Мультидисциплинарный подход к геологическому моделированию пластов В10−13
Черепкова А.А., Бусуек Е. С., Кураш Т. П., Наклеевская К. А., Леванов А. Н., Неделько О. В., Мартынюк Е. В., Локшин Д.А., Ахмадишин А.Т.


Тюменский нефтяной

научный центр,

АО «Верхнечонскнефтегаз»

В данной работе приводится опыт создания трехмерной геологической модели с учетом всей накопленной геолого-геофизической информации по пласту В10-13 месторождения Восточной Сибири. Данные отложения являются древними терригенными коллекторами, осложненными вторичной цементацией порового пространства. На текущий момент бурение на месторождении осуществляется в краевых частях, что требует создания инструмента для минимизации рисков при сопровождении бурения.
Введение
Верхнечонское месторождение (ВЧНГКМ) является одним из крупнейших месторождений в Восточной Сибири [1]. Его разработка осуществляется на протяжении последних десяти лет. На текущий момент месторождение уверенно обеспечивает нефтью трубопровод Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО), подтверждая перспективность данного региона. Необходимо отметить, что сложные природно-климатические условия, низкая изученность региона, а также низкая оснащенность инфраструктурой с учетом физико-географических характеристик самого месторождения усложняют процесс его разработки, требуя нестандартных подходов и новых решений.
Верхнечонское месторождение открыто в 1978 г., расположено примерно в 1 000 км от оз. Байкал [2]. В разрезе ВЧНГКМ выделяются четыре объекта разработки, один из которых характеризуется газовым насыщением, а остальные — нефтяным с наличием газовых шапок. Наиболее глубоко залегающий объект — пласты В10-13 — представлен терригенными отложениями, а вышележащие объекты являются карбонатными по своему составу.
На текущий момент основным объектом разработки является пласт В10-13. На его долю приходится 55 % начальных геологических запасов (НГЗ) всего месторождения. Фонд эксплуатационных скважин, пробуренных на пласт В10-13, приближается к 1 000 скважин, включая многозабойные скважины (МЗГС) и зарезки боковых стволов (ЗБС), при этом разбуренность самого пласта достаточно высока. Доля категории В2
составляет менее 2 %. Таким образом, для освоения неразбуренных запасов требуется детальное планирование при заложении новых скважин, что обусловлено сложным геологическим строением пласта и длительным влиянием разработки.
Пласт представлен древними терригенными отложениями, гранулометрический состав которых варьируется от аргиллитов до конгломератов, что связано с условиями осадконакопления [3]. Также на геологическое строение пластов оказывает влияние длительная история развития региона, включая неоднократные постседиментационные тектонические движения, структурную инверсию, трапповый магматизм [1]. Все это способствовало развитию дизъюнктивных нарушений, поэтому в пределах месторождения выделяется до 18 залежей с различными уровнями газо- и водонефтяных контактов (ГНК, ВНК). Особенностью данных отложений является наличие вторичных цементов в поровом пространстве, что оказывает влияние на итоговые фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) [4]. В целом пласт характеризуется средней пористостью 14 % и средней проницаемостью 227 мД.
Перед авторами статьи поставлена задача создания инструмента для минимизации рисков эксплуатационного бурения в условиях сложных терригенных коллекторов Восточной Сибири, характеризующихся высокой латеральной и вертикальной изменчивостью. Задача решена путем комплексирования всей имеющейся геолого-геофизической информации, а также посредством ревизии результатов исследований керна и переинтерпретации данных сейсморазведочных работ (СРР). В ходе работы проведены следующие виды исследований:
  • доработана фациальная модель пластов в части выделения литотипов и фаций;
  • изучена последовательность вторичных преобразований коллекторов;
  • оценено влияние вторичных преобразований на ФЕС и продуктивность скважин;
  • исследованы закономерности площадного развития процессов засолонения;
  • доработаны палетки для определения коэффициента пористости и коэффициента засолонения по данным ГИС;
  • уточнена оценка коэффициента проницаемости;
  • выполнено прогнозирование засолонения пласта в межскважинном пространстве;
  • построена геологическая модель пластов В10-13 как инструмент для планирования эксплуатационного бурения.
Фациальная модель
