Уточнение блочных моделей геологического строения залежей пластов ТП10-ТП15 Западно-Тамбейского месторождения в связи с подсчётом запасов

При анализе межфлюдальных контактов в залежах пластов ТП2-ТП15 аптского комплекса (верхняя часть танопчинской свиты) Малыгинского месторождения выявились существенные различия (по данным испытаний скважин) в положении газоводяных контактов (ГВК) на разных участках резервуаров и наличие (по данным 3Д сейсморазведки) тектонических нарушений (ТН) на территории месторождения. В связи с этим возникла необходимость построение блочной модели строения резервуаров.

Прежде чем переходить к рассмотрению вертикальных сечений, остановимся подробнее на том факте, что амплитуда (А) тектонических нарушений в верхней части танопчинской свиты на Малыгинском месторождении лишь в редких случаях и на отдельных локальных участках может превышать 10-15 м. А это приводит к тому, что эти тектонические нарушения не имеют яркого проявления в сейсмических данных и выявление их может носить не столь однозначный характер, как на площадях, где развиты тектонические нарушения с большой амплитудой.

Действительно, волновая картина в зоне одного и того же разлома, доказанного результатами бурения, претерпевает значительные изменения по мере его затухания. Так при амплитуде смещения от 70 до 100 м на линии сместителя отмечаются скачки осей синфазности - вплоть до разрыва, а при амплитуде от 26 до 44 м такие разрывы отсутствуют, но резко меняются углы их наклона. При амплитудах близких к 10 м предполагаемые тектонические нарушения выделяются лишь по флексурным перегибам осей синфазности, фазовым и динамическим несоответствиям по разные стороны сместителя.

Имея в виду эти трудности, временные разрезы выбраны не по регулярной сети трасс и линий, а по тем из них, где проявления малоамплитудных ТН наиболее ярки.

Рассмотрим, например, один из временных разрезов, соответствующий трассе 600 и где находят отражение три тектонических нарушения ТН-1, ТН-8, ТН-4. Здесь видно, что по вертикали, соответствующей линии 1200, отмечается потеря динамической выраженности и незначительный сдвиг осей синфазности. В нижней части временного разреза в интервале от 1800

до 2050 мс, где динамическая картина в значительной степени «смазана», отмечаются флексурные перегибы осей синфазности. Такой характер временного разреза однозначно связан с наличием здесь малоамплитудного нарушения.

Таким же образом характеризуются все тектонические нарушения, принятые в в качестве границ блоков.

Перейдём теперь к обоснованию экранирующих свойств выделенных тектонических нарушений ТН-1 - ТН-9 на основе анализа распределения газа и воды по площади по разрезу месторождения.

Тектонические нарушения ТН-1, ТН-2.

Только два тектонических нарушения ТН-1 и ТН-2 характеризуются как изолирующие, практически, для всех рассматриваемых пластов от ТП14 до ТП2. Поскольку ТН-1 имеет субширотное простирание, ТН-2 – субмеридианальное, то проявляются на разных фрагментах временных разрезов. Следы ТН-1 видны на фрагментах 1 – 8 и 19-23, а ТН-2 – на фрагментах 24-28.

Залежи, расположенные по разные стороны от этих тектонических нарушений, характеризуются, существенно, различными уровнями ГВК.

Действительно, экранирующая роль ТН-1 и ТН-2 на пластах ТП2 и ТП3 следует из того, что в скважинах 21 и 32 пласт ТП2 на отметках а.о. от минус 1928 до минус 1913 м водонасыщен (и это подтверждено испытаниями пласта), а в скважинах 3, 16, расположенных по другую сторону от ТН-1, ТН-2, он продуктивен на этих же отметках (и это тоже доказано испытаниями скв. 16), а по данным ГИС он продуктивен ещё на более низких отметках, так в скважине 3 прогнозируется продуктивность его на а.о. минус 1940 м, что на 30 м ниже воды в скважине 21. В залежах пласта ТП3 рассматриваемые скважины продуктивны и это доказано испытаниями, но по данным ГИС они имеют, существенно, разные ГВК. Так в скважине 21 ГВК вскрыт в монолитном коллекторе (что повышает его достоверность) и расположен на отметке а.о. минус 1986 м, что на 14 м ниже, чем в скважине 9, где ГВК на отметке не ниже минус 1972 м.

В пластах ТП 4 , ТП 5 и ТП 6 залежи разделяются по структурному фактору, в связи с чем нет возможности доказать или опровергнуть экранирующие свойства ТН-1 по особенностям положения ГВК в залежах. При этом ТН-1 пересекает одну из залежей пласта ТП 5 , практически, в купольной части его, отсекая небольшую часть пласта, расположенную в сторону скв. 17 и одну залежь пласта ТП 6 , - в сторону скв. 16. Мы приняли здесь, что ТН-1 обладает экранирующими свойствами, исходя из того, что это свойство его имеет место для вышележащих (ТП_1-2) и нижележащих (ТП_7- 14 ) пластов.

