Прогнозирование фациальной изменчивости прибрежно-континентальных отложений на примере пластов Ю2-4 малышевской свиты

Седиментология пластов Ю2–4

Отложения малышевской свиты представляют собой единую толщу пластов Ю2–4, залегающую с размывом на подстилающих морских аргиллитах леонтьевской свиты [1]. Батские отложения формировались в условиях постепенной, но неравномерной трансгрессии. Происходило сокращение площади и числа внутренних выступов денудационной суши. Выравнивание рельефа привело к появлению в пределах низменных аккумулятивных равнин аллювиальных систем меандрирующего типа.

По данным анализа керна, скважинами были вскрыты осадки мелководно-морского комплекса, перекрывающие зону развития отложений прибрежно-континентального генезиса [2]. Образец, отобранный из скв. 2Р, представляет собой светло-серый мелкозернистый алевритистый, глинистый с субгоризонтальной, пологоволнистой, мелкой косой и косоволнистой слоистостью песчаник, что подтверждает его формирование в пределах русел со смешанным влиянием аллювиальных и приливно-отливных течений (рис. 1). О мелководно-морском генезисе отложений пласта также свидетельствует наличие осадков глинисто-алевритового состава и проявления в них мелкомасштабных осадочных текстур течения (нет течениевых структур), присутствие в глинистых алевролитах многочисленных песчаных слойков, линз и прослоев, а также следов конседиментаци-онных деформаций.

В юго-восточной части района исследования на этом же стратиграфическом уровне пласта скв. 3Р были вскрыты отложения прибрежно-континентального комплекса. Песчаники характеризуются интенсивной биотурбационной переработкой с полным разрушением первичных осадочных текстур, отмечаются скопления крупного углистого детрита, а также встречаются мелкие обломки углефицированной древесины. Такие признаки свидетельствуют о формировании осадков в пределах пляжевой зоны, расположенной вблизи дельты. По всей видимости, береговая пляжевая зона развивалась в краевых частях дельтовой береговой зоны, где осадки испытывали более высокую степень переработки волновыми процессами.

Выделение фаций в интервалах, где отсутствовал керновый материал, основано на определении типовых форм каротажных кривых гамма-каротажа, каротажа потенциала самопроизвольной поляризации и индукционного каротажа, которые были сопоставлены с ассоциациями фаций, выделенных по керну.

Наличие на одном стратиграфическом уровне разных по генезису типов отложений, соответствен- но имеющих разные фильтрационно-емкостные свойства, усложняет прогноз внутреннего строения геологических объектов, а также оценку запасов по площади месторождения. Таким образом, необходимо сформировать различные подходы для изучения данных областей и определить оптимальную схему разработки отдельно для каждой обстановки осадконакопления.

Сейсмофациальный анализ

Для прогноза площадного распространения обстановок осадконакопления в интервале пластов Ю2–4 был выполнен сейсмофациальный анализ.

Для определения объемного распространения фаций проведен атрибутный анализ, который представляет собой изучение динамических характеристик сейсмического поля и его производных, а также преобразование сейсмических данных в количественное описание свойств пород — сейсмическая инверсия [3]. Для прогноза фаций, выделенных по данным керна и ГИС, в межскважинном пространстве по результатам детерминистической синхронной инверсии выполнен расчет куба псевдопесчанистости. Существует методика расчета куба прогнозной песчанистости (NTG — Netto-Gross ratio) по данным результатов инверсии c использованием кубов упругих параметров Р - и S -импедансов. На основе кроссплота по параметрам Р - и S -импедансов определяются тренды для чистых глин и водонасыщенных песчаников для вычисления доли песчанистого материала.

Карты средних значений песчанистости в интервале пластов, полученные в результате интерпретации прогнозного куба NTG, дают представление о зонах распространения песчаника [4]. Использование данной информации позволяет подтвердить или опровергнуть концепцию осадконакопления не только на качественном, но и на количественном уровне.

Таким образом, исходными данными для интерпретации особенностей сейсмической записи являются амплитудный куб и прогнозный куб NTG. Необходимо отметить, что исходный сейсмический куб NTG характеризуется диапазоном значений, который является нерепрезентативным для значений коэффициента песчанистости. Использование прогнозного куба для качественной и количественной оценки коллекторских свойств продуктивных объектов подразумевает нормирование значений в диапазоне от 0 до 1. По шкале NTG значения, стремящиеся к 1, относятся к песчаникам, а близкие к 0 — к отложениями глинистых пород. В статье рассмотрен подход определения корректных значений песчанистости с использованием результатов интерпретации скважинных данных и извлеченной вдоль скважины синтетической кривой NTG.

