ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ ШЕЛЬФОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ ПУРТАЗОВСКОЙ И НАДЫМ-ПУРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

Гладышев А.А.

Аспирант, Тюменского Государственного Нефтегазового Университета

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ ШЕЛЬФОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ ПУРТАЗОВСКОЙ И НАДЫМ-ПУРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

Аннотация

Эффективная разведка и разработка месторождений начинается с качественно построенных геологических моделей, в основе этих моделей лежит детальная литолого-фациальная интерпретация данных, которая вбирает весь комплекс геологической информации. Автором изучен обширный анализ методологических данных позволяющий, создать объектно-ориентированную методику построения литолого-фациальных моделей, состоящую из четырех этапов исследований: регионального строения, макро-неоднородности, микро-неоднородности, литолого-фациальной интерпретации.

Ключевые слова: литолого-фациальная модель, микропараметры, дебит скважин, эффективная толщина, фация вдольбереговых баров, газонефтяной контакт.

Gladyshev A.A.

Postgraduate student, Tyumen Oil and Gas Univetsity

LITHOFACIES MODELS OF STRUCTURE SHELF SEDIMENTS WITHIN PURTAZOVSKAYA AND NADYM-PURSKAYA  PETROLEUM REGIONS

Abstract

Effective exploration and development of deposits begin with quality built geological models, in base of this models is detailed litho-facies data  interpretation, which includes all complex of geological information. Extensive analyze of method data has been learned by the author and allows to create Object-oriented method  of constructing litho-facies models. Method consists of 4 stage of research: regional structure, macro-, micro-heterogenenity and litho-facies interpretation.

Keywords: lithofacies model, microparameters, well production rate, effective thickness, facies of longshore bars.

В Западно-Сибирской провинции  Пуртазовская и Надым-Пурская области содержат как основные по запасам объекты углеводородов. Большая часть которых приурочена к неокомскому нефтегазоносному комплексу, и характеризуется сложным геологическим строением.

Для эффективной разработки таких объектов углеводородов нужно детальное качественное построение геологических моделей, в основе которого лежит комплексное исследование литолого-фациальных данных, включающих весь спектр геологической информации, начиная от региональных и заканчивая детальным изучением макро- и микропараметров фактического материала.

Построение геологических моделей по данным нефтегазоносным областям Западной Сибири заложено многими учеными, таким как: В.П. Алексеев, С.Р. Бембель [1], В.Н. Бородкин [6], А.Р. Курчиков [6], Г.П. Мясникова, А.Г. Мухер, И.И. Нестеров, А.А. Нежданов, Б.В. Топычканов и др[3,4,5,7,8,10]. Автором проанализирован значительный комплекс методик по изучению и выявлению оптимального набора алгоритмов для геологического моделирования, позволяющий создать методику поэтапного литолого-фациального моделирования (объектно-ориентированная методика (ООМ)).  Созданная  методика построения литолого-фациальных моделей решает задачи сложнопостроенных залежей УВ и состоит из четырех этапов: первый этап (изучение регионального строения), второй этап (изучение макро-неоднородности), третий этап (изучение микро-неоднородности), четвертый этап (создание литолого-фациальной модели).

Интерпретация ГИС и керновые данные по скважинам являются основой при создании детальных литолого-фациальных моделей (ЛФМ). Так как литолого-петрографические параметры тесно связаны с параметрами фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), продуктивности, то эти исследования позволяют находить перспективные участки на изучаемых площадях. На первых двух этапах идет построение каркаса для будущей геологической модели

Первый этап моделирования состоит из изучения: тектонического строения района исследований, стратиграфии, геодинамики, региональной корреляции (рис. 1). В качестве примера геологического моделирования приводится анализ нижнемеловых отложений Заполярного месторождения.

