Отправить статью по E-mail Фациальная изменчивость отложений в юрской продуктивной толще месторождения Бурмаша.
- Авторы: Нугманов Б.Х.1, Алексеева Е.В.1
-
Учреждения:
- Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»
- Раздел: Оригинальные исследования
- URL: https://vestnik-ngo.kz/2707-4226/article/view/108751
- DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi108751
- ID: 108751
Цитировать
Полный текст
Аннотация
Обоснование. Геологическая модель является основой проектирования и управления разработкой залежей месторождения, а также обоснованием коэффициентов извлечения углеводородного сырья. Качество геологической модели напрямую зависит от геометрии залежи месторождения. Трудности при построении модели возникают из-за высокой литолого-фациальной изменчивости пород. В статье рассмотрены особенности строения юрской продуктивной толщи нефтяного месторождения Бурмаша, с учетом новых данных сейсмики методом общих глубинных точек 3Д (далее-МОГТ 3Д) и данных бурения скважин.
Цель. Представление новой геологической модели продуктивной залежи месторождения Бурмаша по данным сейсморазведки МОГТ 3Д и данным бурения, а также определение условий осадконакопления в период формирование залежи.
Материалы и методы. В научной работе использованы новые данные интерпретации сейсморазведки МОГТ 3Д. Были проанализированы срезы атрибутов eXchroma, спектральной декомпозиции (SD), RMS и Vp/Vs, в пределах продуктивного горизонта, а также данные бурения всего фонда скважин месторождения.
Результаты. В результате проведенной работы были уточнены границы палеорусловых отложений продуктивного горизонта и определены условия осадконакопления продуктивной залежи. Полученные данные показывают важность применения современных методов геологоразведки для представления достоверной геологической модели.
Заключение. Результаты проведенной работы позволяют более точно представить геологическое строение, оценить запасы углеводородного сырья, а также дают возможность дальнейшего планирования рациональной системы разработки месторождения. Все это позволит обоснованно размещать точки заложения новых скважин, снижать риски вскрытия заглинизированной части разреза и, следовательно, повышать эффективность добычи углеводородного сырья.
Полный текст
Введение
Эффективность поиска, разведки, подсчета или пересчета запасов углеводородного сырья (УВС), а также разработки месторождения, во многом определяется ее точной геологической моделью. В свою очередь качество геологической модели напрямую зависит от геометрии залежи месторождения. Трудности при построении модели возникают из-за высокой литолого-фациальной изменчивости.
Использование новых технологий для получения информации об условиях осадконакопления при построении цифровой геологической модели месторождения позволяет более обоснованно размещать точки заложения новых скважин, снижать риски вскрытия заглинизированной части разреза и, следовательно, повышать эффективность геологоразведочных работ.
В статье представлены особенности строения нефтяного месторождения Бурмаша расположеного на территории Мангистауского района Мангистауской области Республики Казахстан. Бурмаша является одним из небольших месторождений по запасам нефти. Нефтеносность месторождения была установлена в 1975 году, когда в разведочной скважине 3 был получен фонтан нефти, из Ю-IX горизонта
Впервые площадь Бурмаша выявлена в 1965 году по результатам сейсморазведки на площади Южный Карасязь-Таспас способом плоского фронта (СПФ). [1], В результате работ отмечается сложное строение площади. Позднее в 1993-94 годах выполнены детальные сейсморазведочные работы МОГТ, на площади Восточный Жетыбай - Юг Карамандыбаса, что позволило значительно уточнить строение площади Бурмаша. И уже в декабре 2019 года, на месторождении Бурмаша были проведены полевые сейсморазведочные работы методом общих глубинных точек 3Д (далее МОГТ 3Д) объемом 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.
Структура за весь период была пробурена 26 скважинами, из которых 4 поисковых, 5 разведочных, 1 оценочная и 16 эксплуатационных скважин. В пределах контура нефтеносности залежи продуктивного горизонта насчитывается 19 скважин.
По материалам обработки и интерпретации, полученных сейсмических данных 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 3Д участка частично наблюдается надвинутая часть регионального Беке-Башкудукского разлома F1. Севернее были выделены три малоамплитудных (около 5 м.) тектонических нарушения субширотного простирания f1, f2 и f3, (рисунок 1) прослеживаемых с подошвы юрских отложений, ограничивающих поднятие в продуктивном горизонте с юго-востока, юга и севера. В юго-восточной части поднятие осложнено тектоническим нарушением f1.
Рисунок 1 - Структурная карта по кровле продуктивного горизонта Ю-IX
Основная часть
Фациальная характеристика Ю-IX продуктивного горизонта в пределах участка Бурмаша
Площадь сейсмической съемки в четыре раза больше самого горного отвода месторождения Бурмаша, что позволяет достоверно установить геологическое строение залежи и определить характер осадконакопления в период ее 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 и простирающимся далее в юго-восточном направлении и переходящим в возможную часть дельтовой системы.
На рисунках 2 и 3 приводится сопоставление среза по атрибуту eXchroma, карты эффективных толщин, а также скважинных данных в виде корреляционных схем вдоль песчаного тела и пойменной части структуры продуктивного горизонта. На данном срезе атрибута отображаются линейно-вытянутые зоны, относящиеся, возможно, к канальным отложениям флювиального генезиса. Две скважины, приведенные на данных рисунках 113 и 108, 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 м. высокопористое песчаное «тело» [5], по
отношению к скважине 113, которая, в свою очередь, не вскрыла породы подобного комплекса в пределах уровня продуктивного горизонта.