При проведении седиментологических исследований учтены результаты региональных палеогеографических построений вендских отложений Восточной Сибири [5]. Медленная трансгрессия моря в течение непского времени, при обилии поступающего с суши грубого обломочного материала, привела к формированию выдержанных песчаных покровов. Основным источником сноса обломочного материала были внутренние районы платформы и Байкало-Патомская складчатая область [6]. С целью доизучения условий осадконакопления Верхнечонского месторождения проведена ревизия кернового материала. С использованием единых подходов и с учетом всей накопленной геологической информации [9] по региону выполнено седиментологическое описание 1 350 м керна по 41 скважине. Всего в результате изучения кернового материала выделено 28 литотипов, которые затем по совокупности генетических признаков объединены в 21 фацию, характеризующую 7 фациальных комплексов.
В рамках седиментологических исследований установлены основные этапы развития территории в непское время. В целом пласты характеризуются трансгрессивным строением. Осадконакопление во многом определялось существовавшим к началу непского времени палеорельефом. В северо-западной части района работ была расположена возвышенность, которая представляла собой основной источник сноса обломочного материала. В результате ее разрушения и последующей морской трансгрессии происходило постепенное заполнение осадком более пониженной юго-восточной части территории и латеральное смещение фаций в северо-западном направлении.
В основании пласта В13 находятся отложения аллювиальных фэнов, которые вверх по разрезу сменяются отложениями приливно-отливной равнины. Пласт В10 развит повсеместно, на северо-западе он залегает на породах фундамента с угловым и стратиграфическим, на остальной части территории отложения пласта В10 со стратиграфическим несогласием перекрывают породы нижненепской подсвиты [9]. После перерыва в осадконакоплении территория вновь испытывает трансгрессию, в основании пласта В10 находятся отложения аллювиальной равнины, которые перекрываются отложениями приливно-отливной равнины.
По результатам аналитической работы определены основные фации, перспективные с точки зрения коллекторских свойств. Для отложений аллювиального фэна такими фациями являются отложения проксимальной (АФп) и медиальной частей аллювиального фэна (АФм), для отложений аллювиальной равнины — флювиальные каналы (ФК) и флювиальные каналы гравийные (ФКгр), для приливно-отливной равнины — приливно-отливные каналы (ПОК) и приливно-отливные ручьи (ПОР).
Также определены основные размеры песчаных тел на основе параметров, полученных по керну. Отмечается высокая изменчивость по разрезу и латерали песчаных тел в связи с их небольшими размерами. Например, для фации флювиальных каналов (ФК) ширина каналов варьируется от 2 500 м до 13 500 м, при среднем — 7 650 м. Размеры получены по формулам Fielding and Crane [1987] [10], исходя из глубины каналов, определенной по керну.
Вторичные преобразования коллекторов
Как известно, фильтрационно-емкостные характеристики пластов В10-13 контролируются не только условиями осадконакопления, но и вторичными процессами, широко развитыми в поровом пространстве [4, 7, 11, 12].
Ранее в пределах изучаемых пород ключевым процессом, оказывающим влияние на продуктивность пластов, выделялась хлоридизация (галитизация) [8]. Однако в результате проведенного комплекса работ зафиксировано присутствие дополнительных минералов, оказывающих влияние на геометрию порового пространства.
Одним из первых методов по изучению пустотного пространства и вторичной минерализации выступили петрографические исследования шлифов стандартного и большого размера. В ходе работы установлено, что пустотное пространство в разрезе пластов В10-13 представлено межзерновыми порами. Диагностировано и подтверждено наличие процессов регенерации полевошпат-кварцевого состава, карбонатизации, сульфатизации и хлоридизации, оказывающих наибольшее влияние на ФЕС пород.
Использование новых подходов при петрографическом описании шлифов позволило оценить содержание вторичных минералов на количественном уровне, что облегчает дальнейшую работу по анализу данных и поиску корреляционных зависимостей. Благодаря данному методу исследований зафиксирована и установлена последовательность вторичного минералообразования (рис. 1), подтверждена общая концепция по региону, в рамках которой процессы хлоридизации (галитизации) происходили на завершающем этапе формирования порового пространства коллектора [7].
Рис. 1. Последовательность вторичного минералообразования В10-13

