Западная Сибирь: обманчивая простота геологического разреза

Геологическая модель среды является основой процесса недропользования и должна соответствовать этапу освоения конкретной территории и поставленным задачам. От того, насколько достоверно и детально мы будем знать геологическое строение среды, зависит степень так называемого геологического риска, и, в значительной мере, определяется инвестиционная ценность проекта.

В течение длительного времени отечественные нефтяники оценивали геолого-геофизические условия Западной Сибири как достаточно благоприятные. Здесь нет ни активной разломной тектоники, ни сейсмических экранов, формирующих «слепые» зоны и мощные кратные волны-помехи. Глубины залегания основных нефтяных залежей невелики. Месторождения региона эффективно описывались достаточно простыми моделями.

Однако, ситуация изменилась, и изменилась довольно резко. За более чем сорок лет интенсивного освоения региона все сколько-нибудь значимые известные объекты были опоискованы бурением. «Сливки» сняли уже к концу 80-х годов, и в течение последних пятнадцати лет поисково-разведочные работы болезненно переориентируются в направлении поиска нестандартных ловушек углеводородов, менее крупных и значительно более сложных по своему геологическому строению.

В чем же основные характерные особенности этих новых перспективных объектов? Прежде всего, это тонкослоистость разреза, в котором выделяются квазиоднородные пласты мощностью от 15 до 1,5 м, малая вертикальная амплитуда в первые десятки метров, значительная литологическая изменчивость пород по латерали, наличие гидродинамических барьеров и сложная геометрия залегания. В этих условиях, помимо стандартных подходов, выражающихся в увеличении объемов сейсморазведки 3D и поисково-разведочного бурения, необходимо формирование новой поисковой идеологии, основанной на современных методах интерпретации и новых геологических идеях, а так же комплексировании данных сейсморазведки и скважинной геофизики.

В пределах Западно-Сибирского нефтегазового бассейна (НГБ), в силу геолого-геофизических особенностей строения осадочного разреза, информационная ценность сейсмических данных наиболее велика. В создавшейся ситуации становится необходимым кардинальное усовершенствование методики полевых сейсмических наблюдений, существенное повышение плотности съемки, увеличение доли исследований по методике 3D и переход на новые технологии детальной интерпретации геолого-геофизической информации. На первый план выдвигаются задачи прогноза литологического состава и коллекторских свойств целевых тонкослоистых пластов мощностью от нескольких до первых десятков метров и выделения малоразмерных объектов с амплитудой в первые десятки метров и площадью до 1-2 км2. В настоящее время достоверность прогноза небольших малоамплитудных антиклинальных структур сопоставима с возможностями обнаружения ловушек «нетрадиционного» типа — структурно-стратиграфических, тектонически-экранированных и структурно-литологических, на поиск которых в регионе сегодня вынуждена переориентироваться геологоразведка.

В местах с недостаточной плотностью сейсмических исследований (для Западной Сибири это, в большинстве случаев, менее 1,3-1,4 пог. км/км2) особую значимость приобретает информация ВСП, не только как основного метода, увязывающего данные глубокого бурения и сейсморазведки, но и как метода, уплотняющего сейсмические наблюдения. Вот почему руководством геологической службы ОАО «РИТЭК» было принято решение о проведении ВСП в большинстве разведочных скважин. Для многих лицензионных участков компании в регионе достаточной можно считать плотность сейсмопрофилей порядка 1,8-2,2 пог. км/км2и даже более. Но и в этом случае данные ВСП необходимы для проведения детальной интерпретации материалов ОГТ.

На площадях ОАО «РИТЭК» в Западной Сибири зачастую приходится увязывать сейсмические материалы разных лет и различного качества, отработанные с разными источниками сейсмических колебаний. Эта довольно сложная проблема в большинстве случаев успешно решается специалистами ЗАО МиМГО на основе разработанной в этой организации методики объектоориентированной обработки.

Поисково-разведочные работы в регионе последовательно переориентируются к середине нашего века с относительно простых и крупных залежей в шельфовом неокоме и васюганском комплексе верхней юры на сложнопостроенные (главным образом клиноформные) объекты неокома (включая ачимовскую свиту) и объекты, имеющие в большинстве выраженное блоковое строение, в тюменской свите и более глубоких горизонтах юры (включая шеркалинскую свиту). Возрастет и доля отдельно расположенных по площади мелких залежей — спутников месторождений, открываемых в интервалах традиционного проведения поисково-разведочных работ. В этой связи весьма показателен пример удачного проведения поисково-разведочных работ в районе Восточно-Перевального месторождения ОАО «РИТЭК», где была обнаружена целая «россыпь» небольших, но «кучно» расположенных залежей.

Общепризнанным является тот факт, что, при построении геологических моделей месторождений, интерпретаторы сегодня все чаще вынуждены уходить от обобщенно-упрощенных представлений о строении разреза. Пликативные среднеслоистые (от первых сотен до первых десятков метров толщиной) сейсмогеологические модели с латерально выдержанными по своим свойствам пластами уже не могут служить основой для планирования поисково-разведочных работ и специальных мероприятий в области разработки нефтяных и газовых месторождений.

Результаты комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) используются с целью выделения литологически квазиоднородных пластов в каждой скважине, увязки их по профилю в межскважинном пространстве с учетом стратиграфических особенностей и геометрии отражающих горизонтов, оценки литологических и фильтрационно-емкостных параметров в выделенных пластах и возможной их вариации по площади в межскважинном пространстве. Данные промыслово-геофизических исследований, характеризующие детальные скоростные и плотностные особенности среды (АК и ГГК-П), составляют информационную базу современной интерпретации данных сейсморазведки. К сожалению, зачастую качество проведения АК и ГГК-П в скважинах Западной Сибири оставляет желать много лучшего, и параметры в пластах литолого-акустических моделей нередко приходится корректировать различными способами. На пленарном заседании ЦКР РФ в марте 2000 года, посвященном проблемам эффективности применения трехмерной сейсморазведки, была специально отмечена нехватка и низкое качество данных АК, ГГК и ВСП.

