболее приподняты над дном моря и их сводовые части находились выше волноприбойной зоны, в связи с чем здесь преобладала относительно спокойная гидродинамическая обстановка и происходила более слабая переработка терригенного материала.

Исключение составляет небольшой участок в центральной части вершины Сарсакской структуры. Здесь только в одной скв. 202 локально вскрыты резко опесчаненные отложения (I тип разреза). Соответственно по данным ГИС отмечается увеличение эффективной мощности терригенных коллекторов до 4,2 м, пористость достигает 26 %, а дебит нефти - 6,3 т/сут.

Исходя из такого распределения коллекторов, следует констатировать, что получение высокого результата при эксплуатации скв. 202 является достаточно уникальным явлением для Сарсакского участка, в то время как на Кизлярском, Биктовском, Южно-Терсинском и Чажском поднятиях получение хороших дебитов при эксплуатации залежей в пласте Ctl_1-3 можно прогнозировать с высокой вероятностью.

Аналогичным образом были проведены типизация и картирование разреза самого верхнего продуктивного пласта тульского горизонта - Сtl₄.

Картирование типов разреза терригенного комплекса визе по данным СВАН позволило локализовать в каждом из продуктивных пластов зоны с высокими и приемлемыми коллекторскими свойствами, а также участки с низкими ФЕС или с отсутствием коллекторов.

Полученные новые данные дают возможность осуществить анализ и учет совмещения контуров зон благоприятных типов разреза по обоим продуктивным комплексам нижнего карбона, сближениям по положению в разрезе. Эта процедура позволит оптимизировать систему освоения выявленных многочисленных потенциально наиболее продуктивных участков залежей. При таком совмещении могут быть выделены наиболее благоприятные участки с высокой продуктивностью коллекторов (типов разреза) по всем нижнекаменноугольным природным резервуарам: турнейскому, бобриковскому и тульскому, а также участки, где высокая продуктивность присуща лишь одному или двум природным резервуарам.

В итоге для Кучуковского месторождения определены возможности комплексного освоения и доразведки нижнекаменноугольных продуктивных резервуаров, что обеспечит увеличение нефтедобычи и повышение ее экономической эффективности.

Достигнутый в результате проведениях исследований принципиально новый уровень изученности Кучуковского месторождения является существенно более разрешениям в отношении особенностей нефтеносности, чем ранее сложившийся. Это свидетельствует об эффективности примененной методики картирования типов геологического разреза и технологии прогноза ФЕС в межскважинном пространстве по материалам сейсморазведки даже в весьма сложных сейсмогеологических условиях, которые отличают зоны ККСП в Волго-Уральской НГП.

Литература

1. Методика картирования типов геологического разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки / В.С. Славкин, Е.А. Копилевич, Е.А. Давыдова, И.А. Мушин // Геофизика. - 1999. - № 4. - С. 21-24.

2. Оценка ресурсной базы природных резервуаров тюменской свиты на основе применения новых технологических решений / М.П. Голованова, Н.С. Шик, В.С. Славкин, Т.Е. Ермолова // Геология нефти и газа. - 2002. - № 3. - С. 7-14.

3. Славкин В.С., Копилевич Е.А. Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

4. Физико-литологическая характеристика карбонатных коллекторов девона и карбона Востока Татарии: Тр. ТатНИПИнефти / А.А. Губайдуллин, Н.Г. Абдуллин, И.А. Антропов, Е.З. Зорин и др. - Бугульма. - 1979. - Вып. XL. - С. 51-58.

© Коллектив авторов, 2003

Abstract

Seismogeological forecasting of high productive reservoirs includes the actualization of some features of lithogenesis of highly productive components of each complex by drilling data being considered in the course of geological typization of sections and time-spectral analysis of seismic recording. Using of the present innovation technology allows to reveal the distribution of sections with improved rock-fluid system parameters in interwell space and optimally arrange production wells ensuring the development efficiency of such typical for Kamsko-Kinel trough system as complicated targets with viscous oil pools like Kuchukovskoye field.

