Главной особенностью низкопроницаемых резервуаров является то, что аккумуляция нефти и ее генерация происходят локализованно, в пределах одного коллекторского пространства, т.е. в данном случае термины «месторождение» и «местоскопление» не противопоставляются друг другу. Ключевым критерием для наличия залежей углеводородов (УВ) в такого рода резервуарах является вхождение их в главную зону нефте- или газообразования. Миграция не играет весомой роли, поскольку сам процесс переноса флюида из места образования к месту аккумуляции и консервации отсутствует. Данные отложения зачастую представляют собой переслаивание алевролитов, песчаников и глинисто-пелитовой фракции (флиш), что приводит к чрезвычайно низким значениям проницаемости (0,01 мДарси) и необходимости разработки с применением гидроразрыва пласта. При этом значения пористости в данных коллекторах могут варьировать в пределах 10 –15 % и более.
Месторождение L находится в зоне глубоководного шельфа Республики Гана в пределах нефтегазоносного бассейна Гвинейского залива и сложено низкопроницаемыми коллекторами ранне- и среднеальбского возраста. Разрез нефтегазоносного бассейна представлен мощными осадочными толщами, накопление которых происходило с раннего ордовика. Особенность геологического разреза бассейна побережья Ганы и Кот-д’Ивуара связана с проявлением тектонического явления глобального масштаба – развитием срединно-океанического хребта Атлантического океана (рис. 1).
РИС. 1. Карта-схема регионального тектонического строения и нефтегазоносных бассейнов Гвинейского залива
Анализ регионального геологического разреза в сопоставлении с динамикой развития Атлантического срединно-океанического хребта позволяет сделать вывод о трехстадийном тектоническом развитии осадочного бассейна Гвинейского залива и выделить в его разрезе три главных комплекса (рис. 2):
РИС. 2. Разрез через скважины D-1X и L-1X с выделением основных сейсмогеологических комплексов
1) дорифтовый, включающий докембрийско-триасовый массив кратонных пород, и юрско-раннемеловой массив осадочных пород, сформированных в зоне мелководного шельфа;
2) синрифтовый, сформировавшийся в раннемеловое время (включая поздний альб);
3) пострифтовый (сеноман-голоцен), характеризующийся многочисленными несогласиями и выклиниваниями в разрезе [Brownfield M.E., Charpentier R.R., 2006].
Ловушка и коллектор месторождения L представлены переотложенной толщей, приуроченной к эродированной зоне альбского возраста, покрывающей останец, сложенный аптскими отложениями (рис. 3). Далее по тексту данная толща будет обозначаться как «кора выветривания», при этом ее истинная морфология нуждается в более детальном исследовании.
Интервал отложений, к которому приурочены продуктивные пропластки, представлен переслаиванием аргиллитов и песчаников с небольшими примесями карбонатного материала. Бурение скважины L-1X подтвердило теоретические предпосылки, которые закладывались в модель месторождения. Испытания средне-нижнеальбского интервала, который и являлся целевым с точки зрения концепции о наличии в нем продуктивных коллекторов, дали положительный результат. Были получены пробы нефти и газоконденсата, выделены два цикла в пределах коры выветривания, характеризующиеся различным флюидальным насыщением (верхний – конденсатонасыщенный цикл, нижний – нефтенасыщенный) и различным градиентом пластового давления.
Главной особенностью продуктивной толщи являются ее крайне противоречивые коллекторские свойства – высокие значения пористости (16 – 18 %) на фоне чрезвычайно низких значений проницаемости (0,08 – 3,15 мДарси). Данные показатели являются характерными для сланцеподобных коллекторов. В таблице 1 приведены сводные значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного интервала.
ТАБЛИЦА 1. Сводные значения фильтрационно-емкостных свойств для продуктивного интервала
РИС. 3. Сейсмический разрез через скважину L – схема условного строения месторождения
Распределение ФЕС по площади и по объему резервуара довольно трудно прогнозировать, поскольку выявление закономерностей изменения пористости в коллекторах подобного типа – сложная задача. Тем не менее сейсмоатрибутный анализ и накопленная фактическая база по данным бурения позволяют проследить распространение в пределах месторождения зон с наиболее привлекательными фильтрационно-емкостными характеристиками.
