Определение природной трещиноватости нефтегазоконденсатных месторождений ЯНАО на основе обработки и интерпретации данных дистанционных методов

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИРОДНОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЯНАО НА ОСНОВЕ ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ДИСТАНЦИОННЫХ МЕТОДОВ

А.А. Нежданов, В.В. Огибенин, ОМ. Горский, А.Д. Митрофанов, А.А. Коробейников,

Е.Ю. Трясин

Результаты анализа геолого-промысловых данных длительно разрабатываемых залежей углеводородов (УВ) и материалов современных геофизических методов изучения земной коры свидетельствуют о более сложном блоковом строении нефтегазоносных резервуаров. Линзовидное и неоднородное строение резервуаров, в том числе сеноманских газовых залежей Западной Сибири, способствует неравномерной выработке запасов УВ. Однако модели залежей, заложенные в схемы разработки, базируются в основном на представлениях об их простом, как правило, пликативном строении.

Авторами статьи на основе комплексного анализа данных дистанционных и геологогеофизических методов проведены исследования по определению природной трещиноватости горных пород на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа (Уренгойское, Ямсовейское, Етыпуровское, Ен-Яхинское, Парусовое, Северо-Парусовое и др.).

По результатам анализа керна, геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на начальном этапе разработки большинства месторождений Западной Сибири, было установлено, что продуктивные пласты представлены преимущественно коллекторами порового типа, емкостные и фильтрационные свойства которых зависят от степени заполнения порового пространства пород глинистым или глинисто-карбонатным цементом. Более поздние геолого-геофизические и гидродинамические исследования свидетельствуют о блоковом строении залежей УВ, фильтрационноемкостной неоднородности продуктивных пород и наличии в разрезе не только порового, но и трещинно-порового типа коллекторов, что в первую очередь обусловлено развитием процессов дизъюнктивной тектоники [1].

За последние десятилетия представления об относительно простом, массивном строении сеноманских газовых залежей в результате проводимых геолого-геофизических исследований и анализа разработки месторождений значительно изменились [2, 3, 4]. На примере модели сеноманской продуктивной толщи центральной поднятой зоны (ЦПЗ) Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) становится понятным, что положение газоводяного контакта (ГВК) в значительной степени контролируется тектоническими нарушениями (рис. 1).

Сопоставление значений газонасыщенных толщин в межскважинных полигонах, полученных только по скважинным данным и при комплексном анализе скважинных и сейсморазведочных данных, полученных методом общей глубинной точки (МОГТ) 3Б, показывает, что разница между ними достигает ±25^30 м (рис. 2), что свидетельствует о блоковом строении объекта. При этом выполненные построения свидетельствуют о наличии как слабодренированных участков залежей, так и зон, где запасы газа находятся в активной разработке. Эта информация весьма важна при выработке решений о дальнейшей разработке объектов, так как наличие зон, не прогнозируемых только по скважинным данным в краевых участках залежей, может привести к обводнению эксплуатационных скважин и падению добычи газа.

На рис. 3-5 показано строение сеноманской газовой залежи Ямсовейского месторождения. При составлении проекта разработки предполагалось простое (не блоковое) строение залежи (рис. 3). После проведения сейсморазведочных работ МОГТ 3Б установлено блоковое строение залежи (рис. 4). Следует отметить, что при построении этой карты данные по эксплуатационным скважинам не учитывались, однако при нанесении скважинной информации на карту ее корректировки не потребовалось, что свидетельствует о достоверности выполненных построений. Сопоставление уточненной и предшествующей моделей залежи (рис. 5) свидетельствует о наличии участков, где оценки высоты залежи расходятся более чем на 60 м. Разность карт высоты сеноманской залежи показывает участки предполагаемого прироста (красные поля) и уменьшения запасов газа.

На Етыпуровском месторождении также предполагалось простое строение сеноманской залежи (рис. 6а), однако после проведения сейсморазведки МОГТ 2Б по уплотненной сети профилей

Рис. 1. Карта текущей газонасыщенной толщины сеноманских продуктивных отложений ЦПЗ Уренгойского НГКМ по данным наблюдательных скважин и 3D сейсморазведки

Рис. 2. Разность карт газонасыщенных толщин сеномана, построенных с учетом данных 3D сейсморазведки и только по данным бурения скважин ЦПЗ Уренгойского НГКМ

Рис. 3. Структурная карта по кровле сеномана

Рис. 4. Структурная карта по кровле сеномана

86

Рис. 5. Разность уточненной и предшествующей карт высоты сеноманской залежи

и совместной переобработки и переинтерпретации установлено сложное строение залежи (рис. 6б), подтвержденное результатами бурения эксплуатационных скважин. Закартированы участки увеличенной и пониженной (по сравнению с предшествующей моделью) высоты залежи, что потребовало пересмотра проектных решений по разработке. Разность карт высоты сеноманской залежи (рис. 7), построенных по разным данным, показывает участки предполагаемого прироста (красные поля) и уменьшения запасов газа.