Установлено, что образование вторичных минералов в породе контролируется двумя основными факторами:
1. Первичными фильтрационно-емкостными свойствами породы, т.к. в первую очередь миграция высокоминерализованных рассолов осуществляется внутри пород с наилучшими ФЕС.
2. Локализацией поступления высокоминерализованных рассолов в породы, что обусловлено совокупностью тектонических движений и процессов [7, 8].
Также для оценки вторичной цементации в поровом пространстве привлекались количественные методы — рентгеноструктурный анализ (РСА) и обессоливание (частичное или полное удаление из состава солей) [14]. Однако полученные данные не позволяют в полной мере охарактеризовать минеральную преобразованность внутри терригенной толщи пластов В10-13, что обусловлено как особенностями отбора образцов (частотой и равномерностью), так и неоднородностью проявления наложенных изменений.
По этой причине при седиментологическом изучении пород выполнена фиксация наличия или отсутствия вторичной минерализации. Для этих целей разработана и принята условная классификация, которая отображает степень заполнения тем или иным цементом порового пространства. Данная методика с учетом материалов петрографии, РСА и обессоливания позволила на количественном уровне по площади и по разрезу оценить распространение вторичных преобразований (рис. 2).
Рис. 2. Степень заполнения порового пространства фации флювиальных каналов, д.ед.: а – сульфатизация, б – галитизация

Влияние вторичных преобразований на ФЕС и продуктивность скважин
Исходя из результатов проведенной аналитической работы и общих представлений по региону, наибольшему влиянию вторичных цементов подвержены фации с наиболее высокими первичными ФЕС [8]. Например, для фации флювиальных каналов (ФК) отмечается снижение коэффициента пористости на 30 % после галитизации порового пространства (Кп до обессоливания — 13,5 %, Кп после обессоливания — 18,9 %), а коэффициента проницаемости — на 70 % (Кпр до обессоливания — 775 мД, Кпр после обессоливания — 2 786 мД) (рис. 3).
Рис. 3. Сопоставление фильтрационно-емкостных свойств по фациям пласта В10:
а — до обессоливания;
б — после обессоливания
Стоит отметить, что степень галитизации уменьшается вниз по разрезу непской свиты, что связано в первую очередь с вертикальной миграцией рассолов. Сульфатизация чаще всего проявляется в нижних частях пластов, где залегают отложения флювиальных каналов и аллювиальных фэнов. А повышенное содержание карбонатной цементации приурочено к кровельной части пласта В10, что связано, скорее всего, с общей трансгрессией бассейна седиментации (рис. 4).
Рис. 3. Сопоставление фильтрационно-емкостных свойств по фациям пласта В10:
а — до обессоливания;
б — после обессоливания
Результаты седиментологического и петрографического описания кернового материала проанализированы совместно с продуктивными характеристиками скважин, в которых проведен отбор керна. Для анализа в качестве сравнительной характеристики использован коэффициент продуктивности, рассчитанный либо по результатам испытаний, либо по результатам ввода скважины в фактическую эксплуатацию. Степень засолонения рассчитана с учетом данных петрографического описания шлифов, рентгеноструктурного анализа (РСА) и данных обессоливания.
На первом этапе проведено сопоставление между коэффициентом продуктивности и степенью галитизации порового пространства, т.к. ранее основное ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) породы было связано с наличием галита в поре [8]. Однако отмечается поле точек с пониженным коэффициентом продуктивности с низкой степенью галитизации порового пространства (рис. 5А), что говорит о наличии других факторов, влияющих на эксплуатационные характеристики скважины.
Рис. 5. Сопоставление коэффициента продуктивности и степени вторичной цементации порового пространства:
а — степень галитизации (%) и коэффициент продуктивности (м3/сут/атм);
б — степень галитизации и сульфатизации (%) и коэффициент продуктивности (м3/сут/атм)

На следующем этапе проведено сопоставление между коэффициентом продуктивности и степенью засолонения порового пространства (рис. 5б). В данной ситуации под степенью засолонения понимается доля галита и сульфата в поровом пространстве.
В целом отмечается наличие связи между коэффициентом продуктивности и степенью засолонения, что подтверждает влияние вторичных цементов на продуктивные характеристики пластов. Также это подтверждается наличием устойчивой связи (R 0,82) между открытой пористостью и коэффициентом продуктивности (рис. 6), т.к. в данном случае открытая пористость породы формируется расположением вторичных цементов в поре.
Недостаточно высокий коэффициент корреляции может быть обусловлен недостаточной выборкой исследований, т.к. РСА и шлифы позволяют оценить долю сульфата в небольшом объеме породы, а оценка галита по данным обессоливания также зависит от равномерности отбора образцов.
Рис. 6. Сопоставление коэффициента открытой пористости (%) и коэффициета продуктивности (м3/сут/атм)