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 1. Корреляция фаций, выделенных по данным анализа керна, и фотографии керна Fig. 1. Correlation of facies identified using core analysis; and photos of core

3622,2

A

3636,7

3646,8

3656,9

3666,9

3697,1

3707,1

3717,2

3727,2

H , м

®2Р [SSTVD]

I ее#* sr gAP

3585,6

Глина

Глина

Глина

Sf

OF

OF

OF

OF

Точка отбора керна

J 2–4_top

3679,2

3697,3

3717,3

3737,3

3757,4

3777,4

J 2–4_bo^om

3797,4

H , м

раЕ^нм^

3621,9

Р [SSTVD]

J 2–4_top

B

Глина

Глина

Глина

глина

Esm

Esm

Esm

Esm

Esm

Точка отбора керна

J 2–4_bo^om

О(£

1[

]2 zz 3    4    5    6 zz I 7 ■ 8 zz 9

A — фация отложений трансгрессивного слоя, B — фотография фации русла с приливно-отливным влиянием.

GR — гамма-каротаж, мкР/ч; W — нейтронная пористость, доли ед.; GGK — плотностной гамма-каротаж, г/см3; RT — каротаж сопротивления, Ом ∙ м.

1 — песчаник; 2 — глина; 3 — плотняк; отложения ( 4 – 9 ): 4 — пляжевой зоны, 5 — внутреннего шельфа, 6 — переходной зоны, 7 — эстуария (высокодинамичного эстуария), 8 — эстуария (низкодинамичного эстуария), 9 — прибрежной равнины

A — facies of transgressive layer deposits, B — photo of channel facies with tidal influence.

GR — Gamma-Ray Logging, µR/hr; W — NPHI, fr. unit; GGK — Density Logging, g/cm3; RT — Resistivity Logging, Ohm ∙ m.

1 — sandstone; 2 — clay; 3 — tight rock; deposits ( 4 – 9 ): 4 — shoreface zone, 5 — inner shelf, 6 — transition zone, 7 — estuary (highly dynamic estuary), 8 — estuary (low dynamic estuary), 9 — coastal plain

Нормирование прогнозного куба псевдопесчанистости

Определение корректных граничных значений для прогнозного куба псевдопесчанистости осуществлялось на основе анализа зависимости данных результатов интерпретации геофизических исследований скважин и синтетической кривой песчанистости, извлеченной вдоль скважины из инверсионного сейсмического куба NTG [5, 6]. Такой анализ позволил сгруппировать выделенные в скважинах литотипы в отдельные группы по схожим значениям синтетической кривой. Разделение выполнено по зависимости пористости относительно синтетической кривой NTG с цветовой заливкой по литотипам. Результатом являются граничные значения куба NTG, в пределах которых определяется тот или иной литотип, что позволяет установить уверенный диапазон наличия коллектора.

Первоначально были построены и проанализированы зависимости пористости и синтетической кривой песчанистости отдельно для каждой скважины на уровне литотипов (рис. 2). Стоит отметить, что детальность сейсмических данных позволяет уверенно выделить только глинистые фации, исключая скв. 3_ГС, где удалось зафиксировать пороговое значение для зоны песчаника. Таким образом, высокие значения NTG будут не характеризовать уверенную зону коллектора, а описывать смешанную область (глина и песчаник).

При наличии установленных значений для зоны глин была реализована совместная интерпретация кривых ГИС и синтетической кривой NTG для выделения макрофаций по разрезу. Граничные значения, принятые для каждой скважины (см. рис. 2), использовались как критерий отсечки для распределения макрофаций — неколлектор. Применение полученного граничного значения позволяет выполнить полное разделение на две уверенные зоны — глины и песчаники. На рис. 3 представлен пример комплексной интерпретации для скв. 3_ГС, вскрывшей мелководно-морские отложения. Повышенные значения данных гамма-каротажа, во-дородосодержания и пониженные значения сопротивления характеризуют уверенную зону глин, что также подтверждается установленным граничным значением по кубу NTG, равным 0,58. Таким образом, анализ результатов комплексной интерпретации позволил сгруппировать литотипы на уровне макрофаций — коллектор/неколлектор.

