Изучение геологического строения клиноформных резервуаров Западной Сибири по данным сейсморазведки и каротажа

Глава 4. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки и каротажа при изучении пространственных характеристик и ФЕС в клиноформных отложениях Западной Сибири.

В данной главе приведены исследования, выполненные автором при изучении геологического строения клиноформных отложений ряда месторождений углеводородов Западной Сибири.

При изучении геологического строения неокомских отложений Западной Сибири наиболее сложными и важными этапами являются: определение стратиграфических границ продуктивных пластов, обоснование положения межфлюидных контактов и прогнозирование распределения коллекторов в межскважинном пространстве. Этим этапам уделено основное внимание в исследованиях автора, результаты которых приведены в данной главе.

При исследовании любого бассейна осадконакопления в первую очередь необходимо восстановить историю его развития. Автором было принято, что все характерные черты геологического строения, которые устанавливаются на конкретных месторождениях, должны укладываться или, по крайней мере, не противоречить тем общим закономерностям, которые установлены для неокомских отложений Западной Сибири. При динамическом атрибутном анализе подбор сейсмических атрибутов для прогноза коллекторских свойств пласта выполнялся не только исходя из значений коэффициента корреляции, но и с позиции сопоставимости карты атрибута соответствующей принципиальной модели.

Для правильной геометризации залежей, особенно в условиях сильной литолого-фациальной изменчивости, сложной задачей оказался анализ межфлюидных контактов. Как было установлено автором при изучении ряда залежей в неокомском клиноформном комплексе Западной Сибири, основным контролирующим фактором служит не структурный или тектонический, а литологический фактор. Широко известны литологические ловушки, в которых роль флюидоупора по латерали играют зоны глинизации (замещения или выклинивания) коллектора. В данной работе показано, что общепринятое обоснование различия контактов в залежах наличием полной (по всей толщине пласта) зоны глинизации коллектора в ряде случаев не применимо.

В результате совместного анализа сейсмических и скважинных данных в шельфовых неокомских пластах рассматриваемых месторождений автором были выделены отдельные <черепицеобразные> пласты с различными уровнями водонефтяных контактов (ВНК). Было установлено, что различие в гипсометрии межфлюидных контактов объясняется наклоненными на запад глинистыми пропластками, которые, зачастую, имеют подчиненное значение в разрезе. Это обстоятельство делает затруднительным их выделение и трассирование.

Корреляция разрезов скважин считается основополагающим этапом комплексной интерпретации. Она используется в качестве основы для последующих этапов сейсмической интерпретации, анализа межфлюидных контактов и моделирования. Комплексная корреляция продуктивных шельфовых пластов и ачимовской толщи по данным ГИС и сейсморазведки МОГТ-3Д была вынесена нами в отдельный этап, так как корреляция клиноформных отложений была значительно уточнена, и их строение оказалось гораздо сложнее, чем предполагалось в более ранних работах по рассматриваемым месторождениям. Совместный анализ данных сейсморазведки и исследований скважин позволил выделить на рассматриваемой территории в отложениях неокома основные сейсмостратиграфические комплексы: ачимовские клиноформные отложения и группу пологонаклоненных шельфовых пластов (БС₁₀, БС₁₂, БУ₁₇).

В процессе корреляции разрезов скважин по рассматриваемым месторождениям Западной Сибири, нами логически выделены несколько этапов, выполнение которых различается как методически (по способам и средствам решения), так и геологически (по интервалам залегания коррелируемых границ). Основными из этих этапов являются следующие:

1. Корреляция стратиграфических границ, соответствующих основным отражающим сейсмическим горизонтам (как правило это трансгрессивные глинистые пачки);

2. Корреляция границ целевых пластов согласно стратиграфическим границам;

3. Комплексная корреляция разреза клиноформного комплекса ачимовской толщи и шельфовых пластов группы Б по данным ГИС и сейсморазведки.

На изучаемых месторождениях детальная корреляция отложений была выполнена автором согласно принятой методике - выделение и прослеживание по каротажным диаграммам реперов с устойчивыми геофизическими характеристиками в пределах изучаемой площади. В качестве основных реперных границ принимались локальные поверхности, связанные, как правило, с однородными породами, выдержанными как по мощности, так и по простиранию, а в качестве дополнительных - поверхности, имеющие устойчивые в пределах изучаемого месторождения геофизические характеристики. К таким реперам относятся: кровля баженовской свиты (горизонт Б), кровля сортымской свиты, а также региональные трансгрессивные глинистые пачки (чеускинская, пимская, <шоколадная> и другие).

За границы пластов принимались стратиграфические поверхности, то есть те, которые прослеживались независимо от наличия или отсутствия коллектора в той или иной части интервала. Такой подход в условиях неокомского клиноформного комплекса в условиях сильной литолого-фациальной изменчивости и выклинивания пластов представляется автору наиболее правильным. Границы коллектора пласта в этом случае определялись на более позднем этапе - по результатам обработки данных ГИС в ранее выделенных стратиграфических интервалах пластов.