На следующем этапе проведено сопоставление между коэффициентом продуктивности и степенью засолонения порового пространства (рис. 5б). В данной ситуации под степенью засолонения понимается доля галита и сульфата в поровом пространстве.
В целом отмечается наличие связи между коэффициентом продуктивности и степенью засолонения, что подтверждает влияние вторичных цементов на продуктивные характеристики пластов. Также это подтверждается наличием устойчивой связи (R 0,82) между открытой пористостью и коэффициентом продуктивности (рис. 6), т.к. в данном случае открытая пористость породы формируется расположением вторичных цементов в поре.
Недостаточно высокий коэффициент корреляции может быть обусловлен недостаточной выборкой исследований, т.к. РСА и шлифы позволяют оценить долю сульфата в небольшом объеме породы, а оценка галита по данным обессоливания также зависит от равномерности отбора образцов.
Закономерности площадного развития процессов засолонения
Развитие вторичных цементов в поровом пространстве коллектора является ключевой особенностью данного региона [12]. Основной привнос солей в пласты В10-13 связывают с вторичной тектонической активизацией Сибирской платформы на рубеже перми и триаса, сопровождавшейся внедрением траппов в отложения ангарской, литвинцевской свит кембрия и верхоленской свиты карбона [7]. Внедрение силла способствовало прогреву нижележащих горных пород и насыщающих их пластовых флюидов. Под воздействием повышенных градиентов давления и повышенной плотности рассолов происходила их миграция в нижележащие пласты [4, 13]. Также образование галита в поровом пространстве может быть связано с выпадением солей на границе палеоводонефтяных контактов [11] либо с инфильтрацией высокоминерализованных рассолов (рапы) в период осадконакопления их вышележащих отложений [16]. Но как отмечается [13], данное солеотложение незначительно повлияло на формирование порового пространства.
По разрезу в пределах месторождения выделяются пласты каменных солей толщиной до 300 метров, приуроченные к ангарской, бельской и усольской свитам. По площади месторождения отмечаются локальные участки полного выщелачивания солей. Следовательно, стоит предположить, что источниками для формирования высокоминерализованных рассолов являлись все соли, залегающие выше пласта Б2, включая соли перемычки между пластами Б1 и Б2, соли усольской свиты, а также соли бельской свиты.
Исходя из результатов стадиального анализа, предполагается, что образование вторичных минералов в поровом пространстве пластов В10-13 происходило в несколько стадий на разных этапах развития территории. Образование сульфата происходило до галита. Предположительно, образование сульфатов связано с тектоническими движениями при формировании надвига в раннем палеозое. В целом отмечается связь между степенью сульфатизации и расстоянием от определенной группы разломов, приуроченных к надвигу (рис. 7).
Рис. 7. Степень сульфатизации порового пространства (д.ед.):
а — карта распределения параметра;
б — зависимость степени сульфатизации от расстояния до разломов

Распространение галита в поровом пространстве пластов В10-13, предположительно, осуществлялось на рубеже перми-триаса, когда происходила тектоническая активизация Сибирской платформы, сопровождаемая трапповым магматизмом [7]. На территории Верхнечонского месторождения внедрение траппов в основном приурочено к ангарской свите, сложенной каменными солями.
Наличие устойчивой связи между расстоянием от определенной группы разломов и степенью галитизации (рис. 8) также подтверждает общую теорию о том, что на момент миграции высокоминерализованных рассолов были открыты разломы только северо-западного простирания [7]. Наилучшей сходимости с данными удалось добиться, благодаря разделению всех скважин на группы с высокими первичными ФЕС (первичная пористость >18 %) и низкими первичными ФЕС
(первичная пористость <18 %), что также подтверждает общую концепцию о том, что миграция высокоминерализованных рассолов осуществлялась в пропластки с наилучшими первичными ФЕС [8].
Рис. 8. Степень галитизации порового пространства (д.ед.): а — карта распределения параметра;
б — зависимость степени галитизации от расстояния до разломов

