Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири

Общая характеристика работы.

Актуальность исследований. Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов, заполненного углеводородами. Согласно (Методические рекомендации , 2003) при подсчете геологических запасов границей раздела между зоной однофазной фильтрации (из которой в первоначальный период эксплуатации получают безводные притоки нефти) и зоной двухфазной фильтрации (из которой получают притоки воды с тем или иным количеством нефти) является контакт ВНК*; а нижней границей между зоной двухфазной фильтрации и залежью в целом - контакт ВНК. Подсчет запасов нефти рекомендуется проводить до нижней границы залежи - ВНК, поэтому обычно при исследовании месторождений изучают положение ВНК. Несмотря на это, в работе предлагается использовать ВНК* по ряду причин. Во-первых, значение водонасыщенности на уровне ВНК* может быть определено через остаточную водонасыщенность, используя капиллярные кривые, на ВНК - через остаточную нефтенасыщенность по измерениям относительной фазовой проницаемости. Как правило, второй вид исследований выполняется гораздо реже первого в силу своей дороговизны, поэтому использование ВНК* статистически более точно и обосновано. Во-вторых, для решения поставленных задач возможно применение как ВНК*, так и ВНК.

Опыт изучения положения ВНК показывает, что достаточно часто его глубина не является фиксированной величиной на площади месторождения. Существует немало примеров месторождений, характеризующихся разноуровневыми водонефтяными контактами в пределах одного продуктивного пласта. К примеру, только в Западной Сибири известны такие месторождения как Вахское, Двуреченское, Крапивинское, Лугинецкое. Определение первичного уровня ВНК и выявление причин разного положения ВНК является ключевой задачей при оценке углеводородного потенциала месторождения при проведении геолого-разведочных работ с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа. Корректное определение положения ВНК позволяет более надежно оценивать запасы углеводородного сырья и точнее оценивать экономический эффект при разработке месторождения. Изучение и учет изменения положения ВНК и геологических факторов разноуровневого ВНК дает возможность выбирать направление проведения разведочных работ для увеличения площади месторождения.

Изменение положения водонефтяного контакта связывают с целым рядом геологических факторов: гидродинамический фактор; изменение температуры и минерализованности пластовой воды на разных участках месторождения (Сайкин С.Ф., 1964); разница в капиллярных свойствах коллектора на различных участках пласта (Большаков Ю.Я., 1995); наличие литологических барьеров, препятствующих фильтрации флюидов; тектонические нарушения, играющие роль экранов и разделяющие месторождение на изолированные области; гидродинамическая несвязанность отдельных участков месторождения в связи с фациальной неоднородностью продуктивного пласта.

Особенно актуальна и сложна задача выявления причин разного положения водонефтяного контакта на малоамплитудных месторождениях с небольшими перепадами уровня ВНК*. Трудности, прежде всего, связаны с тем, что пологая структура месторождения и незначительные перепады ВНК* залежей продуктивных пластов не позволяют в полной мере использовать возможности сейсмических данных в силу ограниченной разрешающей способности последних. Кроме этого, необходимо учитывать, что первичное положение ВНК* может измениться вследствие разработки месторождения и влияния заводнения в процессе эксплуатации. Указанные выше факторы значительно осложняют задачу выявления причин разного положения ВНК* на месторождении и требуют комплексного подхода к интерпретации геолого-геофизической информации, включающего изучение условий осадконакопления, истории тектонического развития, а также вторичных преобразований, обусловленных влиянием постседиментационных процессов.

В качестве объекта исследований было выбрано одно из месторождений, расположенное на юго-восточной окраине Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Выбор объекта определялся, с одной стороны, его геологическим строением, соответствующим описанной задачи, а, с другой стороны, наличием данных 3Д сейсморазведки и большим количеством пробуренных скважин. Выбранный объект типичен для Западно-Сибирского НГБ, а рассматриваемые в работе приемы исследований легко распространить на другие месторождения региона.

Основной целью работы является разработка методики выявления причин разноуровневого положения водонефтяного контакта малоамплитудных залежей на основании комплекса геолого-геофизической информации.

Определение положения водонефтяного контакта, оценка изменений его уровня и выявление причин изменения положения ВНК* предполагает решение следующих основных задач:
1. анализ и обобщение имеющегося петрофизического материала, расчет пористости и насыщенности коллекторов;
2. разработка методики литологической типизации разреза;
3. анализ положения ВНК* и выделение блоков с его близким положением по данным ГИС и испытаний продуктивных пластов;
4. сопоставление положения ВНК* с капиллярным подъемом в породах разного литологического состава;
5. оценка положения зеркала свободной воды, выделение блоков с единым положением зеркала свободной воды;
6. определение фациальной принадлежности продуктивных пластов;
7. сопоставление результатов интерпретации сейсмических данных с положением зеркала свободной воды;
8. выявление основных факторов, контролирующих разный уровень ВНК*.