Комплексирование сейсмических и промысловых данных имеет особенно важное значения в условиях клиноформного строения, когда одни и те же части разных клиноформ из-за схожести образов на каротажных диаграммах относятся к одному пласту. Такая ошибочная корреляция приводит к неправильному распределению коллекторов в разрезе, трудностям при обосновании контактов и, в конце концов, к построению неправильной геологической модели месторождения.

При исследовании свойств неокомских отложений, характеризующихся частым переслаиванием и линзовидным строением пластов, решение задачи прогнозирования разреза путем интерполяции свойств в межскважинном пространстве практически невозможно. Данные сейсмических исследований восполняют недостаток информации и позволяют выполнить более обоснованный и достоверный прогноз свойств резервуара в объеме.

При изучении ряда месторождений Западной Сибири нами было установлено, что в том случае, когда коллектор, в целом, имеет невыдержанное в плане распространение (в том числе и клиноформное), допустимым является прогнозирование зон глинизации, разделяющих залежь на части. При этом их контуры должны быть обоснованы (например, результатами интерпретации сейсморазведочных данных) и не противоречить имеющимся скважинным данным. Неявные клиноформы пластах, завершающих соответствующий этап некомпенсированного осадконакопления (неокомский этап) являются разновидностями литологических гидродинамических экранов. На основании сейсмических и скважинных данных в шельфовых неокомских пластах группы Б автором были выделены отдельные <черепицеобразные> пласты с различными уровнями ВНК. Судить о том являются ли внутренние границы комплексов гидродинамическими экранами, разделяющими разные залежи, можно по гипсометрии контактов. Чешуйчатое, пологонаклонное строение шельфовых пластов часто довольно сложно идентифицировать на кривых ГИС. При анализе ундаформной части неокомского разреза месторождений Западной Сибири исключительно по данным бурения, отложения коррелируются как покровные моноклинально залегающие пласты, в то время как на сейсмических разрезах явно прослеживается наклон пластов на запад.

При помощи качественного анализа сейсмических данных с опорой на скважинную информацию автором на месторождении Сургутского района Западной Сибири были выделены отдельные фациальные зоны. В предшествующих работах по данному району корреляция пласта выполнялась по принципу сохранения мощностей, и считалось, что залежи нефти пласта БС₁₂ имеют достаточно простое строение и контролируются структурным фактором, то есть пологими антиклинальными поднятиями. При таком упрощенном подходе основной проблемой стал этап обоснования межфлюидных контактов. При оценке положения водонефтяного контакта на основании интерпретации данных ГИС были выявлены зоны с существенно отличающимися отметками (до 30 м). В использовавшихся нами скважинах характер насыщения был уверенно определен по результатам интерпретации ГИС и подтвержден испытаниями. Так как, взятые за основу разведочные скважины были практически вертикальными, это исключало ошибку в инклинометрии и, следовательно, в определении положения абссолютных отметок пластопересечений. В более ранних работах опесчаненные части разных клиноформ были отнесены к одному пласту, так как по ГИС они имеют схожие характеристики: (пониженные показания ПС и ГК). При изучении сейсмических разрезов, седиментационных слайсов и данных каротажа автором было установлено, что считавшийся единым пласт БС₁₂ состоит из совокупности разобщенных линз с различными ВНК, разделенными глинистыми перемычками (мощностью от 1,5 до 12 метров), которые служат гидродинамическими экранами. При анализе атрибутов учитывались выявленные особенности геологического строения изучаемых отложений. Так, на карте комплексного сейсмического атрибута, полученного с использованием нейронных сетей, распределение эффективных толщин коллектора (Нэф) хорошо согласуется с представлениями о клиноформном строение пласта: аномалии Нэф вытянуты с юго-запада на северо-восток. В центральной части месторождения на седиментационных слайсах была выделена вытянутая в субширотном направлении аномалия, которая с опорой на данные метода ПС (наличие горизонтальной подошвенной линии) была обоснована как область развития палеотечения.

На другом месторождении, расположенном в Самбургско-Уренгойском районе, было так же выявлено черепицеобразное строение шельфовых пластов, которое подчеркивалось аномалиями типа <яркого пятна>, характерного для газонасыщенных песчаников, что так же подтвердилось результатами AVO-анализа и дальнейшим бурением разведочных скважин на данном месторождении.

Выполненные исследования показали высокую эффективность динамического анализа сейсмических данных с использованием информации о литолого-фациальной принадлежности клиноформных отложений. Было установлено, что при прогнозе ФЕС на основании сейсмических данных возможно применение атрибутного анализа и сейсмической инверсии. При изучении ачимовских отложений на примере пласта Ач_3-4, который является глубоководным аналогом шельфового пласта БУ₁₇, автором совместно с Мерзляковой Д. В., Федотовым М.Н., Степановым А.В., Кузнецовой Л.С. был проведен сравнительный анализ эффективности различных сейсмических технологий при прогнозе коллекторских свойств. Были использованы данные седиментационного анализа, статистического анализа атрибутов с применением методики нейросетевого моделирования и методика объемного прогноза коллекторских свойств на основе данных стохастической сейсмической инверсии и и методов классификации.