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 121-108-3-125-124 выделяются продуктивные толщины от 20 до 40 м. В то время, как вдоль пойменной части залежь лишь пласты небольших толщин в скважинах 112 и 113. На переходной зоне в скважине 122 продуктивные толщины увеличиваются до 15 м. И в скважине 120 вскрывающую песчаное «тело» толщины опять достигают 37 м.
Условия осадконакопления песчаного «тела» позволяет отнести его к дельтовым фациям. Песчаные отложения дельтовых протоков обычно сложены мелкозернистыми, хорошо отсортированными разностями. [6]
Были рассмотрены и другие атрибуты сейсмики для установления условий осадконакопления в период формирования залежи. На рисунке 4 приводится сопоставление срезов по атрибутам спектральной декомпозиции (SD), RMS и Vp/Vs, в пределах продуктивного горизонта. Срезы спектральной декомпозиции (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.
Рисунок 2 – Сопоставление eXchroma с картой эффективных толщин месторождения Бурмаша в горизонте Ю-IX
Рисунок 3 – Корреляционные схемы месторождения Бурмаша в горизонте Ю-IX
Рисунок 4 - Продуктивный горизонт Ю-IX. сопоставление срезов по атрибутам спектральной декомпозиции, RMS и VP/VS (NN)
Во-вторых, срез по атрибуту Vp/Vs отмечает на данном участке относительно улучшенные коллекторские свойства, по отношению к окружающему фону осадков.
Рисунок 5 приводит интерпретацию среза по атрибуту Vp/Vs по аналогии с формой рельефа, представляющую собой конус выноса. В соответствии с существующими представлениями на формирование флювиальных конусов выноса при выходе потока на предгорную равнину его скорость резко падает и ведомые потоком осадки разгружаются в виде конуса выноса, который имеет в плане веерообразную форму. В зависимости от плотности потока (вязкий или жидкий), выходя на равнину, он может либо сразу разгружать несортированную массу грубых обломков в песчано-глинистом матриксе (вязкий селевый поток), либо разделяться на почти прямые русла, по которым разнозернистый материал будет переноситься и дальше, приобретая грубую сортировку (жидкий русловый поток). «Теплые» 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. Рисунок 6 приводит схематичное фациальное деление участка работ согласно описанной выше теории [7].
Рисунок 5 - Пример интерпретации среза атрибута Vp/Vs (NN) в окне 5-20 MС
Заключение
В заключении хотелось бы отметить, что данные бурения скважин полностью подтверждают данным интерпретации сейсморазведочных работ МОГТ 3Д. По результатам работ бурения и сейсмики были проанализированы различные атрибуты, протрассированы малоамплитудные нарушения взбросового характера, посчитаны размеры структуры, уточнено геологическое строение залежи, его генезис и развитие. Все это позволило более точно определить контур нефтеносности для дальнейшего выбора рациональной системы разработки.
Рисунок 6 - Продуктивный горизонт Ю-IX. Фациальная схема
Об авторах
Бекболат Хасанович Нугманов
Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»
Email: B.Nugmanov@kmge.kz
Директор департамента геологии
КазахстанЕкатерина Васильевна Алексеева
Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»
Автор, ответственный за переписку.
Email: E.Alexeyeva@kmge.kz
Старший инженер службы геологии и геологоразведки по месторождениям ММГ
КазахстанСписок литературы
- 1. Мурзагалиев Д., Батухин В. Отчет о работе сейсмопартии 32-33/64-65, проводившей исследования МОВ (СПФ) в пределах Южного Мангышлака на площадях Жалганой, Туркменой, Северный Жетыбай, Кокумбай в Мангистауском районе Гурьевской области КазССР в 1965 г, фонд «МНГР», 1965 г. с. 72.
- 2. Отчет о работе сейсмической партии 1/93 «Результаты детальных сейсморазведочных работ МОГТ на площади Восточный Жетыбай-Юж Карамандыбаса, в Мангистауском и Каракиянском районах Мангистауского области республики Казахстан», г. Актау, 1994 г. с. 54.
- 3. Кирзелёва О.Я.; Кирьянова Т.Н. «Палеорусла и палеореки в сейсмических данных (на примере продуктивного пласта Ю3-4 тюменской свиты одного из месторождений Западной Сибири). НГН г.Москва 2021г. с.14-21.
- 4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. М: Недра, 1984. С. 260.
- 5. Суслов А.А., Вайнерман Б.П. «Выделение палеорусел в песчано-глинистых отложениях среднеюрского возраста в программном комплексе «petrel» Известия вузов. Геология и разведка. Москва, 2019г. г. с. 26-31.
- 6. Муромцев В.С. «Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа.» Недра, Ленинград, 1984 г с. 185
- 7. Отчет о результатах обработки и интерпретации данных сейсморазведочных работ МОГТ 3Д, выполненных в пределах контрактной территории АО «ММГ» на месторождении Бурмаша ПУ «ЖМГ», г. Актау, 2020 г. с. 56.
Дополнительные файлы