Выход из создавшегося положения возможен, прежде всего, за счет широкого внедрения метода волнового акустического каротажа (ВАК), то есть регистрации полных волновых полей в скважинах при достаточном удалении возбуждающих и приемных устройств акустического зонда. В отличие от кривых стандартного АК, волновые акустические поля могут быть подвергнуты цифровой обработке с целью подавления помех (различные виды фильтрации и вычитания помех), оценки амплитудно-частотных характеристик сигнала (мгновенные фазы, частоты, амплитуды, затухание амплитуд и т. п.) и точного определения скоростных кривых в стволе скважины после проведения процедур фазового прослеживания по продольным и поперечным волнам. Правильный выбор параметров зонда АК, прежде всего, величины разносов «источник — приемник», и частотно-энергетических характеристик источника позволит провести уверенную регистрацию записи поперечных волн, наряду с продольными волнами и волнами Лэмба-Стоунли, и уже на исходных волновых картинах добиться устойчивого преобладания полезного сигнала над шумовым фоном. В частности, с учетом низких скоростей в песчано- глинистых толщах Западной Сибири рекомендуется использовать зонды длиной более 3 м. Наличие более низких частот в спектре излучаемого импульса — от нескольких кГц до нескольких десятков кГц — также позволяет увеличить радиус исследования, наряду с усилением спектра полезного сигнала, за счет низкочастотных составляющих. Конечно, при этом приходится несколько снижать оптимальную разрешающую способность метода с 1-2 м до 2-4 м, однако получаемая дополнительная информация (прежде всего по поперечным волнам S ) того стоит. Применение многозондовой аппаратуры ВАК не только повысит надежность регистрации сигнала, но и снимет ограничения по разрешенности метода и радиусу его исследования. Так, аппаратура многозондового акустического каротажа АМАК-2, разработанная «ВНИИГеосистем», позволяет проводить регистрацию сигнала с интервалом по глубине 0,1 м 16 приемниками (формула зонда И-3.0-П1-0.1-П2-0.1-Е-0.1-П16).

Приведу, на мой взгляд, один показательный пример. Геологической службой ОАО «РИТЭК» было принято решение произвести пробную оценку текущей насыщенности коллекторов Кислорского месторождения способом широкополосного волнового акустического каротажа (ВАК). Контроль над исследованиями ВАК в скважинах и проведение последующей геологической интерпретации были возложены на специалистов кафедры ГИС РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Кислорское месторождение располагается на территории ХМАО Западной Сибири в пределах Фроловской нефтегазоносной области Казымского нефтегазоносного района. Здесь наиболее перспективен нижне-среднеюрский осадочный комплекс, представленный песчано-глинистыми разностями. Отложения средней юры («тюменские» пласты), в число которых входит основной эксплуатируемый (Ю2) и сопутствующий (Ю3-4) объекты, хотя и повсеместно прослеживаются по площади, имеют существенно неоднородный характер строения и осложнены частыми фациальными переходами и тонкослоистым переслаиванием песчано-глинистых пород. Качество коллекторов месторождения оценивается как невысокое и, значительно реже, как среднее. Средний текущий дебит нефти по скважинам составлял до недавнего времени от 2 до 4 т/сут. Неравномерная глинизация, тонкослоистое строение и недонасыщенность коллекторов Ю2 и Ю3-4 служили основным препятствием достоверной оценки их насыщенности на основе стандартных данных ГИС, не говоря уже о данных сейсморазведки.

Исследования ВАК были проведены в 4 скважинах (?? 310, 316, 318, 322). В результате дополнительное освоение рекомендованных интервалов (главным образом по пласту Ю3-4) обычной перфорацией позволило увеличить дебит всех исследованных скважин по нефти в 1,3- 3,1 раза. Так, например, в скважине ? 310 дебит увеличился с 2,0 т/сут до 5,1 т/сут, а в скважине ? 316 после перфорации интервала 2 085-2 097 м дебит возрос с 5,6 т/сут до 12,2 т/сут. Таким образом, использование материалов ВАК дало возможность подключить к разработке ранее пропущенные и недоосвоенные продуктивные интервалы и существенно увеличить средний дебит нефти четырех исследованных скважин (с 2,85 т/сут до 6,03 т/сут).

Недостающую информацию о характере насыщенности пород-коллекторов могут восполнить комплексные многозондовые исследования индукционного каротажа — ВИКИЗ. В современной ситуации обеспеченность информационной базы интерпретации будет играть ключевую роль. Формирование и поддержание этой базы потребует определенных затрат, однако выиграют все, и нефтяные компании (за счет роста добычи, снижения геологического риска и повышения своего разведочного потенциала), и подрядные организации (за счет существенного увеличения объемов выполняемых работ).

Согласно оценкам отечественных специалистов, по подготовке запасов нефти Западная Сибирь сохранит свое лидерство. Однако эффективное поддержание нефтедобычи и ее наращивание на отдельных территориях Западно-Сибирского НГБ невозможно без осознания сложившихся реалий, признания новых геологических идей и привлечения передовых методик интерпретации геолого-геофизических материалов, с обязательным учетом специфики, присущей данному региону. Первые успехи, которых добилась наша компания (особенно на Средне-Хулымском и Восточно-Перевальном месторождениях), свидетельствуют, что только на основе творческих инновационных подходов можно дать «второе дыхание» главному нефтедобывающему региону страны.

Материал специально подготовлен и опубликован  Art Studio BRAND HISTORY