Таким образом, впервые получены зависимости между степенью галитизации и сульфатизации и расстоянием от разломов, проводящих высокоминерализованные растворы.
Определение коэффициента засолонения по данным ГИС
Разработка петрофизической модели коллекторов пластов В10-13 имеет длительную историю [8].
На текущий момент при используемом на месторождении комплексе ГИС возможно выделение только галита, поэтому в дальнейшем под коэффициентом засолонения подразумевается коэффициент галитизации. Выделение сульфата по данным ГИС затруднительно в связи с малым содержанием (в среднем в пределах 5 %) минерала по данным имеющегося керна, а также в связи с ограниченностью комплекса ГИС. Существует предположение, что выделение сульфата по данным ГИС возможно при использовании аппаратурно-методического комплекса литологического импульсного нейтронного каротажа (ИНК-Л), но данная технология требует дополнительного апробирования в пределах Верхнечонского месторождения.
При разработке методики оценки засолонения пород и оценки коэффициента пористости по данным ГИС учитывалось различное влияние кристаллического галита на акустические, нейтронные и плотностные свойства пород. Рассмотрены петрофизические модели этих методов, на основании которых для дальнейших исследований предложены комплексы, представленные следующими парами методов: плотностной (ГГКп) — нейтронный (НК), акустический (АК) — нейтронный (НК).
Преимуществом пары методов ГГКп–НК, является возможность их использования в горизонтальных скважинах, т.к. оба методы объемные и слабо зависят от анизотропии свойств.
АК–НК — эта пара методов не может использоваться для интерпретации в горизонтальных скважинах. Наличие глинистости оказывает существенное влияние на оба метода. Поэтому при комплексном использовании НК-АК необходимо учитывать глинистость пород.
Анализ кернового материала показал, что засолонение разреза преимущественно связано с чистыми, неглинистыми интервалами. Таким образом, принимая, что глинистость в интервалах засолонения не оказывает влияние на методы ГИС, составлена комплексная палетка ГГКп-Wнк (рис. 9) для одновременного расчета пористости с учетом коэффициента солесодержания и (или) глинистости пород.
Рис. 9. Палетка ГГКп-Wнк для определения коэффициента пористости и коэффициента засолонения

Физический смысл составленной палетки следующий: при совпадении пористости по ГГК-П и Кп по нейтронному каротажу порода соответствует чистым песчаникам. При повышении содержания галита в породе увеличивается пористость по ГГКп относительно пористости по нейтронному каротажу. Превышение пористости по нейтронному каротажу над пористостью по плотностному каротажу обусловлено содержанием в породе глинистых минералов (наличием глинистости), в этом случае пористость принимается по гамма-гамма плотностному каротажу.
На рисунке 10 представлена комплексная палетка АК-Wнк для расчета пористости с учетом засолонения и/или глинизации пород. Физический смысл составленной палетки следующий: при совпадении пористости по АК и по нейтронному каротажу порода соответствует чистым песчаникам. Содержание галита в породе приводит к завышению пористости по акустическому каротажу и занижению Кп по нейтронному каротажу. Содержание в породе глинистых минералов (наличие глинистости) приводит к завышению пористости по акустическому каротажу и завышению Кп по нейтронному каротажу. Полученная комплексная палетка является универсальной и позволяет вычислить истинную пористость [8].
Рис. 10. Палетка АК-Wнк для определения коэффициента пористости и коэффициента засолонения

Уточнение оценки коэффициента проницаемости
Для уточнения коэффициента проницаемости в целом по пласту авторами разработаны зависимости для расчета коэффициента проницаемости для каждой фации. На сегодняшний день для определения коэффициента проницаемости горных пород существует достаточно много подходов [15]. Основная идея во всех подходах заключается в нахождении связи пористости и проницаемости с использованием керновых зависимостей и учета дополнительных факторов. Для оценки абсолютной проницаемости по фациям использовалась трехмерная связь Кпр = f(Кп, Кво, Ксоль), полученная на основе кернового материала (рис. 11).
Рис. 11. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, коэффициента остаточной водонасыщенности и коэффициента засолонения для фации флювиальных каналов по данным исследований на керне. Шифр точек — Кво+Ксоль

