Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья

ГЛАВА 4. Прогноз зон развития коллекторов баженовской свиты в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки.

4.1 Общие сведения об использованных технологиях

В ЗАО <МиМГО> коллективом исследователей под руководством проф. В.С. Славкина на протяжении ряда лет (1995-2007гг.) успешно развиваются методики прогноза типов разреза, в основу которых положен спектрально-временной анализ (СВАН) сейсмических данных, разработанный И.А. Мушиным (1985).

Первые попытки применения этих методик для решения проблем баженовской свиты коллектив ЗАО <МиМГО> осуществил в 2003 году по северному обрамлению Большого Салыма (Сахалинское месторождение). Работа велась в тесном контакте специалистов ЗАО <МиМГО> (В.С. Славкин и др.) и ОАО <Сургутнефтегаз> (И.М. Кос и др.).

С целью геометризации зон развития коллекторов нижнетутлеймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений применены технологии спектрально-временного анализа (СВАН), факторного анализа спектрально-временных параметров (ФА СВП) и факторного анализа параметров амплитудно-частотного спектра (ФА ПАРС) сейсмической записи. Дополнительно привлечены результаты решения обратной динамической задачи (ОДЗ) сейсморазведки методом ПАРМ (З.И. Дубровский, 1987).

4.2. Методика проведения и результаты

На Галяновском и Средне-Назымском месторождениях четко выделяются три группы скважин: к первой группе относятся высокопродуктивные скважины (коэффициент продуктивности больше 1м³/(сут^.МПа)). Для этих скважин характерные величины удельной емкости изменяются от 0,18 до 0,29 м³/м² при среднем значении 0,243 м³/м², максимальный дебит в этой группе скважин достигает 150 м³/сут, а средний дебит составляет несколько десятков кубометров в сутки. Ко второй группе относятся скважины с коэффициентом продуктивности меньше 1м³/(сут^.МПа) для них характерные величины удельной емкости от 0,010 м³/м² до 0,086 м³/м² при среднем значении 0,034 м³/м², что практически на порядок меньше, чем этот же показатель в скважинах первой группы. Дебиты нефти этой группы скважин лежат в пределах от первых кубометров в сутки до 10 м³/сут. И, наконец, к третьей группе относятся <сухие> скважины (их всего две), характеризующиеся практически нулевым значением эффективной удельной емкости. Здесь под удельной емкостью понимается аналог эффективной удельной емкости поровых коллекторов

q = Kпуст iHi,

(9)

где индекс i пробегает от 1 до N (количество прослоев коллекторов).

Указанные типы разреза находят отображение в сейсмическом волновом поле. На рис.3а представлены эталонные спектрально-временные образы (СВО) по скважинам Галяновского и Средне-Назымского месторождений. Как видно они хорошо различаются между собой.

Сегодня и ещё долгое время промышленное освоение запасов нефти баженовской свиты будет делом весьма рискованным, требующим принципиальных инновационных подходов, и экономически оправданным в том случае, когда в процессе разработки будут получать высокие дебиты нефти. Таким образом, разбуривать второй и уж тем более третий тип разреза не представляется целесообразным по крайне мере на данном этапе освоения территории исследований. Следовательно, задача сейсмического прогноза должна быть направлена на поиск и локализацию участков развития первого типа разреза, способного при применении прогрессивных инновационных технологий обеспечить в среднем рентабельную добычу нефти. В некотором приближении можно рассматривать локальные участки развития I типа разреза как аналог залежей нефти в резервуарах традиционного типа.

В дальнейшем по профилям с выбранном шагом рассчитываются СВО, которые визуально (классический СВАН) или с использованием формализованных критериев (ФА СВП, ФА ПАРС) сравниваются с эталонными, и на основании этого исследуемая точка относится к зоне развития того или иного типа разреза баженовской свиты. Затем точки, в которых определены одинаковые типы разреза, объединяются и строится карта типов разреза.

В результате исследований в пределах Галяновского и Средне-Назымского месторождений выделены три крупных зоны развития I типа разреза, которые разделены II типом разреза рис. 3б.

4.3. Идентификация гидродинамической связи полей нефтеносности и оценка их протяженности

Для дальнейшего освоения и планирования разработки важно иметь представления об флюидодинамической сообщаемости полей нефтеносности. При современном состоянии разбуренности территории Галяновского и Средне-Назымского месторождений и технологических характеристик промысла для проведения масштабного гидропрослушивания нет возможностей. Поставленная задача решена методами резервуарной геохимии (М.В. Дахнова, А.Д. Алексеев и др., 2007).

Нефти из 17-ти скважин, эксплуатирующих залежи нижнетутлеймской подсвиты, изучены с помощью газовой хроматографии (ГХ) с использованием метода отпечатков пальцев (метод резервуарной геохимии (Kaufman, 1987)), широко применяемого как западными, так и отечественными нефтяными компаниями при решении задач, связанных с разведкой и разработкой залежей. В частности, для определения протяженности резервуаров, оценки их вертикальной и горизонтальной флюидосообщаемости.

В основе метода лежит анализ вариаций в индивидуальном углеводородном составе нефтей и их сравнение по специфическим показателям, представляющим собой величины отношений высот выбранных пар хроматографических пиков. Результаты ГХ анализов представляются в виде звездных диаграмм, на лучах которых откладываются величины полученных параметров. Звездные диаграммы наглядно иллюстрируют сходство или различие сравниваемых образцов (рис. 3в).

Эмпирически установлено, что в едином хорошо сообщающемся резервуаре звездные диаграммы нефтей идентичны (расхождение в длине лучей не превышает 5%), в то время как для нефтей из разобщенных резервуаров они существенно различаются.

ГХ анализы нефтей проведены на хроматографе НР-5890 в геохимическом центре ВНИГНИ (М.В. Дахнова, 2009). В результате исследований установлено, что скважины Средне-Назымского месторождения (210, 218, 219, 3000, 228, 220, 215, 401) эксплуатируют одну и ту же залежь. Расстояние между наиболее удаленными скв. 228 и скв. 219 около 12 км. Скважины юга Галяновского месторождения (2034, 2035, 2033, 41, 39, 2631) эксплуатируют другую единую залежь. Расстояние между наиболее удаленными скв. 2631 и скв. 39 около 4 км.

Район скв. 42 Галяновской относится к перспективному участку в северной части Галяновского месторождения.

Эта скважина во время проведения сейсмогеологического прогноза ещё не была пробурена, и район, который она вскрывает, по результатам прогноза отнесен к неопределенному типу разреза в силу того, что параметры сейсмической записи на этой территории не соответствовали эталонным.

После выхода скв. 42 из бурения в ней отобраны пробы нефти, которые также были изучены методами ГХ.

В результате установлено, что нефть из этой скважины имеет свою особенную звездную диаграмму, которая больше похожа на таковую Средне-Назымских скважин, чем Галяновских рис. 3г.

Таким образом, по результатам сейсмогеологического прогноза типов разреза нижнетутлеймской подсвиты на территории Галяновского и Средне-Назымского месторождений выделены три обширные зоны развития наилучших коллекторов и с использованием методов резервуарной геохимии обоснован протяженный характер спрогнозированных перспективных зон.