Точность инновационного прогноза емкостных свойств юрско-меловых коллекторов Гыданской и западной части Енисей-Хатангской нефтегазоносных областей по данным сейсморазведки и бурения

Гыданская и Енисей-Хатангская нефтегазоносные области (НГО) являются важными газодобывающими районами Красноярского края. В пределах этого региона в юрско-меловых отложениях открыто 35 месторождений УВ.

В терригенном юрско-меловом разрезе пород Гыданской и Енисей-Хатангской НГО ритмично чередуются отложения преимущественно алевритопесчаного и алевритоглинистого состава. Алевритопесчаные породы с точки зрения фильтрационно-емкостных свойств являются коллекторами, а алевритоглинистые — покрышками. Сочетание коллекторов с перекрывающими непроницаемыми отложениями (покрышками) формирует природный резервуар, способный сохранять залежи нефти и/или газа при благоприятных геологических условиях.

В данной статье приведены новые данные о региональном прогнозе коллекторских свойств, рассмотрена характеристика природных резервуаров с позиции их аккумулятивных свойств, а также оценена точность выполненных построений прогнозных карт.

Прогноз емкостных свойств юрско-меловых коллекторов Гыданской и западной части Ени-сей-Хатангской НГО выполнен с использованием инновационной технологии комплексного спектрально-скоростного прогноза (КССП) [1], адаптированной к сложным сейсмогеологическим условиям исследуемой территории [2] общей площадью около 400 тыс. км2. Принципиальные особенности технологии КССП заключаются в использовании теоретически обоснованного спектрально-временного описания сейсмического импульса, форма которого меняется при изменении упругих свойств среды из-за непостоянства емкостных свойств [3]. Инновационность технологии КССП определяется новыми методами геофизической разведки, на которые получены патенты на изобретения Российской Федера-ции1 [1].

Адаптация технологии КССП к сложным сейсмогеологическим условиям юрско-меловых коллекторов Гыданской и западной части Енисей-Хатангской

НГО подробно описана в работе [2]. Геологическое истолкование полученных пространственных распределений емкостных параметров юрско-меловых коллекторов изучаемого региона приведено в работе [4].

Прогноз осуществлен путем построения прогнозных карт эффективных толщин ( Н эф ) и удельной емкости ( q = H _эф • К _п) коллекторов по резервуарам, охватывающим стратиграфический интервал от верхнего мела до средней юры [4]. Для иллюстрации полученных результатов в статье приведены такие карты малохетско-суходудинского (K j V₂-a j ) (рис. 1) и малышевского (J₂bt-k 1 ) (рис. 2) резервуаров.

Малохетско-суходудинский субрегиональный резервуар выделяется в составе неокомского шельфового нефтегазоносного комплекса, который характеризуется многопластовостью и площадной изменчивостью петрофизических свойств.

Этот резервуар представлен преимущественно песчаными отложениями малохетской (пласты группы Мх) и суходудинской (песчаные пласты СД-I–СД-XIII) свит, развитыми в ундаформных (шельфовых) частях неокомских клиноформ. На территории Гы-данской НГО резервуар приурочен к продуктивным пластам танопчинской свиты (K 1 tnp). Клиноформный комплекс нижнего отдела меловой системы Притаймырского подрайона Енисей-Хатангского регионального прогиба включает байкаловскую (K₁bkl) и шуратовскую (K₁shr) свиты.

Проницаемые породы, слагающие малохетско-суходудинский резервуар, представлены преимущественно мелкозернистыми песчаниками с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками. Суммарная мощность эффективных толщин по резервуару изменяется от 34 до 594 м (скв. Береговая-2). Пористость в интервале коллекторов варьирует от 10 до 24 % (при среднем значении 18 %). Коэффициент песчанистости составляет от 0,32 (скв. Пайяхская-4) до 0,96 (скв. Озерная-10) [5]. В северо-западном направлении, в сторону к погруженной зоне прогиба, наблюдается постепенное литологическое замещение проницаемых песчаных пластов плотными песчано-алевритовыми разностями с повышенной карбонатностью, в связи с чем уменьшается песчанистость резервуара от 50-60 % на Танамской структурной террасе до 15-30 % в погруженных зонах Ени-сей-Хатангского регионального прогиба.