На основании выполненного разделения проведена повторная оценка порогового значения для зоны песчаника на уровне макрофаций. Для

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 2. Зависимости пористости (PHI) относительно синтетической кривой NTG (log_NTG), снятой с куба псевдопесчанистости для скважин 1Р (A), 2Р (B), 3Р (C) и 3_ГС (D)

Fig. 2. Relationships of porosity (PHI) and NTG (log_NTG) synthetic log taken from pseudo-sandiness cube for 1Р (A), 2Р (B), 3Р (C), and 3_ГС (D) wells

1 — уголь.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 — coal.

For other Legend items see Fig. 1

установления диапазона значений выполнено группирование скважин по обстановкам осадконакопления, а именно прибрежно-морской и прибрежно-континентальной. Результат разделения на уверенные зоны глин и песчаника, выглядит следующим образом (рис. 4):

– диапазон значений от 0 до 0,58 характеризует преимущественно глинистые фации;

– диапазон от 0,58 до 0,7 представляет смешанную область фаций глин и песчаников;

– при значении песчанистости более 0,7 вероятность наличия песчаника значительно выше.

На основе комплексной оценки песчанистости в каждой скважине на уровне литотипов и макрофаций были определены граничные значения для уверенных зон глин и песчаника. Полученное количественное разделение позволило осуществить нормирование прогнозного сейсмического куба NTG для дальнейшего его использования как при атрибутном анализе, так и в качестве тренда для построения куба макрофаций.

Атрибутный анализ

На первом этапе атрибутного анализа выполнена оценка прогнозного куба песчанистости на

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 3. Пример комплексной интерпретации геолого-геофизических данных для разделения на макрофации Fig. 3. Example of integrated interpretation of geological and geophysical data for breaking into macrofacies

log_NTG — синтетическая кривая, снятая с куба псевдопесчанистости, доли ед.; BV_log_NTG — граничное значение.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

log_NTG — a synthetic curve taken from pseudo-sandiness cube, fr. unit; BV_log_NTG — cutoff value.

For other Legend items see Fig. 1

качественном уровне. Для выполнения этой задачи получено сейсмическое изображение, в плане снятое с инверсионного сейсмического куба NTG в интервале пластов Ю2–4 (рис. 5), которое позволило проанализировать целостную систему объектов на исследуемой территории.

Построенная карта средней песчанистости в интервале пластов Ю2–4 была сопоставлена с другими геолого-геофизическими данными, что позволило выделить различные цветокодированные зоны волнового поля. На рис. 6 отчетливо разделяются зоны распространения осадков различного генезиса, где низкие значения песчанистости юго-восточной части характеризуют область прибрежно-континентального комплекса, что подтверждается материалами скв. 3Р. Высокие значения песчанистости на карте в районе скважин 1Р и

2Р типичны для мелководно-морских отложений. Такое разделение позволило провести границу раздела между обстановками осадконакопления. Учитывая статистические мощности каналов (2–23 м) и ограничения разрешающей способности прогноза методом инверсии (7 м), удалось закартировать аномалию только в районе скважин 3Р и 3_ГС — в виде палеоканала, характерного для данных условий седиментации.

Второй этап предполагает количественную оценку для подтверждения аномалий, выявленных по сейсмическим данным. Прогнозирование свойств пород в межскважинном пространстве было осуществлено с помощью подбора сейсмических атрибутов на основе амплитудного куба, которые имеют наиболее высокий коэффициент корреляции с прогнозной картой NTG в интервале пластов

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 4. Зависимость пористости (PHI) относительно синтетической кривой NTG (log_NTG) на уровне макрофаций для скважин прибрежно-континентальной обстановки

Fig. 4. Relationships of porosity (PHI) and NTG (log_NTG) synthetic log at macrofacies level for the wells in coastal-continental environment

0,04

0,16

0,2

0,24

–0,04

0,08      0,12

PHI, м³/м³

1 — неколлектор; 2 — коллектор

1 — non-reservoir; 2 — reservoir

Рис. 5. Разрез по нормированному сейсмическому кубу NTG через скважины 1Р, 2Р и 3Р

Fig. 5. Section from the normalized NTG seismic cube through 1Р, 2Р and 3Р wells

0   1800 3600 5400 м

I____________________________________________________________________________________I___________________________________________________________________________________I__________________________________________________________________________________I