Таким образом, использование результатов дистанционных и геолого-геофизических методов при моделировании сложнопостроенных залежей, особенно сейсморазведочных работ МОГТ 3Б, позволяет уточнить модели объектов и оптимизировать процесс их эксплуатации.

Авторы статьи полагают, что для повышения эффективности разработки месторождений аналогичные построения должны быть выполнены по всем разрабатываемым месторождениям ОАО «Газпром» в Западной Сибири, а результаты сейсморазведочных работ необходимо более полно учитывать при мониторинге разработки газовых и газоконденсатных залежей.

а б

Рис. 6. Карты высоты сеноманской залежи Етыпуровского месторождения: а - из модели подсчета запасов; б - из модели, выполненной по материалам сейсморазведки после уплотнения сейсмических наблюдений

Для корректного моделирования сложнопостроенных залежей следует проводить комплексный анализ данных бурения и эксплуатации скважин, а также материалов, полученных с помощью дистанционных и геолого-геофизических методов:

• аэрокосмической съемки;

• грави- и магнитометрической съемок;

• сейсмической детализационной 2D, 3D и 4D съемок;

• геохимической и гелиевой съемок;

• геофизических и гидродинамических измерений в скважинах;

• скважинной сейсморазведки (работы МОГТ по методике обращенного вертикального сейсмопрофилирования, межскважинного просвечивания и сейсмической томографии с использованием газодинамического источника сейсмических колебаний, разработанного в ООО «ТюменНИИгипрогаз»).

Рис. 7. Разность уточненной и предшествующей карт высоты сеноманской залежи

Комплексная интерпретация материалов дистанционных методов исследований позволяет: детализировать геологические модели выявленных залежей УВ, прогнозировать зоны с лучшими кол -лекторскими свойствами пород, картировать литолого-тектонические экраны и зоны дробления пород в приразломной области, разнонаправленные смещения слоев в микроблоках, а также направления движения пластовых флюидов.

Первоначальную информацию о разломах можно получить по данным бурения (рис. 8а, б). На рис. 8 показано разрывное нарушение в разрезе скв. 1004 (Парусовое месторождение), которое привело к отсутствию пластов ТП1 и ТП2.

Тектонические элементы фундамента находят свое отображение в потенциальных полях (исходных, градиентных и аномальных). В магнитном градиентном поле зоны крупных региональных разломов отображаются резкой сменой простирания изодинам и выдержанными узкими протяженными градиентными зонами, а также сочетанием этих элементов. По картам полного градиента силы тяжести внутри зон дополнительно выделяются более мелкие элементы, связанные с разломами,

О <* зммте» О <7озбкте» о <4 59вмте» о <5145**тя> о

эди* >004 1001 1005 1007 1008

б

Рис. 8. Выявление разломов на Парусовом месторождении: а - данные бурения; б - разрывное нарушение в разрезе скв. 1004

которые в исходном поле отображаются затяжками или резкими изгибами изоаномал. На рис. 9 показаны косвенные признаки существования разрывных нарушений в северной части Уренгойского НГКМ в виде серии линеаментов северо-восточного направления, выявленные при комплексном анализе магнитного и гравитационного полей.

Рис. 9. Выявление косвенных признаков разрывных нарушений в северной части Уренгойского НГКМ при комплексной интерпретации материалов грави- и магнитометрической съемок

Для выявления областей развития дизъюнктивной тектоники результаты сейсморазведочных работ интерпретировались в следующих направлениях: визуальный анализ (выделение зон потери записи и корреляции на временных разрезах, связанных с зонами разрушения и трещиноватости пород; отдельных разрывов, надвигов, сбросов, горстов; депрессий, провалов в виде желобов и т.д.); структурный анализ (выделение осей складок); анализ атрибутов куба когерентности; анализ горизонтальных срезов; анализ локальных изменений динамических характеристик отраженных волн (ОВ); анализ карт локальных составляющих временных полей; анализ осложнений форм осей син-фазности; анализ изменения углов наклона отражающих границ.

Примером выделения разломов по данным сейсморазведки может служить интерпретация волновой картины разреза осадочной толщи Парусового месторождения (рис. 10а, б), где протрассированы разломы в верхней и нижней частях разреза. Пример выделения разрывных нарушений в разрезе и оценки величины смещения пластов Ен-Яхинской площади приведен на рис. 11.