Рис. 1 - Схема построения объектно-ориентированной модели

Рис. 2 – Схема корреляции пластов БТ₆ – БТ₈ по линии скважин 39-70-35-89-56 (Заполярное месторождение)

«Этап изучения макро-неоднородности» включает в себя проведение детальной корреляции (рис. 2) и изучение параметров общих (Н_о) и эффективных толщин (Н_эф), коэффициента песчанистости (К_песч) и расчлененности (К_расч), также рассмотрения закономерности глинизации пластов, изменение толщин глинистых покрышек (Н_о^гл). Все эти параметры важны для выявления закономерностей геологических параметров и составления двухмерных построений по ним, что в конечном итоге позволяет совершенствовать ЛФМ.

По результатам детальной корреляция выделены зональные маркирующих горизонты (шоколадная и хальмерпаютинская пачки глин), выдержанные по разрезу и площади изучаемого района. С учетом детальной корреляции и данных скважин Заполярного месторождения горизонт БТ_6-8, разделен на три гидродинамически не связанных пласта БТ₆, БТ₇ и БТ₈, к каждому из которых приурочены самостоятельные залежи углеводородов (рис. 3).

Рис. 3 – Структурные карты по кровле пласта БТ₆ (А) и БТ₇ (Б)

Залежи в пластах БТ₆, БТ₇  по типу пластово-сводовые, в пласте БТ₈ – массивная; по насыщению газоконденсатные, с нефтяной оторочкой козырького типа на юго-востоке (для пласта БТ₈ – нефтяная оторочка кольцевого типа).

Исследованы статистические зависимости всех параметров макронеоднородности (общая толщина (Н_об), эффективная толщина (Н_эф), коэффициенты песчанистости (К_песч), толщины глинистых разделов и др.). Между параметрами Н_эф от Н_об в пласте БТ₇ выявлена тесная линейная связь, также между  Н_эф от К_песч  в пластах БТ₆ и БТ₈ с коэффициентом детерминации  более 0.60.

В конце второго этапа построения модели вся информация по макропараметрам систематизируется и формируется в информационную базу данных (ИБД).

Третий этап - вещественное заполнение созданного каркаса модели, включающий все исследования параметров микро-неоднородности. Среди них выделяют: литолого-петрофизические параметры, связанные с фильтрационно-емкостными свойствами исследуемых отложений; изучение цементного состава пород-коллекторов; анализ седиментационного коэффициента песчаников; анализ распределения акцессорных минералов; изучение источника сноса терригенного материала. Важным частью этого этапа является изучение общего минералогического состава пород позволяющего детализировать литолого-петрофизическую модель [9].

На Заполярном месторождении во всех пластах изучаемые песчаники состоят из породообразующих минералов: кварца (» 35%), полевых шпатов преобладающих в пластах БТ₆, БТ₇ (»61 – 62%), обломков горных пород и слюды. Обломки пород в песчаниках представлены: гранитоидами с максимумом в пластах БТ₆ и БТ₈ (5.0-5.7%), кремнистыми обломками (0.1-3.1%), метаморфическими сланцами (0.2-3.8%), эффузивами среднего состава (0.2-4.0%, ед. образцы до 7.6%), микрокварцитами (0.5-4.2%), осадочными обломками (0.3-2.8%). Слюда представлена биотитом (0.39-4.40%) и мусковитом (0.56-2.80%) со следами вторичных изменений. В результате анализа седиментационного коэффициента песчаников в пластах БТ₆-БТ₈ установлено, что полевые шпаты доминируют над кварцем в центральной части, привнос терригенного материала  происходил  в основном с северо-восточной части [6].

Из распределения по Заполярной площади акцессорных минералов следует, что все пласты относятся к циркон-апатит-сфен-гранат-эпидотовой терригенно-минералогической ассоциации. Изменение седиментационных коэффициентов и устойчивых акцессорных минералов по латерали в пределах пластов БТ₆-БТ₈ показало, что источник сноса терригенного материала находился на северо-востоке (район Русско-Реченского мегавала).

Кроме изучения связей между выше перечисленными параметрами по трем этапам, проведено детальное изучение седиментологического анализа, с построением модели графического седиментационного каротажа по каждому из пластов, с выделением фации по площади с увязкой кернового материала[8].

