Фациальная изменчивость отложений в юрской продуктивной толще месторождения Бурмаша

Полный текст

Введение

Эффективность поиска, разведки, подсчёта или пересчёта запасов углеводородного сырья, а также разработки месторождения во многом определяется точной геологической моделью. В свою очередь, качество построенной геологической модели зависит от геометрии залежи месторождения. Трудности при построении модели возникают из-за высокой литолого-фациальной изменчивости.

В статье представлены особенности строения нефтяного месторождения Бурмаша, расположеного на территории Мангистауской области Казахстана. Бурмаша является одним из небольших месторождений по запасам нефти. Нефтеносность была установлена в 1975 г., когда в разведочной скважине 3 был получен фонтан нефти из горизонта Ю-IX.

Впервые площадь Бурмаша выявлена в 1965 г. по результатам сейсморазведки на площади Южный Карасязь-Таспас способом плоского фронта [1], и отмечено её сложное строение. Позднее в 1993–1994 гг. выполнены детальные сейсморазведочные работы МОГТ на площади Восточный Жетыбай – юг Карамандыбаса, что позволило значительно уточнить строение площади Бурмаша.

Последний пересчёт запасов с представленной геологической моделью был выполнен в 2009 г. В декабре 2019 г. на месторождении были проведены полевые сейсморазведочные работы новым МОГТ 3D площадью 31,2 км² [2].

С целью изучения геологического строения по новым данным сейсмики и бурения был прослежен горизонт Ю-IX, являющийся продуктивным на изучаемой площади.

В пределах горного отвода месторождение вскрыто 22 скважинами, из которых 3 поисковых, 2 разведочных, 1 оценочная и 16 эксплуатационных. В пределах контура нефтеносности залежи продуктивного горизонта (далее – ПГ) насчитывается 19 скважин.

В 1975–1979 гг. керн отобрали по 5 скважинам (1–3, 6 и 7), а после последнего подсчёта запасов из скважин 12, 122 и 123. Результаты по новым данным керна показаны в табл. 1.

По материалам обработки и интерпретации полученных сейсмических данных проводилась корреляция отражающих горизонтов (далее – ОГ), и были построены структурные карты по целевым 8 ОГ в отложениях мезозоя и палеозоя: IIa (подошва альбских отложений), III1 (подошва готерива), III (кровля юрских отложений), IV (сейсмический репер в отложениях оксфорда), Ю-IX (кровля байосский ярус), V1 (подошва юрских отложений) (рис. 1), V3 (репер в низах оленекских отложений триаса), VI (предположительно размытая поверхность палеозойских отложений).

Продуктивным является горизонт Ю-IX. На рис. 1 перепад глубин изучаемого горизонта составляет от 1000 м в северо-восточной части участка и до 1790 м в северо-западной части. Горизонт имеет унаследованное тектоническое строение с моноклинальным погружением антиклинального поднятия в юго-западном направлении с углом падения пород, в среднем составляющим около 10°.

При сокращении глубины залегания пород в структурном плане происходит постепенное выполаживание горизонта. На севере изученного работами МОГТ 3D участка частично наблюдается надвинутая часть регионального Беке-Башкудукского разлома F1. Севернее были выделены три малоамплитудных (около 5 м) тектонических разрывных нарушения субширотного простирания f₁, f₂ и f₃, (рис. 1). Разломы прослеживаются с подошвы юрских отложений, ограничивающих поднятие в исследуемом горизонте с юго-восточного, южного и северного направлений. С юго-востока поднятие осложнено тектоническим нарушением f₁.

Материалы и методы

Для изучения фациальной изменчивости отложений юрской продуктивной толщины месторождения Бурмаша использовались современные методы геофизического анализа и интерпретации данных, а именно:

1. Сейсморазведка МОГТ 3D. Данные были собраны с помощью высококачественных сейсмических датчиков, обеспечивающих детальную запись отраженных сигналов от различных геологических слоёв.
2. Данные бурения. Важным компонентом исследования стали данные бурения скважин, материалы геофизических исследований скважин (далее – ГИС), исследования кернового материала, которые были собраны за весь период разработки месторождения.
3. Интеграция данных. Для достижения более полной картины фациальной изменчивости все полученные данные были интегрированы в единую геоинформационную систему. Построены карты по кровле коллектора, карты эффективных толщин. Это позволило провести комплексный анализ и сопоставить результаты сейсмической интерпретации с данными бурения, что в свою очередь дало возможность выявить закономерности и тенденции в распределении фаций в юрской продуктивной толще.
4. Статистический анализ. Для обработки полученных данных был применён статистический анализ, который включал корреляционные исследования и кластерный анализ. Были построены корреляционные схемы. Это позволило выделить группы схожих по характеристикам участков и определить ключевые факторы, влияющие на фациальную изменчивость.

