Прогнозирование литологических границ месторождения на стадии его разведки, когда геолого-промысловых данных еще недостаточно для точного определения их положения, а также оптимизация разведочных работ является важной и трудоемкой задачей. В данной статье приведен вероятностный метод прогнозирования пространственной неоднородности продуктивного нефтенасыщенного пласта и даны рекомендации по оптимизации доразведки на примере нефтяного месторождения с неравномерной сеткой скважин. Данный метод может быть использован на любых месторождениях, с ограниченным количеством геолого-промысловой информации, в целях уменьшения рисков разведочного бурения.
В современных экономических реалиях возникает острая необходимость уменьшения рисков, а вместе с ними и затрат, на разведочное бурение, при освоении месторождений. Это актуально на крупных объектах, часть которых введена в эксплуатацию опережающим способом, а большая часть еще не разведана. Оптимизация геологоразведочных работ на таких месторождениях является трудоемкой задачей, решение которой связано с качеством и количеством исходной геолого-геофизической информации.
Модели месторождений, построенные на объектах, где требуется доразведка, в большей степени имеют упрощенный вид. В полной мере это относится к исследуемому объекту, в строении которого участвуют тектонические нарушения и широко развита микронеоднородность, изменяющая коллекторские свойства пород по площади и разрезу. При малой степени изученности обычно строят несколько равновероятных моделей, которые учитываются при планировании ГРР[1], хотя на практике вероятностные модели зачастую просто игнорируются.
При освоении залежей нефти и газа проблема выявления пространственной анизотропии продуктивных отложений является одной из главных. Часто именно данный фактор определяет уменьшение эффективности использования прогрессивных технологий воздействия на пласт и разработки в целом. В результате происходит снижение темпов добычи углеводородов, преждевременное обводнение пластов, уменьшение коэффициента извлечения нефти и т.д. Геологические модели на современном уровне требований к подсчету запасов и разработке месторождений должны базироваться на полном комплексе разномасштабных исследований, учитывая все данные об изменчивости свойств нефтегазонасыщенных пород. Под неоднородностью продуктивных отложений понимаются существенные изменения в пространстве их литолого-петрофизических свойств. В первую очередь в нефтегазовой геологии, естественно, рассматриваются особенности изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик, флюидонасыщения, а также специфика распространения вещественного состава и строения пород [2]. Получить полный объем исходной информации, достаточно равномерно распределенный как по площади, так и по разрезу исследуемых объектов, практически невозможно, особенно на объектах, введенных в эксплуатацию опережающим способом. Использование детерминистических методов моделирования неоднородностей малоэффективно, необходимо использовать вероятностный подход.
Исследуемое месторождение располагается на северо-западной окраине Западно-Туркменской впадины, которая, в свою очередь, представляет собой восточный борт громадной по площади и толщине осадочного чехла Южно-Каспийской впадины.
Площадь месторождения пространственно приурочена к восточному борту Южно-Каспийской области прогибания земной коры, так называемой Прибалханской зоне поднятий Западно-Туркменской впадины (рисунок 1). Впадина ограничена с севера складчатыми сооружениями Губадага и Большого Балхана, с востока – отрогами Копетдага. Южный борт впадины находится на территории Ирана и под названием Гызылэтрекской депрессии примыкает к системе складчатости Эльбруса. К западу она раскрывается в сторону Южно-Каспийской наложенной впадины.
Апшероно-Прибалханская зона поднятий шириной 20–25 км и длиной несколько сот километров является, очевидно, отражением глубинных структур, а именно – шва столкновения Южно-Каспийской и Каракумской микроплит, образованного в доплиоценовое время. Зона состоит из брахиантиклиналей, осложненных сбросами с амплитудой до 500 м. Длина брахиантиклиналей от 3 до 50 км, ширина от 2 до 12 км, высота складок по отложениям среднего плиоцена иногда превышает 3,5 км. Углы падения пород на крыльях в верхних горизонтах разреза измеряются первыми градусами. С глубиной наклон пластов увеличивается, достигая 20°, а порой 40° (Челекен, Котуртепе).
Осадочный чехол в пределах Западной Туркмении представлен мезозойскими и кайнозойскими породами. По данным сейсморазведки, его мощность увеличивается с востока на запад от 7 до 19 км. Наиболее древние, очевидно, триасовые отложения, которые вскрыты лишь в обрамлении бассейна [3].
Западно-Туркменскую впадину опоясывают разломы, по которым в неоген-четвертичное время происходило интенсивное воздымание окружающих горных сооружений. Впадина и пограничные с ней обрамляющие горно-складчатые сооружения имеют сложную многофазовую историю геологического развития и формирования. Это обусловлено ее положением в зоне альпийской складчатости, близостью эпигерцинской платформы, а также предполагаемым наличием крупных срединных массивов на западе (Южно-Каспийского и Средне-Каспийского) и на юго-востоке (Северского и Лудского в Иране), сложенных породами древней консолидации.