Ю2–4. Были рассмотрены атрибуты, которые могут характеризовать наличие коллектора — различные частотные компоненты сигнала, средняя энергия и средняя квадратичная амплитуда [7]. Последний атрибут показал хороший коэффициент корреляции (R = 0,61) с песчанистостью пласта в пределах области 3D-сейсмических исследований, что позволяет использовать данный атрибут для выделения границ фациальных зон (рис. 7 A). Стоит отметить, что аномалия типа «канал» в районе скважин 3Р и 3_ГС прослеживается как на прогнозной карте песчанистости, так и на срезе сейсмического атри-

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 6. Прогнозная карта NTG для пластов Ю_2–4

Fig. 6. Predicted NTG map for U_2–4 reservoirs

1        2       3       4

1 — область сейсмической 3D-съемки; 2 — разломы; скважины ( 3 , 4 ): 3 — разведочная, 4 — горизонтальная

1 — area of 3D seismic survey; 2 — faults; wells ( 3 , 4 ): 3 — exploratory, 4 — horizontal

Рис. 7. Карта сейсмического атрибута

Fig. 7. Map of seismic attribute

бута среднеквадратичной амплитуды. Русловые отложения в данной обстановке осадконакопления благоприятны для формирования коллектора с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами [8], что подтверждается бурением скважин 3Р и 3_ГС.

Результатом сейсмофациального анализа является карта распределения фаций в пределах области 3D-сейсмической съемки, которая может послужить основой при построении концептуальной геологической модели (см. рис. 7 B) [9]. Сейсмофациальная карта может быть использована как 2D-тренд, а границы фациальных зон — для создания 3D-куба фаций.

Однако часто область геологического моделирования или границы залежей являются большими, чем область, охваченная сейсмической 3D-съемкой, что уменьшает детальность прогноза строения изучаемых объектов за пределами исследований [10]. Для снижения неопределенности прогноза распределения фаций за пределами области 3D-сейсморазведки разработан подход комплексной интерпретации 2D и 3D-данных, состоящий из двух этапов.

I этап. Вычисление атрибута по амплитудному сейсмическому кубу, который имеет высокий коэффициент корреляции с оцениваемым параметром. Поиск атрибута, где R > 0,5. В данном случае, найден сейсмический атрибут — средняя амплитуда.

II этап. Интерполяция вычисленного сейсмического атрибута (среднеквадратичная амплитуда) на основе данных 2D-профилей для повышения достоверности прогноза границ фациальных зон (рис. 8).

A — средняя амплитуда, B — фациальная карта.

Усл. обозначения см. на рис. 6

A — average amplitude, B — facies map.

For Legend see Fig. 6

25 км

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 8.

Интерполированная карта сейсмического атрибута — средняя амплитуда

Fig. 8.

Interpolated map of seismic attribute — average amplitude

Усл. обозначения см. на рис. 6

For Legend see Fig. 6

Увеличение площади охвата сейсмическим атрибутом позволило с большей достоверностью провести границу между двумя обстановками осадконакопления и закартировать сейсмофации за пределами области 3D-исследований (рис. 9 A, B). Таким образом, получив фациальную карту для всей области моделирования, при распределении свойств в 3D-пространстве представляется возможность задавать характерные параметры для каждой фации.

Выводы

На основе комплексного анализа сейсмических данных, результатов интерпретации геофизических исследований скважин и изучения кернового материала, а также регионального представления об обстановках осадконакопления получена возможность снизить геологические неопределенности в процессе изучения месторождения, что способствует более эффективной разработке нефтегазовых залежей. Для учета геологической изменчивости территории выполнены качественная и количественная оценки сейсмических материалов и данных геофизических исследований скважин. Разработанная методика позволила провести границы фациальных зон и дала возможность более точно спрогнозировать распределение запасов по площади, учитывая различные фильтрационно-емкостные свойства пород. Результатом являются фациальная карта и репрезентативный сейсмический

Рис. 9. Прогнозная карта NTG с фациальными границами (А) и фациальная карта (В) для всей области моделирования Fig. 9. Predicted NTG map with facies boundaries (A) and facies map (B) over the entire area of modelling

Усл. обозначения см. на рис. 6

For Legend see Fig. 6

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

инверсионный куб песчанистости, которые могут быть использованы как 2D- или 3D-тренд для создания надежной геологической модели, а также для дальнейшего размещения разведочного и эксплуатационного фонда скважин. Предложенная мето- дика может быть использована для месторождений, имеющих схожие условия осадконакопления, на любом этапе изученности при наличии данных по 3D-сейсмической съемке, стандартному комплексу ГИС и кернового материала.