Фациальная характеристика ПГ Ю-IX в пределах участка Бурмаша

Площадь сейсмической съёмки в 4 раза больше самого горного отвода месторождения Бурмаша, что позволяет достоверно установить геологическое строение залежи и определить характер осадконакопления в период её формирования. В работе был проанализирован срез по атрибуту eXchroma средней части рассматриваемого горизонта, по которому обычно определяются палеорусла [3].

Удалось установить, что нефтеносность данного горизонта предположительно связана с флювиальным объектом, так называемым песчаным «телом» [4], проходящим через свод структуры, простирающимся далее в юго-восточном направлении и переходящим в возможную часть дельтовой системы.

На рис. 2–3 представлены сопоставление среза по атрибуту eXchroma и карты эффективных толщин продуктивного горизонта, а также скважинных данных в виде корреляционных схем вдоль песчаного «тела» восточного и западного бортов структуры ПГ. На данном срезе атрибута отображаются линейно-вытянутые зоны, относящиеся, возможно, к канальным отложениям флювиального генезиса. Скважины 113 и 108, приведенные на данных рисунках, при условии относительной близости с позиции местоположения отображают комплексы пород разного типа. Поскольку местоположение скважины 108 обусловлено попаданием на участок с наличием канала, согласно срезам атрибута eXchroma, то и разрез данной скважины отражает ~40-метровое высокопористое песчаное «тело» [4] по отношению к скважине 113, которая в свою очередь не вскрыла породы подобного комплекса в пределах уровня ПГ.

На карте эффективных толщин обозначена область повышенных толщин, относительно выдержанная по ширине, которая уверенно сопоставляется с каналом, выделенным на срезе атрибута.

На корреляционных схемах вдоль песчаного «тела» по линии скважин 103-6-121-108-120-114-7-2 выделяются продуктивные толщины от 20 до 40 м, в то время как в скважинах 112 и 113 пойменной части залежь лишь пласты небольших толщин. На переходной зоне в скважине 122 продуктивные толщины увеличиваются до 15 м, и в скважине 120, вскрывающей песчаное «тело», толщины опять достигают 37 м.

На рис. 4 представлена новая геологическая модель залежи с учётом новый данных сейсмики МОГТ 3D и данных бурения новых 5 эксплуатационных (121–125) и одной оценочной (12) скважин в сравнении с ранее утверждённой моделью 2009 г.

В целом по месторождению Бурмаша суммарные геологические запасы нефти по промышленный категории С₁ увеличились, по сравнению с ранее утвержденными запасами, на 615 тыс. т, или на +20,6%, а по категории С₂ уменьшились на 403 тыс. т, или на 68,9%. Основной причиной роста запасов нефти категории С₁ является увеличение объёмов нефтенасыщенных пород на 5841 тыс. м³ и увеличение площади на 540 тыс. м².

Изменение площади и объёмов произошло в результате уточнения строения залежи по материалам интерпретации 3D сейсмики, переинтерпретации геофизических исследований и за счёт уточнения границы песчаного «тела». Увеличение промышленных запасов нефти произошло в связи с переводом запасов из категории С₂ в категорию С₁, т.к. ранее категория С₁ присваивалась только по границе песчаного «тела», а восточному и западному участку присваивалась категория С₂.

Определённые условия осадконакопления при формировании песчаного «тела» позволяют отнести его к дельтовым фациям рукавообразного канала. Как видно из табл. 1, отложения дельтовых протоков обычно сложены песчаниками мелкозернистыми, хорошо отсортированными разностями, что наглядно представлено результатами литологического описания кернового материала скважины 123, в которой преобладает песчаник. Для скважины 12 свойственно переслаивание глин и алевролитов, что характерно для пойменной фации [5].

Были рассмотрены и другие атрибуты сейсмики для установления условий осадконакопления в период формирования залежи. На рис. 5 приводится сопоставление срезов по атрибутам спектральной декомпозиции (англ. spectral decomposition, далее – SD), среднеквадратичное значение (англ. Root Mean Square, далее – RMS) и отношение скорости продольных волн к скорости поперечных волн (англ. P-wave velocity / S-wave velocity, далее – Vp/Vs), интерпретация выполнена с помощью нейронной сети (англ. Neural Network, далее – NN) в пределах ПГ.