Влияние разломов нашло свое отражение в своеобразии пликативных и дизъюнктивных дислокаций, развитых в различных по возрасту комплексах осадочного чехла, неодинаковой стратиграфической представленности разрезов по территории и зональности литолого-фациального состава и коллекторских свойств осадков.
Месторождение представляет собой высокоамплитудную брахиантиклиналь, разбитую 9 крупными разломами (рисунок 2) и сложено чередованием преимущественно алевритовых и глинистых пород с подчиненными прослоями песчаных образований миоцен-плиоценового возраста. В объеме нижней половины разреза красноцветной толщи присутствуют гипс-ангидритовые слои. Толща характеризуется увеличением глинистости разреза сверху вниз.
Месторождение изучено недостаточно детально для его полного освоения. В первую очередь это относится к основному объекту разработки –миоцен-плиоценовой толще, где запасы категории С2 разбурены редкой сеткой скважин, водонефтяной контакт не вскрыт. Не полный охват залежи бурением ограничивает не только возможности по ее освоению, но и количество геолого-промысловой и геолого-геофической информации для уточнения ее строения и более детального прогнозирования развития неоднородностей фильтрационно-емкостных свойств по изучаемым объектам.
Исходя из неравномерной сетки скважин и высокой литологической неоднородности, существует высокая степень риска бурения сухих и мало продуктивных скважин, попадающих в зону отсутствия коллектора. С целью прогнозирования литологических границ и зон отсутствия коллектора была построена вероятностная литолого-фациальная модель месторождения.
На основе данных по 60 скважинам было создано 100 равновероятных литолого-фациальных моделей. При создании большого количества равновероятных литолого-фациальных моделей образуется своеобразная выборка ячеек модели, состоящих из 0 и 1 (0 – породы коллекторы, 1 – породы неколлекторы). Определение вероятности нахождения в ячейке модели коллектора определяется простой формулой (1) вероятности.
За положительный результат принимаем нахождение в ячейке коллектора, за негативный – неколлектора. Просуммировав модели и разделив их на количество реализаций мы получаем куб, состоящий из ячеек со значениями от 0 до 1 с шагом 0,1 (таблица 1). Соответственно, чтобы получить вероятностную оценку нахождения в ячейке коллектора необходимо выполнить отсечку по коэффициентам. 0,1 – это 10-процентная вероятность (P10), 0,5 – 50-процентная вероятность (Р50), 0,9 – 90-процентная вероятность (Р90).
Используя карты вероятности нахождения коллектора (рисунок 3) можно выделить равновероятностные области прогноза коллекторских свойств.
Часть областей совпадает с уже геометризированными областями отсутствия коллектора, однако в северной части выделяются две области с низкой вероятностью нахождения коллектора не выделенные ранее. Таким образом, мы прогнозируем развитие зон отсутствия коллектора в северной и северно-восточной частях месторождения.
На основе прогнозирования пространственного распределения пород коллекторов был предложен альтернативный план доразведки месторождения, существенно отличающийся от принятого на основе постоянно действующей геолого-технологической модели, не учитывающей вероятность распространения коллекторов (рисунок 3).
При сравнении рекомендаций по ГГР, данных по общепризнанному методу, и рекомендаций, разработанных с использованием вероятностного подхода, выявляется, что очередность и направление геологоразведочных работ для верхней пачки миоцен-плиоценовых отложений изменяется. В первую очередь, бурение необходимо направить в большей степени на юго-запад, в области повышенной вероятности нахождения коллекторов. Главной целью в данном случае будет определение водонефтяного контакта. Бурение скважин в северном и северо-восточных направлениях будет сопровождаться большими рисками вскрытия низкопродуктивных коллекторов, при планировании бурения там необходимо учитывать возможное ухудшение коллекторских свойств и применять специальные методы воздействия на пласт в данной области.
В данной работе рассмотрены методические приемы вероятностной оценки макронеоднородности продуктивного пласта на примере одного из месторождений Западно-Туркменской впадины. Использование вероятностного метода геологического моделирования позволяет при ограниченном количестве геолого-промысловой информации снизить риски разведочного бурения и скорректировать проект доразведки месторождения с учетом возможных неоднородностей по площади и разрезу.
Литература
1. Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа. Книга 2 / Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Габриэлянц Г.А., Керимов В.Ю., Мстиславская Л.П., М., Недра, 2012 – 416 С.
2. Лобусев А.В., Мартынов В.Г., Страхов П.Н. Исследование неоднородностей нефтегазопродуктивных отложений // Территория нефтегаз – 2011 – №12 – С. 45-61.
3. Клещев К.А., Шеин В.С., Славкин В.С. Новая концепция геологического строения и нефтегазоносности Западной Туркмении // Геология нефти и газа – 1992 – № 5.