Следует отметить, что при интерпретации временных разрезов наряду с явными, высокоамплитудными разломами наблюдаются малоамплитудные и затухающие разломы, экранирующая роль которых возрастает в тонкослоистых, неоднородных разрезах, что подтверждается геолого-промысловыми данными (например, на Уренгойском НГКМ). Малоамплитудные разломы характеризуются незначительным смещением пластов по поверхностям дизъюнктивов. В отдельных интервалах сейсмических разрезов фиксируются смещения осей синфазности на 6-^8 мс, что составляет около 10^15 м (см. рис. 11). В подавляющем большинстве случаев амплитуда смещения таких нарушений не превышает 5 м. Смещения осей синфазности ОВ в интервале интенсивных, выдержанных сейсмических горизонтов, связанных с неокомской продуктивной толщей, происходят в основном без разрыва осей синфазности. При этом наблюдаются резкие деформации волн (относительно общего тренда ^ по горизонту) в области предполагаемого сместителя. В ряде случаев разломы субвертикальны. Поверхность разломов условно принимается близкой к плоскости. Часто вблизи крупных разломов отмечаются серии коротких оперяющих нарушений, которые не прослеживаются в узком временном интервале. Вторичные нарушения характеризуются более заметным отклонением от вертикали.

а б

Рис. 10. Прослеживание разломов в верхней (а) и нижней (б) частях куба Парусового месторождения

Рис. 11. Пример выделения разрывных нарушений на временном разрезе Ен-Яхинского НГКМ

Признаками высокоамплитудных (явных), а также малоамплитудных и затухающих разломов являются флексуровидные деформации осей синфазности, разрывы отдельных отражений, тонкие динамические аномалии отражений, заметное изменение мощности пластов по разные стороны разрывных нарушений.

На рис. 12 представлен пример выявления высокоамплитудного и малоамплитудного разломов в меловых и юрских отложениях северной части Уренгойского НГКМ.

а б

Рис. 12. Сравнение высокоамплитудного (а) и малоамплитудного (б) разломов в северной части Уренгойского НГКМ

На рис. 13 показан затухающий разлом в интервале неоком-юрской части разреза на Южно-Парусовой площади. Амплитуда смещения уменьшается с 60 до 20^30 м, волновая картина в области разлома на Южно-Парусовом месторождении и в северной части Уренгойского НГКМ принципиально не отличается.

В ряде случаев для выявления разрывных нарушений достаточно эффективна интерпретация временных и структурных поверхностей по углам наклона. Так, на рис. 14 представлена структурная карта поверхности комплекса БУ^ Уренгойского НГКМ и результат ее интерпретации по углам наклона.

а б в г

Рис. 13. Выявление затухающих разломов в интервале неоком-юрской части разреза на Южно-Парусовом месторождении

а б

Рис. 14. Уренгойское НГКМ. Карта углов наклона поверхности комплекса БУЦ

Хороший результат дает анализ локальных составляющих карт ^ отражающих горизонтов: при вычитании из сильно сглаженных карт 1;0 детальных полей изохрон выделяются составляющие, связанные с наиболее резкими деформациями осей синфазности. Полученные линейные аномалии рассматриваются как зоны вероятных разрывных нарушений. Эта категоричность не декларативна, а основана на тщательном анализе геологических и физических процессов, влияющих на особенности сейсмической волновой картины.

На рис. 15 показан пример выделения линеаментов, связанных с разрывными нарушениями, по карте локальных составляющих поля ^ горизонта НБУ^ Ен-Яхинской площади.

Рис. 16 и 17 иллюстрируют выявление предполагаемых тектонических нарушений по амплитудочастотным характеристикам проведенного динамического анализа в интервале разреза нижний неоком-юра Парусового и Ен-Яхинского месторождений соответственно.

На рис. 16 показаны зоны разломов и тектонического дробления пород, выявленные по признаку ослабления амплитуд. На карте общей энергии (рис. 17) в области отражающего горизонта НБУ^ видны косвенные признаки наличия элементов разломной тектоники: широкие каналы, прорезающие склон клиноформных комплексов. Прямолинейная форма каналов говорит о том, что их положение спровоцировано блоковой тектоникой.

В атрибуте куба когерентности (рис. 18в) также проявляются рассмотренные направления. В юрском и неокомском интервалах разреза Парусового месторождения (рис. 18а, б) можно наблюдать признаки разломно-трещинных нарушений пород, которым соответствуют линеаменты северовосточного и меридионального направлений.

Рис. 15. Карта локальных составляющих поля ^ по горизонту НБУ| Ен-Яхинского месторождения

Рис. 16. Временные разрезы с вертикальной динамической полосчатостью на Парусовом месторождении

Из многочисленных горизонтальных атрибутов сейсмического куба (временные и горизонтальные срезы, карты различных параметров) могут быть выбраны наиболее представительные, несущие максимальную линеаментную нагрузку. По каждому срезу в соответствии с высокими градиентами параметров и линейности аномальных зон на отрезках, превышающих 1 км, отмечаются предполагаемые тектонические нарушения. Примером выделения линеаментов, связываемых с разрывными нарушениями, может служить горизонтальный срез вблизи горизонта НБУ^ Ен-Яхинской площади (рис. 19).