 

Таблица 1. Таблица выделенных фаций

Table 1. Table of identified facies

Фация Facies	Субфация Subfacies	Микрофация Microfacies	Электрометрическая модель по В.С. Муромцеву Electrometric model by V.S. Muromtsev	Электрометрическая характеристика Electrometric characteristic	Фото керна Photo of the core	Литологическое описание пород по керну Lithological description of rocks from the core
Аллювиальная / дельтовая равнина (CA) Alluvial/Deltal plain	Рукавообразные каналы (CA1) Channel deposits	Отложения заброшенного канала (СА1b) Deposits of an abandoned channel				Скважина №123 Глубина 1820–1825 м. Крепкий мелкозернистый песчаник серого цвета, с редкими тонкими глинистыми налётами на плоскости наслоения. Глубина 1825–1835 м. Песчаник среднезернистый, имеются редкие тонкие глинистые налёты на плоскостях наслоения с запахами УВ. Отмечается буроватый оттенок. средней крепости. Well No. 123 Depth 1820-–1825 m. Sturdy fine-grained sandstone of grey colour, with rare thin clay deposits on the sheeting plane. Depth 1825–-1835 m. Sandstone is medium-grained, with rare thin clay deposits on sheeting planes with HC odours. Brownish tinge is noted. Medium hardness.
	Пойменные / озёрные (CA6) Flood plain facies / Lake facies	С преобладанием глин (СА6b) Clays predominant				Скважина №12 Глубина 1836–1856 м. Переслаивание глин и алевролитов. Алевролит песчанистый, серый, с тонкими слойками глинистого и углистого материала. Слоистость прерывистая и горизонтальная. Глины темно-серые, с прослойками серого алевролита с включениями и фрагментами ОРО. Песчаник мелкозернистый, алевритистый, полимиктовый, серый. Well No. 12 Depth 1836–-1856 m. Clay and siltstone interlayering. Siltstone is sandy, of grey color, with thin layers of clayey and carbonaceous material. Layering is discontinuous and horizontal. Clays are dark grey, with interlayers of grey siltstone with the inclusions and fragments of the PRs. Sandstone is fine-grained, silty, polymictic, of grey color.

ОРО / PRs – остатки растительных организмов / plant remains

 

Рисунок 1. Структурная карта по кровле горизонта Ю-IX месторождения Бурмаша

Figure 1. Structural map of the Burmasha deposit Yu-IX horizon top

 

Рисунок 2. Сопоставление eXchroma с картой эффективных толщин месторождения Бурмаша в горизонте Ю-IX

Figure 2. Comparison of eXchroma with the net oil pay map of the Burmasha deposit in the Yu-IX horizon

а) срез по атрибуту eXchroma / eXchroma attribute slice; б) карта эффективных толщин / net oil pay map

 

Рисунок 3. Корреляционные схемы месторождения Бурмаша в горизонте Ю-IX

Figure 3. Correlation diagrams of the Burmasha oilfield in the Yu-IX horizon

 

Рисунок 4. Горизонт Ю-IX месторождения Бурмаша

Figure 4. Yu-IX horizon of the Burmasha oilfield

а) структурная карта по кровле / top structure map; б) карта эффективных нефтенасыщенных толщин / net oil pay map

 

Рисунок 5. ПГ Ю-IX. Сопоставление срезов по атрибутам SD, RMS и VP/VS (NN)

Figure 5. Pay horizon Yu-IX. Comparison of slices by SD, RMS and VP/VS attributes (NN)

 

Рисунок 6. Пример интерпретации среза атрибута Vp/Vs (NN) в окне 5–20 мс

Figure 6. Example of interpretation of the Vp/Vs (NN) attribute slice in a 5-20 ms interval

 

Рисунок 7. ПГ Ю-IX. Фациальная схема

Figure 7. Pay horizon Yu-IX. Facies diagram

 

Срезы SD и RMS отобразили в пределах участка работ относительно интересную картину. Во-первых, опираясь на геометрические атрибуты, допустимо проследить разветвление сети каналов, что может представлять собой возможную проксимальную часть конуса выноса. Во-вторых, срез по атрибуту Vp/Vs отмечает на данном участке относительно улучшенные, по отношению к окружающему фону осадков, коллекторские свойства.

Рис. 6 приводит интерпретацию среза по атрибуту Vp/Vs по аналогии с формой рельефа, представляющую собой конус выноса.