Количественный анализ сейсмических данных для прогноза свойств пород
В последние годы все более актуальной становится проблема картирования и разработки сложных коллекторов – слабо акустически контрастных на фоне вмещающих пород, маломощных, непротяженных по латерали. Для решения таких задач активно используются и развиваются методы инверсионных преобразований сейсмических данных, позволяющих перейти от анализа коэффициентов отражения на акустических границах сред непосредственно к анализу упругих свойств пластов (решение обратной динамической задачи), что более соответствует геологическому разрезу [Yakovlev I.V., Barkov A.Y., Ampilov Y.P. et al., 2009]. Это, в свою очередь, делает возможным построение более точных зависимостей между акустическими параметрами и коллекторскими свойствами и, как следствие, их более надежный прогноз. Расчеты производятся не только с полнократными кубами, но и с сейсмическими данными, просуммированными в различных диапазонах углов падения. При выполнении инверсии по суммарному кубу получают только акустический импеданс. При выполнении синхронной инверсии кубы угловых сумм, содержащие информацию об изменении амплитуды отраженной волны с удалением, инвертируются в кубы упругих параметров [Ампилов Ю.П., 2008]. Число определяемых параметров зависит от имеющихся углов падения (или удалений), а также от качества данных. При наличии широкого диапазона углов падения (от 45° и выше) и высокого отношения «сигнал – помеха» можно определить три параметра (обычно – акустический, сдвиговый импеданс и плотность). В случае ограниченного диапазона углов падения AVO / AVA инверсия позволяет надежно восстановить лишь два из них. Плотность является самым сложным для инверсии параметром, для получения корректных ее значений требуются широкий диапазон углов падения и высококачественные данные. Совместный анализ нескольких упругих параметров дает больше возможностей для прогноза литологии, пористости, УВ-насыщения, чем интерпретация только одного акустического импеданса [Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Яковлев И.В. и др., 2009].
На месторождении L пробурена одна разведочная скважина, хорошо охарактеризованная методами ГИС: в ней проведены замеры скоростей продольной, поперечной волн и плотности. Значения акустического и плотностного каротажа предварительно были скорректированы за влияние скважинных условий, удалены некондиционные участки кривых. Скважина была исследована методом вертикального сейсмического профилирования (ВСП).
В случае месторождения L в продуктивном интервале контраст упругих свойств между двумя литологическими типами (пачки неколлекторов и пачки переслаивающихся песчаников-коллекторов и глин) не велик. Без анализа результатов синхронной детерминистической инверсии было бы трудно выделить нефтегазонасыщенные пласты, проследить их пространственную протяженность, оценить коллекторские свойства и изучить их внутреннее строение с помощью только общепринятых методик атрибутного анализа сейсмических данных. Для решения поставленной задачи необходимо выделить упругие свойства среды, наиболее чувствительные к смене флюида и литологии. Из анализа скважинных данных следует, что таким параметром является λρ, в пространстве которого можно с большой степенью достоверности выделить требуемые «литотипы». Коллекторы и вмещающие породы по верхнему интервалу разделяются уверенно, по нижнему – с некоторым перекрытием. Данный параметр является производным от продольного и поперечного импедансов, которые будут получены в результате синхронной инверсии [Хилтерман Ф.Дж., 2010].
Для построения низкочастотной модели упругих параметров (которая используется в качестве опорного тренда, задающего мягкие ограничения при восстановлении упругих свойств) использовалась структурная модель, полученная в ходе интерпретации сейсморазведки, данные ГИС (продольный и поперечный импедансы) и куб интервальных скоростей. Следует отметить, что в пределах первого циклита не проводилось традиционное для случая газонасыщенных коллекторов флюидозамещение на воду. Поскольку интервалы коллекторов представлены тонкослоистым переслаиванием песчаников и глин, насыщение газоконденсатом не приводит к появлению ложной низкоимпедансной аномалии в межскважинном пространстве при интерполяции упругих параметров.
РИС. 4. Привязка сейсмических и каротажных данных в скважине L
Инверсионные преобразования были проведены на сейсмических данных, полученных в рамках работ 3D и обработанных с привлечением современных методик с сохранением амплитуд [Ampilov Y.P., Baturin D.G., 2012]. Сейсмограммы в удалениях были пересчитаны с использованием скоростей миграции в угловые сейсмограммы. После анализа полученных данных были удалены остаточные статические и кинематические сдвиги. Из угловых сейсмограмм были сформированы четыре угловые суммы, каждая из которых относится к отражениям 10-градусного сектора углов падений из общего диапазона 5 – 40° (5 – 15°, 10 – 20°, 20 – 30°, 30 – 40°). Выбор диапазона углов падения является важным этапом инверсионных преобразований сейсмических данных, так как ширина диапазона определяет, насколько полная информация об изменении амплитуды с удалением будет использована в расчетах.
С использованием кривых акустического и плотностного метода была проведена увязка сейсмических и скважинных данных, для каждой из четырех угловых сумм оценена форма импульса (рис. 4). Анализ амплитудно-фазовых характеристик импульсов позволил сделать вывод, что все они могут быть использованы для проведения инверсионных преобразований сейсмических данных. Характеристики импульсов для каждой из угловых сумм приведены на рис. 5.