Для того чтобы понять, насколько неточен прогноз эффективных толщин с использованием только скважинной информации была построена карта ошибок с использованием сферической вариограммы. При этом оказалось, что средняя ошибка определения эффективных толщин в межскважинном пространстве достаточно большая и составляет 10 м, а в разбуренных частях - до 5 м; при этом максимальная мощность коллектора по данным ГИС составляет около 50 м.

По значениям атрибутов методами множественной регрессии и нейросетевого моделирования были построены карты прогнозного параметра эффективных толщин коллектора. При помощи нейронных сетей были рассчитаны восемь прогнозных карт Н_эф пласта Ач_3-4 с использованием шести, пяти, четырех и трех сейсмических атрибутов. Из расчета прогнозного параметра Нэф исключался тот атрибут, значимость вклада которого была наименьшей. Все прогнозные карты имеют высокий коэффициент корреляции (от 0,93 до 0,98) со скважинными данными и не противоречат принципиальной геологической модели. Однако, было установлено, что значения рассчитанного комплексного атрибута в некоторых эксплуатационных скважинах значительно отличаются от реальных значений. В связи с этим, было принято решение провести серию тестов по построению карт комплексных атрибутов с использованием данных эксплуатационных скважин. Это позволило добиться среднеквадратической ошибки, равной 3 м. Проведенные тесты показали, что даже при достаточном количестве скважин в обучающей выборке, результирующая карта прогнозного параметра Нэф достаточно устойчива к входным параметрам лишь в некоторых областях, но принципиальное распределение зон повышенных значений прогнозного параметра не меняется при удалении одной из скважин. Однако, на наш взгляд, детальность карты прогнозных значений эффективных толщин по данным комплексного сейсмического атрибута не соответствует точности сейсмических данных. Ширина отдельных каналов по карте комплексного сейсмического атрибута составляет 100-200 м, в то время как разрешающая способность сейсморазведки по горизонтали сопоставима с шириной этих каналов. Для получения корректного прогноза эффективных толщин карта атрибута после устранения невязок в скважинах была сглажена, сохранив лишь основные русла древнего конуса выноса.

Для уточнения прогноза была проведена сейсмическая инверсия. Результаты инверсии показали, что значения пористости наиболее сильно (на 2,5-4,8%) отличаются от ее значений в скважинах на западе площади, где эффективные мощности пласта наибольшие, но коллектор состоит из множества тонких пропластков. Для более массивных коллекторов на востоке полигона сейсмической съемки определяемая величина близка к реальной пористости коллектора. Это объясняется тем, что разрешение кривых каротажа (0,2-0,4 м), намного выше разрешения сейсмических данных (около 5 м), и при расчете куба акустической инверсии происходит значительное осреднение значений пористости в коллекторах по вертикали. Одновременно это дает повышение эффективной мощности коллектора в 1,5-2 раза по отношению к его действительному значению по данным бурения. Это происходит вследствие того, что коллектор пласта не удовлетворяет условию массивности строения, выполнение которого необходимо для построения качественных карт параметров на основе данных инверсии. Таким образом, для прогноза эффективных толщин наилучшие результаты были получены при использовании данных статистического анализа сейсмических атрибутов с учетом геологической интерпретации. Использовать результаты сейсмической инверсии для построения карты эффективных мощностей не удалось.

Проведенные исследования показали необходимость учета "черепицеобразного" строения шельфовых пластов. Так на одном из месторождений Ноябрьского района было установлено, что каждая следующая линза образовывается за счет частичного размыва и переотложения материала предыдущей линзы, что приводит к образованию мощного (до 60 м) единого резервуара. Отложения характеризуются четкой воронкообразной формой ПС, что позволяет говорить об осадконакоплении в условиях относительной регрессии и обильном поступлении терригенного материала. В этом случае, наклонные <черепицеобразные> отражающие горизонты соответствуют падающим в западном направлении поверхностям напластования, а не литологическим границам.

На основании проведенных исследований сделаны следующие выводы:

1. Совместным анализом сейсмических данных и каротажа установлено, что шельфовая часть клиноформных неокомских отложений Западной Сибири имеет сложное черепицеобразное строение.

2. Выбор и обоснование сейсмических атрибутов для прогнозирования ФЕС клиноформных резервуаров в межскважинном пространстве необходимо проводить в соответствии с выявленными на основании промыслово-геофизических данных особенностями фациальной изменчивости отложений.

3. Пространственная корреляция данных каротажа с опорой на сейсмические данные и гипсометрия межфлюидных контактов являются надежным критерием выделения гидродинамически разобщенных пластов-коллекторов, соответствующих пологонаклонным черепицеобразным горизонтам.

4. Сложное строение шельфовых пластов (БС₁₀, БС₁₂, БУ₁₇) и особенности распространения коллекторов необходимо учитывать при дальнейших разработках залежей, так как пласт зачастую не может рассматриваться в качестве единого резервуара.