На формирование флювиальных конусов выноса пород влияет скорость потока. Когда поток достигает предгорной равнины, скорость резко снижается, что приводит к отложению потока осадков в форме веерообразного конуса выноса, при этом вязкая или жидкая сила потока, попадая на равнину, либо немедленно разгружает массив грубых обломков в песчанистую среду (что характерно для вязких селевых потоков), либо разделяется на прямые русловые каналы, по которым дальше распространяется материал различной крупности, приобретая грубую сортировку по пути. «Тёплые» цвета на срезе по атрибуту Vp/Vs говорят о пониженных значениях, что в свою очередь свидетельствует о возможном изменении углеводородного насыщения либо о возможном изменении коллекторских свойств в пределах рассматриваемого комплекса пород.

Рис. 7 приводит схематичное фациальное деление участка работ согласно описанной выше теории [6].

Обсуждение

Результаты проведенных исследований месторождения Бурмаша позволяют сделать важные выводы относительно геологического строения, особенностей осадконакопления и перспективности дальнейшей разработки. Использование современных методов сейсморазведки МОГТ 3D и анализа данных бурения позволило уточнить структурное и фациальное строение продуктивного горизонта Ю-IX. Рассмотрим основные аспекты и их влияние на интерпретацию полученных данных.

Тектонические и осадочные особенности

Структурный анализ показал, что залежь имеет сложное строение, обусловленное наличием надвинутостей и тектонических нарушений. Это подтверждается картой структурных элементов и срезами по различным сейсмическим атрибутам. Особое внимание привлекли малоамплитудные разрывные нарушения f₁, f₂ и f₃, которые существенно влияют на распределение коллекторских свойств. Их учёт позволяет более точно определить границы залежи и планировать дальнейшее бурение.

Важным аспектом стало уточнение условий осадконакопления. Анализ срезов по атрибутам eXchroma, RMS и Vp/Vs позволил установить связь нефтеносности с дельтовыми песчаными телами и каналами флювиального происхождения. Данная интерпретация была подтверждена сопоставлением карт эффективных толщин и данных бурения. Результаты показали, что наиболее перспективные участки расположены в областях, связанных с песчаными каналами, имеющими улучшенные фильтрационно-ёмкостные свойства.

Переоценка запасов

Проведённые работы позволили уточнить геологические запасы нефти в пределах продуктивного горизонта Ю-IX. Увеличение объёмов нефтенасыщенных пород и площади залежи свидетельствует о значительном потенциале месторождения для дальнейшей разработки. Перевод запасов из категории С₂ в С₁ подтверждает эффективность новых методов исследования и их роль в повышении достоверности оценки ресурсов.

Ограничения и перспективы

Несмотря на полученные результаты, остаются вопросы, требующие дальнейшего изучения. Например, не до конца изучена природа некоторых тектонических нарушений и их влияние на фациальную изменчивость пород. Дополнительные исследования с использованием методов геодинамического моделирования и высокоточного кернового анализа могут предоставить более полное представление о параметрах коллектора. Также перспективным направлением является использование методов компьютерного вычисления для интерпретации сложных данных и прогнозирования свойств коллектора в малопокрытых бурением участках.

Заключение

Данные бурения скважин, а также кернового материала полностью подтверждают результаты интерпретации сейсморазведочных работ МОГТ 3D. По результатам работ бурения и сейсмики были проанализированы различные атрибуты, протрассированы малоамплитудные нарушения взбросового характера, рассчитаны размеры структуры, уточнено геологическое строение залежи, её генезис и развитие. Эти результаты предоставили возможность более детально определить контур нефтеносности, что является важным шагом для выбора рациональной и эффективной системы разработки месторождения, а также минимизировать риски и увеличить добычу нефти. Комплексный подход, включающий бурение, анализ кернового материала и интерпретацию данных сейсморазведки, обеспечил получение высокоточной геологической модели, которая ляжет в основу дальнейших этапов разработки залежи.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Благодарность. Авторы выражают большую признательность Жупаргалиеву Н.Б. за оказанную помощь и консультации при проведении научной работы.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Нугманов Б.Х. – контроль за выполнением работы, редакция рукописи; Алексеева Е.В. – интерпретация данных исследования, проверка результатов, написание рукописи.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Appreciation. The authors express their great gratitude to Zhupargaliev N.B. for the assistance and advice provided during the scientific work.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Bekbolat Kh. Nugmanov – supervision of the work, revision of the manuscript; Yekaterina V. Alexeyeva – interpretation of study data, verification of the results, writing the manuscript.

Об авторах

Бекболат Хасанович Нугманов

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Email: b.nugmanov@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0008-4418-3773

Казахстан, Актау

Екатерина Васильевна Алексеева

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Автор, ответственный за переписку.
Email: e.alexeyeva@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0007-3754-1264
Казахстан, Актау

Список литературы

Дополнительные файлы