РИС. 5. Контроль качества инверсионных преобразований сейсмических данных, оценка амплитудно-фазовых характеристик импульсов по всем угловым суммам
Одной из наиболее часто используемых процедур по оценке качества выполненных инверсионных преобразований является сопоставление полученных результатов со скважинными данными. Данная проверка показала, что наиболее устойчиво в результате синхронной инверсии восстанавливаются акустический и сдвиговый импедансы, а наихудшим образом – плотность и отношение VP / VS (рис. 5). Коэффициенты корреляции между инвертированными кривыми акустического, сдвигового импеданса, плотности, VP / VS и измерениями в скважинах составили соответственно 0,94, 0,87, 0,59 и 0,49.
Кроме того, была использована еще одна процедура оценки качества выполненных преобразований: сопоставление волнового поля, используемого для проведения инверсии, и синтетического, полученного после ее расчета. Анализ разницы между ними во временной и амплитудно-частотной областях продемонстрировал высокую степень достоверности полученных результатов.
Таким образом, в результате синхронной детерминистической инверсии получена оценка продольного и поперечного импедансов, из которых были определены объемные распределения параметров λρ и μρ (рис. 6). Как указывалось выше, коллекторы выделяются на фоне вмещающих пород в области одного упругого параметра λρ. На этих результатах и будет основана дальнейшая работа.
Информация, полученная из результирующих параметров AVO / AVA инверсии с калибровкой на скважинные данные, позволила установить существенное понижение значений параметра λρ для верхней пачки (хороший коллектор, насыщенный газоконденсатом) и меньший контраст для нижней пачки (коллектор с ухудшенными свойствами, насыщенный нефтью).
Рис. 6. Разрез параметра λρ через скважину L.
Прослеживание по всему освещенному инверсией объему продуктивного пласта показало наличие зон, где породы, слагающие этот интервал, могут иметь улучшенные коллекторские свойства по сравнению с зоной, вскрытой скважной. Прогнозный куб хорошо согласуется с соответствующими значениями в скважинах и отражает все основные особенности продуктивной толщи, в частности такие, как ухудшенные коллекторские свойства нижнего интервала.
Анализ результатов сейсмической инверсии и сопоставление их со скважинными данными позволили предположить, что пониженные значения параметра λρ соотносятся с опесчаненными пачками коллектора. При сопоставлении литологической интерпретации со значениями параметра λρ в точке скважины удалось установить, что для первого цикла весь разрез, содержащий коллекторы, лежит в пределах значений менее 30 ГПА*г/см3, для второго цикла предельное значение составляет 32,5 ГПА*г/см3 (рис. 7). Было решено использовать именно эти значения в качестве граничных для параметра λρ при выделении в пределах коры выветривания зон наиболее вероятного распространения коллекторов и геометризации области потенциального улучшения ФЕС и концентрации УВ.
Рис. 7. Выделение граничных значений для зон наиболее вероятного распространения коллекторов.
Выделенные объемы были перенесены на заранее построенный структурный каркас трехмерной геологической модели, на чем и основывалась дальнейшая работа по определению наиболее перспективных зон для оценочного бурения на месторождении L (рис. 8).
Рис. 8. Результат перенесения куба параметра λρ на структурный каркас трехмерной геологической модели.
Продуктивный интервал, определенный в разрезе скважины, представлен тонкослоистым переслаиванием песчаников и глин; поэтому коэффициент песчанистости (NTG), рассчитанный по этому интервалу, сохранен во всем объеме, выделенном по результатам сейсмической инверсии. Это способствовало более достоверному отображению коллекторов в пределах геологической модели месторождения (рис. 9).
Рис. 9. Схема выделения зон наиболее вероятного распределения коллекторов.
В точке скважины наблюдается высокая корреляция значений пористости и параметра λρ (коэффициент корреляции составляет 0,75). Параметр λρ был использован в качестве объемного тренда при заполнении ячеек структурного грида модели значениями пористости. Минимальным значениям куба параметра λρ соответствовали максимальные значения пористости, и наоборот, максимальным – пониженные. При этом был задан диапазон граничных значений пористости 13,5–20,0%, полученный по результатам исследования кернового материала (рис. 10).
Таким образом, результаты синхронной инверсии сейсмических данных позволили определить латеральные границы распространения “коры выветривания”, закартировать зоны потенциального улучшения коллекторских свойств, оценить их толщины. Удалось построить более корректную геологическую модель месторождения и модель распространения пористости в пределах коры выветривания: сейсмические данные были использованы не только для построения структурного каркаса и определения границ распространения различных сиквенсов, но и для прогноза ФЕС в объеме, что очень актуально для месторождения L, слабо освещенного скважинами [Гареева Л.Ф., Горбачев С.Д., Бочкарев В.А., Ампилов Ю.П., 2015].