По результатам седиментологического анализа выделены два типа фаций: 1) вдольбереговые бары, забаровые лагуны, 2) морские разрывные течения.

Таблица 1 - Текстуры и формы диаграмм ПС и ГК пластов БТ₆ – БТ₈ по группам фаций

Бары представляют собой аккумулятивные мелководно-морские образования, сложенные песчаниками мелкозернистыми разнонаправленно косослоистыми текстурами (табл. 1, образец 3540 и 106). Забаровые лагуны сложены преимущественно глинистыми отложениями – аргиллитами с тонкими слойками песчаников полого-горизонтальной слоистостью (табл. 1, образец 59) [3]. Второй тип фаций в керне представлен текстурами биотурбации с ходами илоедов, смятия осадков, окатанной галькой глинистого состава с морской фауной (табл. 1, образец 3579 и 3607).

По итогам всех этапов построены литолого-фациальные модели по каждому из пластов БТ₆-БТ₈, в которых выделено семь фациальных обстановок с учетом комплекса электро-каротажных диаграмм ПС и ГК (трансгрессивные и регрессивные вдольбереговые бары, барьерные острова, предбаровые отложения, забаровые лагуны, головные разрывные течения, разрывные течения), с направлением движения источника сноса, распределением флоры и фауны, диагностических минералов (рис. 4А,Б).

Рис. 4 - Литолого-фациальные карты (Заполярное месторождение) А - пласт БТ_6; Б - пласт БТ₇

За счет созданных ЛФМ спрогнозированы  зоны с повышенными значениями коллекторских свойств в северных и центральных частях площади, что согласуется с эффективностью проведенного эксплуатационного бурения в северной части площади. В этих областях преобладают фации вдольбереговых баров (шириной от 7 до 16 км, и длиной – от 9 до 25 км), изрезанными морскими разрывными течениями. В отложениях вдольбереговых баров получены промышленные притоки нефти со средним дебитом газа » 150 тыс м³/сут, а в зоне фации забаровых лагун, промоин разрывных течений коллекторы имеют низкие фильтрационно-емкостные свойства, в которых и фиксируются более низкие дебиты флюидов и отсутствие промышленных притоков нефти (рис.4).

С учетом этого просматривается четкая зависимость между дебитами флюидов и фациями, наибольшие значения дебитов зафиксированы в фациях вдольбереговых баров, это следует учесть при проектировании и разработки и динамики прогнозных дебитов углеводородов по площади.

Данная методика апробирована также на месторождениях: Песцовое (БУ₉), Ен-Яхинское (пласты БУ₁₂, БУ₁₁, БУ₁₀, БУ_8-9), Северо-Пуровское (БУ₁₈ -БУ₁₆). Для каждого из этих пластов построены литолого-фациальные модели (рис. 5)

Рис. 5 -  Литолого-фациальные карты: А - пласт БУ₉ (Песцовое месторождение)_; Б - пласт БУ₁₀ (Ен-Яхинское месторождение)

На этих месторождениях определена зональность смены фаций мелководно-морского шельфа, и  установлено, что пласты характеризуются резкой фациальной изменчивостью, с четко выраженной субмеридиональной зональностью. С учетом смены фациальной обстановки в ловушках произошли перераспределения динамики углеводородов, что объясняется современное положение наклонных контактов. На изучаемых месторождениях характер флюидных контактов связан также с параметрами микро- и макронеоднородности исследуемых пластов [2].

Проведенные исследования на основе разработанной методики позволили обосновать модели осадконакопления и уточнить источники сноса терригенного материала при формировании отложений изучаемых пластов, положения водонефтяного и газонефтяного контактов. Установлены тесные регрессионные связи между параметрами макро- и микро-неоднородности, обоснованы зоны улучшенных коллекторских свойств, изучены зависимости продуктивности скважин от литолого-фациальных параметров. Все это в конечном итоге позволяет оптимизировать построение геологической модели применительно для рациональной разведки и разработки залежей УВ.