Прогнозирование засолонения пласта в межскважинном пространстве
В пределах Верхнечонского месторождения прогноз фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта В10-13 по данным сейсморазведочных работ (СРР) всегда являлся вызовом для специалистов, занимающихся интерпретацией данных СРР [17]. Это обусловлено таким рядом факторов, как:
  • сложные геологические условия — высокая латеральная и вертикальная изменчивость, обусловленная особенностями осадконакопления и вторичными процессами;
  • малые мощности целевого интервала — от 0 до 50 м, в зависимости от территории месторождения (в среднем — 15 м);
  • высокий акустический контраст между целевым интервалом (терригенные породы) и вмещающими породами (фундамент, карбонатные отложения), что приводит к тому, что динамика волнового поля определяется также свойствами вмещающей толщи [17];
  • сложные тектонические процессы — наличие траппов в верхней части разреза, зон надвига, что может искажать сейсмический отклик от пласта.
Ранее для пласта В10-13 выполнена акустическая инверсия целевого интервала сейсмического куба. В результате данной работы был получен прогноз линейной емкости пласта В10, что характеризует объем порового пространства пласта. Данный подход сначала был опробован на небольшом участке месторождения, а через два года он был транслирован на всю площадь месторождения после проведения 3D-сейсморазведочных работ по методу общей точки (МОГТ) в 2011 году [18]. В целом, данный подход использовался при бурении разведочных и наклонно-направленных скважин. Однако при переходе к бурению удлиненных горизонтальных скважин и многозабойных скважин в краевых частях месторождения возникла потребность в поиске новых подходов для улучшения прогноза параметров пласта по данным сейсморазведочных работ.
В 2022 г. проведена переинтерпретация данных сейсморазведочных работ, в ходе которой была учтена верхняя часть разреза (ВЧР), что в целом позволило повысить разрешенность данных прогноза СРР. После этого перед авторами стояла задача улучшить существующий прогноз свойств пласта по данным СРР. Стоит отметить, что после 2013 г.
на месторождении был пробурен основной фонд эксплуатационных скважин (60 % от текущего фонда), а также более 25 скважин с полным отбором керна и записью расширенного комплекса ГИС, что увеличило охарактеризованность пласта В10-13 геолого-геофизическими данными. Таким образом, количество опорной информации для прогноза свойств по данным сейсморазведки выросло, однако с учетом высокой изменчивости пласта это также способствовало увеличению неопределенности.
Рис. 12. Разделение месторождения на локальные участки для проведения мультиатрибутного анализа. Карта — доля фации флювиального канала (ФК) относительно общей толщины
пласта В10

Пласт В10-13 характеризуется высокой изменчивостью фациального ряда как по разрезу, так и в пределах площади месторождения, а значит, и высокой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Для снижения коридора неопределенности при прогнозировании ФЕС по данным СРР было принято решение о разделении месторождения на отдельные участки. Данный подход позволил сгруппировать скважины, пробуренные в схожих условиях осадконакопления, а значит, и характеризующиеся схожими ФЕС. Данный подход также позволил для прогноза ФЕС по данным СРР использовать не только вертикальные и наклонно-направленные скважины, но и эксплуатационные скважины, пробуренные по нисходящей траектории и вскрывающие подошву пласта. Использование эксплуатационных скважин, включая горизонтальные скважины, позволило увеличить количество входных данных для прогноза.
После разделения месторождения на участки с учетом особенностей осадконакопления были сформулированы основные критерии для дальнейшей работы с сейсмическими атрибутами:
1. Окно для расчета атрибутов подбиралось таким образом, чтобы получить максимальный вклад от целевого интервала разреза.
2. В процессе тестирования подбиралось определенное количество сейсмических атрибутов (один или несколько) для получения наибольшего коэффициента корреляции со скважинными данными.
По результатам проведенной работы для каждого участка была получена карта эффективных толщин и карта засолоненных толщин. Впоследствии по результатам сшивки этих карт получены карты эффективных и засолоненных толщин по каждому из пластов. Стоит отметить, что впервые для данного месторождения получена прогнозная карта засолоненных толщин, а также тот факт, что в качестве входной информации использовались не только данные по вертикальным и наклонно-направленным скважинам, но и данные по горизонтальным скважинам, пробуренным по нисходящей траектории и вскрывающим подошву пласта.
Рис. 13. Результирующая прогнозная карта засолоненных толщин пласта В10

Геологическая модель пластов
В10-13 как инструмент для планирования эксплуатационного бурения
В данной работе в качестве инструмента для планирования эксплуатационного бурения принимается геологическая модель пластов В10-13, поэтому все полученные результаты аналитической работы были учтены при построении геологической модели.
В связи с распространением вторичных процессов внутри порового пространства построение геологической модели пластов В10-13 осуществлялось в несколько этапов (рис. 14).
Рис. 14. Разрезы по кубам литологии:
а — куб фаций;
б — куб первичного коллектора;
в — куб итогового коллектора