Рис. 10. Использование результатов сейсмической инверсии при распространении параметра пористости.
Проектирование горизонтального бурения с учетом прогноза по сейсмическим данным
Наиболее рациональным способом освоения подобного типа залежей является бурение горизонтальных стволов вдоль поверхности напластования с вскрытием выделенных по результатам интерпретации сейсмических данных зон наиболее вероятного распространения коллекторов с улучшенными свойствами и проведение многоступенчатого гидроразрыва пласта (ГРП) (рис. 11).
Рис. 11. Предлагаемое положение горизонтального ствола, основанное на данных сейсмической инверсии.
Анализ рассчитанного куба когерентности и данных FMI, полученных в скважине, позволили выявить основные тренды тектонической напряженности, выразившиеся в формировании разломов и зон трещиноватости ориентировки СЗ–ЮВ, расположенных субпараллельно основному восточному сбросу. Данные закономерности должны быть учтены при проведении стволов скважин сквозь тело залежи, расположение горизонтальных проложений должно быть ортогонально оси тектонического напряжения для более эффективного воздействия на залежь методами ГРП. Необходимо, чтобы ось распространения естественной трещиноватости совпадала с направлением воздействия гидроразрыва.
Применение ГРП обеспечит вертикальную сообщаемость низкопроницаемого разреза, позволит многократно повысить проницаемость продуктивного комплекса, полностью использовать потенциал вскрываемых отложений и достичь коммерчески рентабельных уровней добычи в скважинах месторождения. Воздействие на пласт методами гидроразрыва позволит использовать потенциал глинистых прослоев (shale-резервуары), являющихся нефтегазопродуцирующими (материнские отложения). На фоне искусственной трещиноватости и формирования зоны разгрузки возможно появление первичной миграции УВ из данных глинистых толщ (отложения находятся в зоне нефтяного окна) в искусственные каналы. То есть можно говорить о комбинированном типе коллекторов месторождения L, который характеризуется как система tight-shale. Для максимально полного использования потенциала месторождения горизонтальные стволы при разработке необходимо проводить по нефтяной части залежи, в этом случае при проведении гидроразрыва возможно вовлечение в добычу и верхней газоконденсатной залежи (рис. 12).
Рис. 12. Принципиальная схема разработки месторождения Линкс.
Таким образом, на основе исследования особенностей геологического строения и формирования месторождения L можно сделать следующие выводы.
1. Методы инверсионного анализа сейсмических данных, использовавшиеся при исследовании месторождения, позволяют с большой долей достоверности прогнозировать распространение зон наиболее вероятного распределения коллекторов и в дальнейшем использовать полученные результаты при планировании размещения эксплуатационного фонда скважин.
2. Использование сейсмических данных позволило корректно построить геологическую модель и модель распространения пористости в пределах коры выветривания, несмотря на слабую освещенность скважинными данными.
3. Разработку месторождения рекомендуется проводить с помощью бурения горизонтальных стволов с проведением многоступенчатого ГРП. Гидроразрыв обеспечит вовлечение в добычу не только песчаных прослоев, но и глинистых пропластков, что позволит максимизировать показатели отдачи УВ в системе tight-shale (плотные коллекторы – глины) и добиться рентабельных уровней добычи на месторождении.
Литература
1. Ампилов Ю. П. От сейсмической интерпретации моделированию оценке месторождений нефти и газа. — Центральное издательство геофизической литературы "Спектр" М, 2008. — 329 с.
2. Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Яковлев И.В. и др. Почти все о сейсмической инверсии. Часть 1 // Технологии сейсморазведки. 2009. № 4. С. 3–16.
3. Гареева Л.Ф., Горбачев С.Д., Бочкарев В.А., Ампилов Ю.П. Использование данных морской сейсморазведки для прогноза свойств сланцеподобных коллекторов и проектирования горизонтального бурения на шельфе гвинейского залива// Технологии сейсморазведки, №1, 2015, с.57-67
4. Хилтерман Ф.Дж. Интерпретация амплитуд в сейсморазведке. Тверь: ГЕРС, 2010. 256 с.
5. Ampilov Y.P., Baturin D.G. Latest marine geophysical technologies for comprehensive study of natural hydrocarbon reservoirs and monitoring // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 2012. — OF PRODUCTION, 2012. — P. 2056–2063.
6. Brownfield M.E., Charpentier R.R. Geology and total petroleum systems of the Gulf of Guinea Province of west Africa // US Geol. Survey Bull. 2207-C. 2006. 32 p.
7. Yakovlev I.V., Barkov A.Y., Ampilov Y.P. et al. Accurate lithology and porosity prediction using simultaneous angle stack inversion on the shtokman field // Extended Absrtacts of EAGE Conference: Saint Petersburg 2010.