Рис. 1. Прогнозные карты эффективных толщин (A) и удельной емкости (B) коллекторов малохетско-суходудинского (K₁v₂–a₁) резервуара Fig. 1. Maps of predicted net thickness (A) and specific storage capacity (B) for the Malokhetsky-Sukhodudinsky reservoir (K₁v₂–a₁)

Д * -¹    5

АНМ-⁵¹   4

Границы ( 1 , 2 ): 1 — исследуемой территории, 2 — высокоемких зон (> 0,7 от max); 3 — зоны отсутствия отложений; скважины ( 4 , 5 ): 4 — эталонные, 5 — проверочные

Boundaries ( 1 , 2 ): 1 — study area, 2 — high-capacity zones (> 0,7 of max); 3 — zones where deposits are absent; wells ( 4 , 5 ): 4 — reference, 5 — control

Рис. 2. Прогнозные карты эффективных толщин (A) и удельной емкости (B) коллекторов малышевского (J₂bt–k₁) резервуара Fig. 2. Maps of predicted net thickness (A) and specific storage capacity (B) for the Malyshevsky reservoir (J₂bt–k₁)

Усл. обозначения см. на рис. 1

For other Legend items see Fig. 1

Основным флюидоупором является субрегиональная латерально невыдержанная углисто-глинистая пачка в подошве вышезалегающей яковлевской свиты мощностью 20–30 м. В составе малохетской свиты выделяются отдельные маломощные глинистые прослои, которые утолщаются и формируют локальные флюидоупоры в осевой части Енисей-Ха-тангского регионального прогиба, однако в целом характеризуются низкими изолирующими свойствами. В кровле суходудинской свиты прослеживается выдержанная пеляткинская пачка глин общей мощностью до 80 м. Невыдержанность мощности и литологическая изменчивость глинистых прослоев являются основными препятствиями для образования залежей УВ в малохетско-суходудинском резервуаре.

Залежи УВ обнаружены преимущественно в верхней части малохетской свиты, где имеется надежная покрышка яковлевского резервуара, и в низах, в верхнесуходудинской подсвите, где флюидоу-пором служит носковская пачка.

Нефтегазоносность малохетско-суходудинско-го резервуара установлена на Утреннем, Гыданском, Ладертойском, Байкаловском, Казанцевском, Пелят-кинском, Ушаковском, Яровском, Северо-Соленин-ском, Южно-Соленинском, Нанадянском, Джангод-ском, Горчинском, а также Западно-Мессояхском и других месторождениях. Основные типы залежей: массивно-пластовая и пластово-сводовая. Ловушками являются главным образом антиклинальные поднятия. Залежи в верхних пластах суходудинской свиты имеют более сложное строение и часто связаны с литологическими экранами.

На полученных прогнозных картах емкостных параметров малохетско-суходудинского резервуара (см. рис. 1), построенных по технологии КССП, выделены зоны повышенных значений эффективной толщины и удельной емкости по критерию > 0,7 от максимума, т. е. на уровне 3 дБ, как это принято при проведении спектрального анализа, а в нашем случае — спектрально-временных атрибутов КССП [3]. Полученные данные иллюстрируют приуроченность повышенных значений эффективных толщин и удельной емкости к центральной части исследуемой территории, что в тектоническом отношении соответствует западной части Центрально-Таймырского желоба и юго-западной части Ямало-Гыданской синеклизы. Расположение зон повышенных значений контролируется скважинами Пайяхские-1, 4, Пелят-кинская-15, Верхнекубинская-2 и Средне-Пясин-ская-1, а также Приречная-71 и Солетская-1.

Малышевский субрегиональный резервуар выделяется в составе среднеюрского нефтегазоносного комплекса и распространен на значительной части Енисей-Хатангского регионального прогиба, за исключением приподнятых участков Малохетского, Рассохинского и Балахнинского мегавалов, где комплекс присутствует частично или отсутствует. Общая толщина резервуара непостоянна и изменяется с запада на восток от 145 до 480 м.

Коллектором является малышевская субрегиональная свита, представленная переслаиванием песчаных и алевролито-глинистых отложений и характе- ризующаяся высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В разрезе коллекторской толщи выделяется четыре проницаемых песчаных пласта (МЛ-I, МЛ-II, МЛ-III, МЛ-IV), разделенных пластами алевролитов и глин. Эффективная толщина малышевской свиты изменяется от 40 м (скв. Дерябинская-9) до 167 м (скв. Тампейская-1), песчанистость — от 0,27 (скважины Дерябинская-9 и Джангодская-2) до 0,88 (скв. Малохетская-6), коэффициент пористости — от 10 до 20 % [5]. Флюидоупором являются вышележащие отложения точинской свиты, представленные плохо сортированными алевролитами и аргиллитоподобными глинами. Породы точинской свиты (мощность 13–175 м) локально опесчанены и, в связи с этим, характеризуются средними и пониженными изолирующими свойствами.

В малышевском резервуаре обнаружены: газовые залежи — на Зимнем и Хабейском, газопроявления — на Мессояхском и Озерном, газоконденсатные залежи — на Геофизическом, Северо-Парусовом и Южно-Соленинском, нефтепроявления — на Севе-ро-Соленинском и Южно-Соленинском месторождениях.