По результатам проведенной работы для локализации песчаных тел по разрезу на первом этапе осуществлялось построение куба фаций. Размеры песчаных тел задавались исходя из данных, полученных при седиментологическом описании керна. Также основной задачей было соблюсти логику изменения фациальных рядов как по вертикали, так и по площади.
На втором этапе внутри выделенных фаций осуществлялось распределение первичных коллекторов.
На третьем этапе внутри первичного коллектора осуществлялось распределение дискретных засолоненных разностей коллектора, выделенных по данным ГИС. При распространении засолоненных разностей использованы результаты прогноза по данным интерпретации сейсморазведочных работ (СРР). Также в тренде учтены результаты полученной концепции распространения солей.
На завершающей стадии внутри результирующего объема коллекторов распределены сульфатизированные разности, выделенные по керну. Распределение сульфатизированных пропластков по площади осуществлялось с учетом концепции распространения сульфатов по площади месторождения. Также в итоговый куб литологии встроены дайки и зоны линейной глинизации пласта В10 [9]. Эти геологические тела выделяются по данным СРР и подтверждаются результатами бурения скважин.
На следующем этапе осуществлялось распределение ФЕС внутри итогового коллектора. Стоит отметить, что распространение коэффициента засолонения осуществлялось в пределах всего первичного коллектора. Для распространения данного параметра впервые построен тренд по зависимости уменьшения коэффициента засолонения от расстояния до разлома (рис. 15).
Рис. 15. а — трендовая карта степени засолонения порового пространства, построенная по зависимости от расстояния до разломов; б — результирующий тренд коэффициента засолонения с учетом скважинных данных

Куб коэффициента пористости строился следующим образом. В качестве тренда использовался обратный куб, рассчитанный от коэффициента засолонения, что обеспечило наилучшую связь между этими параметрами. В итоговой модели реализовано ухудшение коэффициента пористости вблизи разломов, проводящих высокоминерализованные рассолы (рис. 16). По результатам построения куба пористости рассчитаны кубы коэффициента проницаемости и водонасыщенности согласно вышеприведенным актуализированным формулам.
Рис. 16. Разрезы по кубу пористости

Таким образом, построена итоговая геологическая модель. В целом отмечается прирост начальных геологических запасов (НГЗ) относительно текущей авторской геологической модели (ГМ) на 8,2 %. Основной прирост отмечается за счет прироста запасов в неразбуренных частях, т.к. ранее картирование зон засолонения осуществлялось как ½ расстояния между скважинами. В новой геологической модели для этих целей используются актуализированные тренды.
Авторы хотели бы поблагодарить ПАО «НК «Роснефть», АО «Верхнечонскнефтегаз и ООО «Тюменский нефтяной научный центр», в котором они работают, за разрешение на публикацию данной работы.
Черепкова А.А., Бусуек Е.С., Кураш Т.П., Наклеевская К.А., Леванов А.Н., Неделько О.В., Мартынюк Е.В.

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
АО «Верхнечонскнефтегаз», Иркутск, Россия

aa_cherepkova3@tnnc.rosneft.ru
Для уточнения строения пластов разработаны новые подходы при работе с керновым материалом и петрографическими шлифами, что позволило количественно оценить содержание цементов в породе. Установлена ключевая последовательность образования цементов в поровом пространстве. Разработаны новые подходы при работе с данными СРР, что позволило улучшить прогноз в условиях расчлененных коллекторов Восточной Сибири.
Восточная Сибирь, вторичные преобразования, древние терригенные коллектора, засолонение
Черепкова А.А., Бусуек Е.С., Кураш Т.П., Наклеевская К.А., Леванов А.Н., Неделько О.В., Мартынюк Е.В., Локшин Д.А., Ахмадишин А.Т. Мультидисциплинарный подход к геологическому моделированию пластов В10-13, осложненных первичными особенностями осадконакопления и вторичными преобразованиями // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 7. С. 25–33. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-7-25-33
04.10.2024
УДК 553.982.2
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-7-25-33
Рекомендуемые статьи
Геология
Находки микробиолитов
Впервые в Приобском районе в отложениях баженовской свиты зафиксированы автохтонные карбонатные прослои микробиальной природы
Геология
История секвенс-стратиграфии
В статье описаны история, современное состояние и возможное будущее секвенс-стратиграфии
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88
office@runeft.ru