Таблица 1 Характеристика типов разреза пласта Сbb бобриковского горизонта по данным бурения

Тип разреза	(склоновый)	II	III
Эффективная толщина, м	8-18	2-8	0-3
Дебит нефти скважин:
разведочных, м^3/сут	Не испытаны	2,2-3,9	< 2
эксплуатационных, т/сут		2,2-5,4
Скважины:
разведочные	30; 67; 70; 163; 164; 165; 166; 167; 179; 181; 184; 199; 200	37; 55; 57; 66; 180; 254; 255; 256; 269	49; 56; 59; 62; 68; 69
эксплуатационные	-	705; 708; 711	709; 710; 724; 69

Примечание. Жирным шрифтом выделены скважины, использованные для формирования СВАН-эталонов.

Таблица 2 Характеристика типов разреза пласта Сtl1-3 тульского горизонта по данным бурения

Тип разреза	1	II	III	II-III
Эффективная толщина, м	4,0-10,6	2,4-3,0	0-5,0	2,0-4,0
Дебит нефти скважин:
разведочных, м^3/сут	4,3-11,2	-	0,1-2,0	Не испытаны
эксплуатационных, т/сут	4,8-8,2	2,140	0,9-1,3
Скважины:
разведочные	56; 58; 60; 62; 69; 167; 181; 202; 256		37; 49; 55; 57; 67; 178; 179; 183; 184; 254; 255; 270	59; 163; 164; 165; 199; 200; 66
эксплуатационные	719; 724	705; 711; 712	709	708; 710; 713

Примечание. Жирным шрифтом выделены скважины, использованные для формирования СВАН-эталонов.

Рис. 1. ГЛУБИННОЕ СТРОЕНИЕ ТУРНЕЙСКОГО КАРБОНАТНОГО И ВИЗЕЙСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСОВ ПО ДАННЫМ СОВРЕМЕННОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

А - временной разрез по профилю 21.01.188; Б- фрагмент временною разреза по профилю 21.01.177

Рис. 2. МОДЕЛЬ ТИПОВ РАЗРЕЗА ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ТУРНЕЙСКОГО КОМПЛЕКСА

Флюидонасыщение по данным ГИС: 1 - нефть, 2- вода

Рис. 3. СВАН-ЭТАЛОНЫ (А) И КАРТА (Б) ТИПОВ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПРИКРОВЕЛЬНОЙ ЧАСТИ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА

Зоны распространения: 1 -I типа разреза, 2-II типа разреза, 3- III типа разреза, 4 - нераспознанного типа; границы: 5 - отрицательной морфоструктуры (ответвления ККСП), 6 - барьерной группировки рифов, 7- атолловой группировки рифов; 8- изогипсы кровли турнейских отложений (ОГ II^п); контуры: 9 - залежей, 10- перспективных объектов; 11- дизъюнктивные дислокации (латеральные флюидоупоры); 12- линии сейсмопрофилей; 13- скважины: а - разведочные, б- эксплуатационные, в- давшие нефть иди нефтяные по данным ГИС; 14 - скважина: числитель - номер скважины, знаменатель - эффективная толщина, м

Рис. 4. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ОСНОВНЫХ МОРФОСТРУКТУР КРОВЛИ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА

Морфоструктуры: 1 - ответвление ККСП, 2- барьерная группировка рифов, 3 - атолловидная группировка рифов; 4 - изогипсы кровли турнейских карбонатных отложений (по Н.Н. Зайцевой, АО “Удм. ГЭ”, 2002 г.); 5 - скважины разведочные (а) и эксплуатационные (б); 6 - эффективные толщины, м/абсолютная отметка кровли турне, м; 7-линии сейсмопрофилей; границы: лицензионных участков Кучуковского месторождения, 9 - административные

Рис. 5. СВАН-ЭТАЛОНЫ (А) И КАРТА (Б) ТИПОВ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПЛАСТА Сbb БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА

1 - изогипсы кровли бобриковского горизонта. Остальные уел. обозначения см. на рис. 3

Рис. 6. КАРТА ТИПОВ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПЛАСТА Сtl_1-3 ТУЛЬСКОГО ГОРИЗОНТА

1 - изогипсы кровли пласта Ctl_1-3. Остальные уел. обозначения см. на рис. 3