Научная новизна работы:

Разработан и обоснован способ расчета интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы по ограниченному комплексу ГИС (ГК, ПС, НК, сопротивление) на основании специальной петрофизической настройки.

Предложена и обоснована методика определения положения зеркала свободной воды по комплексу ГИС на основании построения функции Леверетта для выделенных по методам ГК и ПС литотипов пород.

Для условий малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений предложена методика выделения границ блоков с разным положением ВНК*, основанная на определении уровня зеркала свободной воды, выделении областей предполагаемых границ блоков по зеркалу свободной воды, их локализации по сейсмическим атрибутам.

Защищаемые положения:

1. Расчет концентраций макрокомпонент в породе по комплексу ГИС с предварительной петрофизической настройкой позволяют оценить значения интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы в скважинах.

2. Выделение по комплексу ГИС двух типов коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам и использование соответствующих зависимостей функции Леверетта от водонасыщенности позволяют оценивать высоту подъема воды над зеркалом свободной воды и определять коэффициент нефтенасыщенности коллекторов на любой высоте от зеркала свободной воды.

3. Для обоснования блокового строения малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений по комплексу ГИС фиксируются положения первичного ВНК*, рассчитываются глубины зеркала свободной воды, выделяются зоны с единой глубиной зеркала, а в зоне перепада положения зеркала выделяются границы блоков по сейсмическим атрибутам, результатам анализа условий осадконакопления и наличия вторичных преобразований пород.

Практическая значимость:

На основании анализа результатов интерпретации данных ГИС и 3Д-сейсморазведки выявлены основные факторы, повлиявшие на формирование современных залежей (Ю₁², Ю₁³) в верхнеюрских пластах исследуемого месторождения: тектонические движения, которые привели к образованию микроблоков; заполнение ловушки с образованием палеоВНК; расформирование залежей в результате неотектонических подвижек и формирование современных залежей.

Обоснование блокового строения месторождения и уточнение контура нефтеносности в результате выполненных исследований позволили выявить перспективные области, не охваченные эксплуатационным бурением, и определить направления дальнейшего бурения.

Кроме этого, предложенная блоковая модель месторождения послужила основой для выполнения пересчета запасов углеводородов, по результатам которого прирост запасов составил 5 %.

Реализованная в работе технология оценки показаний методов АК и ГГК-п, а также способ определения положения зеркала свободной воды с учетом литологического состава пород-коллекторов и расчета нефтенасыщенности коллекторов по вертикали с помощью функции Леверетта после петрофизической настройки на условия месторождения могут использоваться при изучении месторождений Западной Сибири, близких по условиям осадконакопления.

Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались на Российской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной "Году Планеты Земля" (г. Москва, 2009 г.); международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов "Геомодель" (г. Геленджик, 2008 г. и 2010 г.); международных конференциях "Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых" и "Ломоносов" (г. Москва, 2006 г.); а также на семинарах кафедр геологии и геохимии горючих ископаемых, сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова.

Основные положения диссертации и результаты исследований по различным направлениям работы изложены в 7 публикациях, из них 2 - в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа общим объемом 137 страниц состоит из введения, пяти глав и заключения. Список использованных литературных источников включает 95 наименований.

Работа над диссертацией была начата на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых и закончена на кафедре сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова под руководством кандидата технических наук, доцента Г.А. Калмыкова.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, доценту, кандидату технических наук Г.А. Калмыкову за внимание и поддержку при написании работы. Автор благодарен Г.Г. Топуновой и Г.В. Перовой за консультации и поддержку на всех этапах работы над диссертацией, М.И. Верещагиной, А.Е. Харитонову за неоценимую помощь и консультации при написании отдельных глав. Автор признателен В.А. Богословскому, Б.А. Никулину, А.А. Никитину, Е.Е. Карнюшиной, Е.В. Соболевой, В.С. Белохину за советы и полезные рекомендации. Автор выражает благодарность Г.Г. Кравченко за предоставленную возможность ознакомиться с его диссертационной работой. Автор искренне благодарен Н.Л. Кашиной за конструктивную критику и всестороннюю поддержку. Отдельно автор благодарит членов семьи и друзей, без постоянной поддержки которых было бы невозможно написание работы.