image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 4 2017

Геология

01.04.2017 10:00 Модель продуктивных пластов участка Путон Джунгарского бассейна на основе детальной корреляции и 3D-моделирования
Участок Путон расположен на юго-западе Джунгарского бассейна и представляет собой узкую на севере и расширяющуюся к югу полосу северо-северо-восточного простирания площадью 4300 км2. По сложности геологического строения участок относится к категории сложных. Характеризуется невыдержанностью толщин продуктивных пластов и неоднородностью коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологических и тектонических экранов. Перспективными на нефть отложениями палеогеновой системы участка Путон являются отложения яруса Сайхо. С учетом особенностей формирования отложений, литологического состава и палеонтологии ярус Сайхо делится на 4 свиты (сверху вниз Сайхо 1–4). Свиты 1 и 2 дополнительно делятся еще на две, а свиты 3 и 4 – на три пачки. По результатам опробования и геофизических исследований скважин (ГИС) установлена нефтеносность продуктивных пластов пачки Сайхо 4–2. Корреляция разрезов скважин и 3D-геологическая модель продуктивных пластов пачки Сайхо 4–2 выполнены с помощью программы Petrel. По анализу карт нефтенасыщенных толщин, распределению фильтрационно-емкостных свойств пластов и нефтенасыщенности на участке Путон обоснованы границы восьми залежей нефти. Положение совмещенных контуров нефтеносности залежей в совокупности с фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) коллекторов и насыщенностью при прочих близких физико-химических свойствах нефти позволяет рекомендовать к объединению пласты в эксплуатационный объект для дальнейшей разработки единой сеткой эксплуатационных скважин. Материалы, представленные в статье, являются продолжением исследований, опубликованных ранее.
Ключевые слова: продуктивный пласт, литологический состав, фильтрационно-емкостные свойства, нефтеносность, тектонические нарушения, эксплуатационный объект.
Ссылка для цитирования: Кузнецова Г.П., Вэн Ци, Лю Инжу. Модель продуктивных пластов участка Путон Джунгарского бассейна на основе детальной корреляции и 3D-моделирования // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 4. С. 30–36.
Открыть PDF


На изучаемой территории участка Путон пробурены 33 разведочные скважины. На рис. 1 представлена схема расположения скважин, обозначены линии направления корреляции, нанесены границы разломов. Геологический разрез скважин описан следующими геофизическими исследованиями: методами сопротивления (микробоковым и боковым каротажем (МБК и БК)), потенциалов собственной поляризации (СП), радиоактивным каротажем (гамма- и гамма-гамма-каротажем (ГК и ГГКп, соответственно), акустическим (АК), кавернометрией (КВ). Для выполнения корреляции терригенного разреза наиболее информативными методами являются СП, ГК, БК и КВ. С учетом литологии отложений вскрытого скважинами разреза особенности поведения геофизических кривых выделены и прослежены в разрезах всех скважин 10 реперных границ (рис. 2). Первоначально при анализе структурного плана было отмечено, что скважина Е02 вскрывает тектоническое нарушение типа «взброс». При детальном изучении разреза этой скважины оказалось, что нижние пачки (желтого и зеленого цвета) в разрезе представлены дважды – на уровне глубины 2527 и 2550 м, причем толщина пачки желтого цвета при ее повторении в разрезе несколько меньше первоначальной. Зеленая пачка представлена дважды в полном объеме. Амплитуда взброса составила 22 м (рис. 3).

1.png

Основная цель детальной корреляции – построить геологическую модель продуктивных пластов, адекватную реальному объекту. При этом необходимо четко определить границы продуктивного пласта, выявить в разрезе соотношение проницаемых и непроницаемых пород, установить характер изменчивости фильтрационно-емкостных свойств и нефтеносности каждого отдельного пласта по площади и в вертикали.

Результаты детальной корреляции разрезов остальных скважин показали, что выделенные при сопоставлении разрезов пачки пород прослеживаются последовательно и достаточно параллельно, не осложнены тектоническими нарушениями, однако подвержены сильной литолого-фациальной изменчивости.

1_1.png

Формирование 3D-геологической модели начинается с построения 3D-структурной модели. При этом нами была использована программа геологического моделирования Petrel компании «Шлюмберже».

Первоначально отстроена модель нарушений, отражающая характеристику распределения разломов в трехмерном пространстве. Форма и границы тектонических нарушений получены по результатам интерпретации сейсмической информации. Учтены результаты корреляции по скважине Е02.

1_1_1.png

Далее по данным сейсмической интерпретации и результатов корреляции 33 скважин отстраивалась модель поверхностей 10 пластов. Как видно из рис. 4, в центральную взброшенную часть (блок 2) попали 13 скважин, на западном опущенном крыле (блок 1) пробурено семь скважин. На восточном опущенном крыле, в блоке в виде треугольника (блок 3) пробурено шесть скважин, и в крайнем восточном – юго-восточном участке (блок 4) – семь скважин.

1_1_2.png

Согласно описанию керна [1] пачка Сайхо 4–2 представлена неравномерным чередованием серых и коричневых алевролитов, аргиллитов и их тонким переслаиванием. Участок разреза, представленный алевролитами, доломитами и сланцами с низкой слоистостью, на кривой ИК характеризуется серией интенсивных пиков. По результатам корреляции пачка Сайхо 4–2 подразделяется на 10 пластов (рис. 2–3) (реперные границы – от 1-й до 10-й границы снизу вверх), в том числе пласты № 1, 4 и 9 представлены глинистыми отложениями (рис. 5, 6).