Рис. 17. Косвенные признаки разломно-трещинных нарушений на карте общей энергии ОВ в интервале пласта НБУ,20 Ен-Яхинского НГКМ

а б в

Рис. 18. Признаки разломно-трещинных нарушений в атрибуте куба когерентности в интервале отражающего горизонта НТП22

Парусового месторождения

Кроме этого, на горизонтальных срезах и при динамических атрибутах с интервалом отражающего горизонта С2 этой же площади отмечаются звездчато-трещинные и мелкополигональные формы, обусловленные тектонической или диагенетической трещиноватостью пород (рис. 20).

Рис. 19. Горизонтальный срез вблизи отражающего горизонта НБУ,га Ен-Яхинского НГКМ. Выделение разрывных нарушений по горизонтальным срезам

Рис. 20. Выделение звездчато-трещинных и мелкополигональных форм, обусловленных тектонической или диагенетической трещиноватостью пород на Ен-Яхинском НГКМ

Рассмотренные прецизионные формы отмечаются впервые в практике сейсморазведочных работ в Западной Сибири и отражают высокое соотношение сигнал/помеха исходных материалов и качество обработки.

Для повышения качества выявления и картирования нарушений в плане необходимо статистическое выделение линеаментов по частоте встречаемости на различных картах. По множеству карт параметров выделяются линеаменты, которые затем оцифровываются и переводятся в гриды. Оцифрованные результаты по одному из атрибутов на Ен-Яхинском НГКМ показаны на рис. 21а. На рис. 21 б, в, г представлены суммы по некоторым группам атрибутов. В целом они имеют много общего и показывают участки наиболее вероятного размещения разломно-трещинных зон на Ен-Яхинском НГКМ.

Подтверждением существования разломно-блочной структуры фундамента и осадочного чехла является комплексный анализ всей геолого-промысловой информации разведочных и эксплуатационных скважин: продуктивность пластов; дебиты жидкости, нефти, газа; обводненность продукции;

Рис. 21. Оцифрованные линеаменты по одному сейсмическому атрибуту (а) и суммы линеаментов по разным

группам атрибутов (б, в, г) на Ен-Яхинском НГКМ

пластовые давления и температуры; газовый фактор; физико-химические свойства нефтей и газов; описание керна; уровни ВНК, ГНК, ГВК; эффективные, нефтенасыщенные и общие толщины (мощности) песчаных пластов и пропластков; концентрации выноса механических примесей; параметры, характеризующие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и т.д.

Так, например, схемы основных разрывных зон в продуктивном неокомском интервале Ен-Яхинского НГКМ (пласты БУ}2 и БУ^"2) при совмещении с картами изобар (рис. 22) и картами эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин пласта БУ}2 (рис. 23) показывают высокую сходимость, подтверждая тем самым блоковое строение месторождения.

аб

Рис. 22. Схема основных разрывных зон, совмещенная с картами изобар пластов БУ£2 (а) и БУ^ (б) Ен-Яхинского месторождения

Таким образом, полученные в результате проведенных исследований данные о напряженно-деформированном состоянии рассматриваемых пород дают новые знания о природе естественных деформационных процессов, протекающих в верхней части земной коры.

а б

Рис. 23. Карты эффективных газонасыщенных (а) и нефтенасыщенных (б) толщин пласта БУ^ Ен-Яхинского месторождения

Выявленные в результате построения разломно-блочных моделей блоки имеют свои характерные особенности, которые необходимо учитывать в дальнейшем для повышения эффективности разработки залежей. Районирование зон природной трещиноватости, т.е. выделение отдельных блоков на основе построенной разломно-блочной модели месторождения, позволяет оптимизировать систему разработки объектов и выработку остаточных запасов УВ, количество и режимы эксплуатации скважин, назначать эффективные геолого-технологические мероприятия.

Список литературы

1. Митрофанов А.Д. Коррекция процесса разработки объекта ЮВ1 Западно-Могутлорского месторождения на основе проведения комплексных дистанционных гидродинамических (трассерных) исследований / А. Д. Митрофанов, Г.А. Бахтияров , А.В. Бодрягин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 2. - С. 42-51.

2. Нежданов А.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, Н.А. Туренков, С.А. Горбунов. - М.: Изд-во Академии горных наук, 2000. - 247 с.

3. Бембель Р.М. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / Р.М. Бембель, В.И. Ермаков, Е.Н. Ивакин и др. - M.: Недра, 1995. - 464 с.

4. Петухов А.В. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа. - Ухта: УГТУ, 2002. - 276 с.