На прогнозных картах емкостных параметров малышевского резервуара (см. рис. 2), построенных с использованием технологии КССП, наблюдается приуроченность повышенных значений емкостных параметров (> 0,7 от max) к южной прибортовой зоне Енисей-Хатангского регионального прогиба. Выделенная зона расположена восточнее известных месторождений, имеющих нефте- или газопроявления в данном интервале (месторождения Озерное, Зимнее, Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинские). Полученные результаты существенно повышают перспективы малышевского резервуара, менее освещенного скважинными данными ввиду глубокого залегания, но являющегося перспективным на возможное присутствие природных резервуаров благодаря высоким значениям емкостных параметров и наличию перекрывающих низкопроницаемых отложений точин-ской свиты.

Точность выполненных построений емкостных параметров определена с использованием вероятностно-статистических алгоритмов — валидации и скользящего экзамена с расчетом среднеквадратичного отклонения (σ) эффективных толщин и удельной емкости от эталонных скважинных значений, а сечение карт (А) составило ~ 1,5 о, что означает их достаточную для дальнейшего использования доверительную вероятность ( Р = 0,86). В данной статье эффективность инновационного прогноза емкостных параметров коллекторов оценена наиболее достоверным способом — по прямому сопоставлению прогнозных значений эффективных толщин и удельной емкости с данными результатов интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС) новых (проверочных) скважин (табл. 1, 2).

Табл. 1. Погрешность определения емкостных параметров коллекторов малохетско-суходудинского резервуара

Tab. 1. Error of reservoir properties determination for the Malokhetsky-Sukhodudinsky reservoirs

Скважина	Скважинные данные		Прогнозная оценка		Погрешность
	Н эф	q	Н эф	q	∆ Н эф	%	∆ q	%
ДЕР-1	481,27	96,26	468,14	90,31	13,13	2,73	5,95	6,18
ДЕР-2	452,44	86,9	507,95	99,81	55,51	12,27	12,91	14,85
ДЕР-3	453,81	95,6	482,9	93,77	29,09	6,41	1,84	1,92
ДЕР-4	462,62	89,47	515,68	102,64	53,06	11,47	13,17	14,71
ДЕР-7	529,51	105,75	507,54	100,55	21,97	4,15	5,19	4,91
ДЕР-8	490,48	95,6	527,64	106,7	37,17	7,58	11,1	11,61
ДЕР-10	445,16	88,18	477,32	92,37	32,16	7,22	4,19	4,75
ДЕР-13	527,79	103,35	527,61	106,45	0,18	0,03	3,1	3
ДЕР-14	506,83	100,81	491,59	96,13	15,25	3,01	4,68	4,64
ДЕР-15	470,72	95,13	489,94	96,44	19,22	4,08	1,31	1,38
ДЛГ-1	166,42	34,96	152,5	30,28	13,92	8,37	4,68	13,38
ДЖГ-1	325,69	61,74	310,9	66,25	14,79	4,54	4,5	7,29
КЗ-6	466,47	93,03	435,78	95,15	30,69	6,58	2,12	2,28
СМ-1	218,86	42,64	279,19	61,23	60,33	27,57	18,59	43,61
СМ-2	253,41	53,92	271,97	57,05	18,56	7,33	3,13	5,81
ТКВ-2	423,72	93,19	413,38	88,9	10,33	2,44	4,3	4,61
ТКВ-3	512,89	107,4	514,04	112,79	1,15	0,22	5,39	5,02
ТМП-1	286,81	60,89	320,65	65,87	33,84	11,80	4,99	8,19
ЗМН-2	278,21	59,39	256,92	56,72	21,3	7,66	2,67	4,5
ЗМН-3	238,39	51,47	219,88	48,43	18,52	7,77	3,03	5,9
ЗМН-6	268,96	59,04	262,67	57,92	6,29	2,34	1,13	1,91
Всего скважин: 21					Среднее	Среднее	Среднее	Среднее
				P = 1	24,12	6,93	5,62	8,12
(-4 скважины)				P = 0,86	17,67	5,1	4,04	4,94

Табл. 2. Погрешность определения емкостных параметров коллекторов малышевского резервуара

Tab. 2. Error of reservoir properties determination for the Malyshevsky reservoirs