В пластах ТП₈ – ТП₁₀ изолирующие свойства ТН-2 ярко подтверждаются тем, что во всех этих пластах скважина 13 продуктивна (и это подтверждено испытаниями), а в скважинах 3, 24, 43 на соответствующих газу скважины 13 отметках (и даже на более высоких) находится вода. Кроме того, как видно из, изолирующие свойства ТН-2 очевидны и по залежам в районе скважин 32 и 26. Здесь в скв. 32 пласт ТП 10 газонасыщен (и это подтверждено испытаниями) в интервале от а.о. минус 2205 до 2220 м, а в скважине 16 на этих отметках (и даже на более высоких) находится доказанная испытаниями вода. В пласте ТП₁₀⁰ газ в скважине 32 получен на тех же отметках, что и вода в скважине 16.Кроме того в скв. 26 пласт ТП 8 газонасыщен на отметках ниже а.о. минус 2120 м, в то время как в скважине 16 он водонасыщен выше этой отметки на 7 метров.

Экранирующая роль ТН-1 и ТН-2 на пластах ТП 12 и ТП 13 следует из того, в скважине 24 газ находится на отметках более низких, чем в скважинах 16, 26 и 13, расположенных по другую сторону от ТН-1 и ТН-2 относительно скв. 24. При этом в пласте ТП 14 уже в скважине 26 газ находится на отметках более низких (до 20 м), чем вода в скважинах 16, 24.

Таким образом, практически для всех пластов, исключением ТП₄, ТП₅ и ТП₆, испытаниями скважин подтверждена изолирующая роль тектонических нарушений ТН-1 и ТН-2. В пластах же ТП 4 , ТП 5 и ТП 6 в близи от ТН-1 и ТН-2 залежи газа либо отсутствуют, либо имеют незначительные по латерали размеры и поэтому вскрыты малым количеством скважин, на основе которых невозможно ни доказать, ни опровергнуть флюидоупорные свойства этих тектонических нарушений.

В предыдущем разделе было показано, что выделяемые по данным 3Д сейсморазведки тектонические нарушения могут иметь изолирующие свойства как для широкого диапазона пластов (от ТП14 до ТП2), так и для более узких интервалов разреза (3- 4 пласта). Комплексный анализ материалов 3Д сейсморазведки и результатов бурения на рассматриваемой совокупности пластов, показал , что такие изолирующие свойства тектонических нарушений могут проявляться и для отдельных пластов. На Малыгинском месторождении такими свойствами обладают тектонические нарушения ТН-5 – ТН-9. Рассмотрим два из них, а именно, ТН-8 и ТН-9.

Тектонические нарушения ТН-8 и ТН-9.

Тектонические нарушения ТН-8 и 9 характеризуются как изолирующие, только для одного пласта ТП 15 . Поскольку они имеют субширотное простирание, то и проявляются на временных разрезах субмеридианального простирания. Залежь пласта ТП 15 расположена к северу от ТН-8, 9 и охватывает еще и ТН-2, ТН-4 и ТН-6. При этом резкое противоречие по характеру насыщенности отмечается только для скважин, находящихся по разные стороны от ТН-9. Так в скважинах 9 и 32 пласт водонасыщен на отметках, соответствующих газонасыщенным коллекторам скважин 13, 16, 24, 26. Другими словами, можно с уверенностью утверждать, что ТН-8 и ТН-9 обладают изолирующими свойствами на ТП 15 .

С другой стороны все скважины, находящиеся в контуре залежи, имеют один и тот же уровень ГВК, хотя находятся по разные стороны других тектонических нарушений. Из этого можно сделать вывод, что ТН-2, ТН-4 и ТН-6 не имеют изолирующих свойств на пласте ТП15.

Аналогичные выводы были получены и для других тектонических нарушений, имеющих изолирующие свойства только на каком-либо одном пласте.

При сравнении площадей залежей в блочном варианте их строения с площадями, числящимися на Государственном балансе, было установлено, для одних подсчётных объектов новые оценки ниже (например, для пластов ТП 11 , ТП 14 ) предыдущих, для других – они, существенно, выше (например, для пластов ТП₅, ТП₇ и ТП₁₀⁰), а для некоторых - практически не различаются (пласты ТП 4 , ТП 8 ).Из этого следует, что использование новой (блочной) модели строения танопчинского резервуара обеспечит сокращение геологических рисков при доразведке месторождения за счёт более обоснованного местоположение новых разведочных скважин. Кроме того, такая модель обеспечит сокращение затрат на эксплуатационное бурение за счёт оптимальной расстановки добывающих скважин