В качестве исходных скважинных данных использовались данные РИГИС (литология, коэффициенты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности), загруженные в проект. Дискретизация данных в загружаемых LAS-файлах осуществлялась с шагом 0,2 м. При перенесении скважинных данных на трехмерную сетку установлено, что выбранный шаг обеспечивает высокую точность перемасштабирования каротажа (перенесения скважинных данных на сеточную модель).

1_1_3.png

Размер трехмерной сетки по площади выбран 50 х 50 м, по вертикали – 0,4 м.

Распределение коллекторских свойств по каждому из пластов – неравномерное. Об этом свидетельствуют карты эффективной толщины, представленные на рис. 6.

Максимально по площади коллекторами представлены пласты 7 и 3. В остальных пластах – № 10, 8, 6, 5 и 2 – наблюдаются обширные зоны неколлекторов. Следует отметить, что для этих пластов по картам эффективных толщин можно выделить русловые потоки.

1_1_4.png

Толщины коллекторов по пластам изменяются незначительно: в среднем от 3,0 до 5,4 м. Однако максимальные толщины коллекторов приурочены к пластам № 7 (9,0 м) и 3 (8,9 м).

Распространение фильтрационно-емкостных характеристик пластов-коллекторов также неравномерно по площади их простирания. В таблице и на рис. 7 и 8 представлены, соответственно, диапазон изменения и среднее значение параметров ФЕС и карты пористости и проницаемости.

1_1_5.png

Лучшими коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами обладает пласт № 7 при средней пористости 22 % и проницаемости 0,069 мкм2.

Нефтенасыщение присутствует в ограниченном количестве пластов. Это пласты № 10, 7, 6 и 3. В пластах № 7 и 10 установлено по три залежи, в пластах № 6 и 1 – по одной. В пластах № 10 и 7 установлено по одной пластовой и по две тектонически экранированные залежи, в пласте № 6 – одна тектонически и литологически ограниченная залежь, в пласте № 3 – пластовая залежь.

1_1_6.png

Схематично положение залежей в пластах и их приуроченность к блокам показаны на рис. 10.

Изучаемая площадь участка Путон делится разломами на четыре блока. Амплитуды разломов составляют, соответственно, 19, 22 и 18 м слева направо.

1_1_7.png

Для залежей каждого блока характерно свое, близкое к горизонтальному положение водонефтяного контакта. Флюиды в каждом блоке не сообщаются, следовательно, эти разломы являются непроницаемыми и препятствуют движению флюидов, образуя тектонически экранированные ловушки, часто с литологическим ограничением. Поскольку залежи нефти неравномерно распределены по продуктивным пластам и по блокам и имеют разные типы, миграция нефти осуществлялась в уже сформированные ловушки, и накопление УВ происходило после их формирования.

1_1_8.png

На участке Путон расположено восемь залежей. Согласно классификации А.А. Бакирова [3] все залежи относятся к классу структурных. Залежи № 1 и 7 – к группе антиклинальных структур, подгруппе сводовых залежей. Залежи № 3–6 относятся к тектонически экранированным залежам антиклинальных структур, залежь № 8 относится к залежам, тектонически экранированным с литологическим ограничением.

1_1_9.png

Анализ карт нефтенасыщенных толщин, нефтенасыщенности и распределения ФЕС пластов (рис. 9, 11, 12), а также положение совмещенных контуров нефтеносности залежей (рис. 13) показали, что залежи в пределах блоков могут быть объединены в единый эксплуатационный объект и разрабатываться единой сеткой скважин, поскольку ФЕС и насыщенность пластов при схожих свойствах нефти очень близки. Выделены следующие три эксплуатационных объекта (рис. 13):

1_1_10.png

1) блок 2 – залежи № 1, 7 – пластовые, № 4 – пластовая тектонически экранированная;

2) блок 3 – залежи № 2 и 5 – пластовые тектонически экранированные;

3) блок 4 – залежи № 3 и 6 – тектонически экранированные и № 8 – тектонически экранированная и литологически ограниченная.

Материалы, представленные в статье, являются продолжением исследований, опубликованных ранее [1, 2].   

1_1_11.png


Коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства и насыщенность пластов пачки Сайхо 4–2

The reservoir and filtration-capacitive properties and the layers saturation of Seiho 4–2 pack

№ пласта

No. of the formation

Диапазон изменения толщины коллектора, м

The range of variation of the thickness of the collector, m

Среднее значение толщины коллектора, м

The average thickness of the collector, m

Диапазон изменения пористости, %

The range of porosity variation, %

Среднее значение, %

The average value , %

Диапазон изменения проницаемости, мкм2

The range of permeability variation of, µm2

Среднее значение, мкм2

The average value, µm2

Нефтенасыщение пластов

Oil saturation of the reservoirs

Количество залежей

The number of deposits

Диапазон изменения насыщенности, %

The range of variation of saturation, %

Среднее значение , %

The average value , %

10

1,2–7,8

5,3

14–26

21

0,01–0,12

0,045

+

3

47–64

52

8

1,6–6,2

4,6

14–22

18

0,012–0,095

0,036

7

1,2–9,0

5,4

14–27

22

0,014–0,159

0,069

+

3

45–67

55

6

1,2–6,0

3,1

15–23

19

0,013–0,095

0,046

+

1

47–58

50

5

1,4–7,2

5,1

13–22

17

0,012–0,039

0,023

3

0,9–8,9

5,4

14–24

19

0,014–0,092

0,049

+

1

45–61

47

2

1,8–7,0

4,5

14–22

17

0,017–0,087

0,039

 



← Назад к списку


im - научные статьи.