Скважина	Скважинные данные		Прогнозная оценка		Погрешность
	Н эф	q	Н эф	q	∆ Н эф	%	∆ q	%
ДЛГ-1	58,61	8,5	58,77	8,53	0,16	0,27	0,03	0,35
ДЛГ-2	40,35	6,72	41,2	6,8	0,85	2,1	0,08	1,22
ДЖГ-1	94,82	16,12	107,37	18,31	12,55	13,23	2,19	13,61
МХТ-10	67,34	9,09	65,93	9,04	1,41	2,09	0,05	0,6
МХТ-6	41,54	7,6	42,44	7,63	0,9	2,17	0,03	0,41
СМ-1	84,38	10,43	85,48	10,47	1,09	1,3	0,04	0,38
СМ-2	75,8	10,45	85,86	10,46	10,05	13,26	0,01	0,11
ТМП-1	171,32	26,32	170,59	26,2	0,73	0,43	0,12	0,44
ЗМН-2	117,83	16,17	87,38	13,63	30,45	25,84	2,54	15,69
Всего скважин: 9					Среднее	Среднее	Среднее	Среднее
				P = 1	6,47	6,74	0,57	3,65
(-1 скважина)				P = 0,9	3,47	4,36	0,32	2,14

Графики погрешности определения эффективной толщины и удельной емкости в межскважинном пространстве свидетельствуют об устойчивости сделанного прогноза при приемлемых среднеквадратичных оценках разброса значений ( R ²) погрешностей определения Н _эф и q (рис. 3, 4).

Для малохетско-суходудинского резервуара погрешности определения значений эффективных толщин составили 6,93 % с доверительной вероятностью Р = 1 и 5,1 % с Р = 0,86. Погрешности определения значений удельной емкости оценены в 8,12 % с доверительной вероятностью Р = 1 и 4,94 % с Р = 0,86.

Для малышевского резервуара погрешности определения значений эффективных толщин составили 6,74 % с доверительной вероятностью Р = 1 и 4,36 % с Р = 0,9. Погрешности определения значений удельной емкости — 3,65 % с доверительной вероятностью Р = 1 и 2,14 % с Р = 0,9.

Средние значения погрешности по шести резервуарам юрско-мелового комплекса составили для Hэф 6,65 %, а для q — 5,19 % с доверительной вероятностью Р = 0,85, что является приемлемым результатом для регионального прогноза. Полученные данные о большей точности определения удельной емкости по сравнению с эффективной толщиной и коэффициен- том пористости соответствуют имеющимся теоретическим и практическим представлениям2 [1].

Заключение

Применение технологии КССП позволило построить региональные прогнозные карты емкостных параметров юрско-меловых коллекторов Гыданской и Енисей-Хатангской НГО с удовлетворительной точностью. При построении прогнозных карт емкостных параметров погрешность, определенная вероятно-статистическим способом валидации, составила 10–20 %, сечение этих карт равно 1,5σ.

Построенные прогнозные карты легли в основу уточнения количественной оценки ресурсов УВ данной территории методом внутренних аналогий. Точность выполненных построений также оценена прямым сопоставлением прогнозных и фактических значений емкостных параметров по данным новых скважин, не учитываемых при построении карт, и позволяет получать удовлетворительные результаты для регионального прогноза.

Доверительная вероятность прогноза эффективных толщин и удельной емкости коллекторов юрско-меловых резервуаров по данным бурения со-

Рис. 3. Корреляция фактических скважинных и прогнозных значений емкостных параметров: эффективной толщины (A, C)

и удельной емкости (B, D) малохетско-суходудинского резервуара

Fig. 3. Correlation of actual well-based and predicted values of reservoir properties: net thickness (A, C) and specific storage capacity (B, D) of the Malokhetsky-Sukhodudinsky reservoir

0      100   200    300    400    500    600

Рис. 4. Корреляция фактических скважинных и прогнозных значений емкостных параметров: эффективной толщины (A, C) и удельной емкости (B, D) малышевского резервуара

Fig. 4. Correlation of actual well-based and predicted values of reservoir properties: net thickness (A, C) and specific storage capacity (B, D) of the Malyshevsky reservoir

Скважинные значения Н , м

Скважинные значения Н , м

ставляет 0,86, этого вполне достаточно для использования данной новой информации при проектировании дальнейших геолого-разведочных работ. Однако на обширных областях северной и восточной частей исследуемой территории, где скважины отсутствуют или присутствуют в единичном числе, такая высокая эффективность прогноза емкостных свойств юрско-меловых коллекторов может быть недостижима. Погрешности определения емкостных свойств юрско-меловых коллекторов могут достигать 2–3 кратных больших указанных выше погрешностей, т. е. 13–19 % (в среднем для всей территории 16 %, что в целом соответствует погрешности, определенной способом валидации). Учитывая все изложенное, можно сделать вывод, что полученные ре- зультаты, оцененные разными способами, являются надежными и вполне пригодны для регионального прогноза.

Следует также отметить, что прогнозируемые высокоемкие зоны в меловых отложениях, расположенные в пределах Центрально-Таймырского желоба и Ямало-Гыданской синеклизы, характеризуются хорошей региональной буровой изученностью. То же касается и юрских высокоемких зон на востоке изучаемой территории.

Таким образом, применение технологии КССП позволило повысить точность определения емкостных свойств коллекторов по сравнению с существующими представлениями.