МЕТОДИКА ВЫЯВЛЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ В

Геофизика
2.2015
УДК 550.8 : 553.98
МЕТОДИКА ВЫЯВЛЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ
В БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЕ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ
ГЕОМЕХАНИЧЕСКИХ, ГЕОХИМИЧЕСКИХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
Д.А. Д анько
Аннотация. В данной статье рассмотрена методика выявления перспективных объектов в отложениях баженовской свиты.
По комплексу геолого-геофизических данных была получена оценка геомеханического параметра динамического индекса
хрупкости и геохимического параметра общего содержания органического углерода. Рассчитанные параметры хорошо вы­
деляются в облаках упругих свойств и, соответственно, могут быть оценены на основе инверсии сейсмических данных. Мето­
дика позволяет выделить и спрогнозировать в межскважинном пространстве перспективные объекты баженовской толщи в
координатах отношение Vp/Vs - акустический импеданс или с использованием предложенного нами индекса продуктивности
нетрадиционных коллекторов.
Ключевые слова. Баженовская свита, радиоляриты, динамический индекс хрупкости, общее содержание органического
углерода, индекс продуктивности, сейсмическая инверсия.
Abstract. In this paper we present a technique o f prospective objects identification in Bazhenov formation. The geomechanical
parameters o f brittleness and geochemical parameter of total organic carbon were calculated based on available geological and
geophysical data. The calculated parameters are clearly detectable in the elastic properties’ clouds and thus can be estimated using
seismic inversion results. The proposed technique allows to identify and predict prospective objects of Bazhenov formation using
cross-plot Vp/Vs ratio - acoustic impedance or using «sweet spots» index of unconventional reservoirs.
Key words. Bazhenov formation, secondary transformed radiolarians, brittleness, total organic carbon, «sweet spots» index, seismic
inversion.
ВВЕДЕНИЕ. В настоящее время наблюдается зна­
чительный интерес к изучению нетрадиционных
коллекторов нефти и газа во всем мире. Ярким при­
мером таких коллекторов является баженовская
свита (БС). Несмотря на то, что вопросом изучения
баженовской толщи занимаются уже много лет, до
сих пор отсутствует единая методика выделения
перспективных объектов в баженовских отложени­
ях в межскважинном пространстве. Для прогнози­
рования перспективных областей БС для бурения
и проведения многостадийного ГРП нами предло­
жена методика комплексного анализа данных ГИС,
кернового материала, результатов лабораторных
исследований и сейсмических данных (рис. 1).
Выделение объекта исследования
по скважинным данным на основе
геолого-геофизической информации
При подготовке статьи были использованы ма­
териалы, полученные на одном из месторождений
Салымской группы. Согласно работам В.Д. Немо­
вой [5, 6, 7], отложения БС состоят из карбонатноглинисто-кремневых пород, обогащенных органи­
ческим веществом (ОВ). Основным породообра­
зующим материалом является кремнезем биоген­
ного происхождения, образующийся из остатков
планктона с кремниевым скелетом - радиолярий
и диатомей. Помимо кремнезема (>50%) состав БС
включает в себя глинистый (<20%) и карбонатный
(~5—15%) материалы. Породы обладают субгори­
зонтальной слоистостью, в которых ОВ (~5-20%)
выступает в роли цемента.
38
Рис. 1.
Схема комплексного анализа данных ГИС,
кернового материала,результатов
лабораторных исследований
и сейсмических данных с целью
прогнозирования перспективных областей
в отложениях баженовской толщи
2.2015
Отложения БС района исследования включают
четыре основных литотипа [6]: глинисто-кремневые
битуминозные породы верхней части с увели­
ченным содержанием глинистой составляющей,
карбонатно-глинисто-кремневые битуминозные по­
роды, пропластки окремненных радиоляритов
и глинисто-кремневые битуминозные породы ниж­
ней части (рис. 2). Особый интерес в отложени­
ях БС представляет 6-8-метровая пачка вторично
преобразованных радиоляритов, располагающаяся
в центральной части исследуемого интервала и об­
ладающая свойствами, аналогичными свойствам
обычного коллектора [1].
По своим физико-химическим характеристи­
кам вторично преобразованные радиоляриты мо­
Геофизика
гут быть выделены в разрезе БС с использованием
расширенного комплекса каротажных измерений
и лабораторных исследований керна. На рис. 3 пред­
ставлена геолого-геофизическая характеристика от­
ложений БС изучаемого района. Пачка вторично
преобразованных радиоляритов характеризуется
наличием радиального градиента сопротивления
и глинистой корки по кривой кавернометрии, что
является качественными признаками коллектора.
Низкоамплитудные аномалии на кривых интеграль­
ной естественной гамма-активности и нейтронной
пористости в совокупности с исследованиями кер­
на говорят о низком значении нефтенасыщенности
и низком содержании глинистой компоненты,
влияющей на фильтрацию УВ. Это является каче-
IО Н К О С Л О И С IЛ И К А Р Б О Н А Т Н А Я
Г Л И Н И С Т О -К Р Е М Н Е В А Я Б И Т У М И Н О З Н А Я П О Р О Д А
О КРЕМ НЕННЫ Й РАДИО ЛЯРИТ
Рис. 2.
Схематичное строение
разреза баженовских
отложений изучаемой
площади и детальное
представление основных
типов слагающих пород [6]
Ю н к О С Л О и С Тля ГЛИНИС 1 О - к р е м н и с I л и
БИТУМ ИНО ЗНАЯ ПОРОДА
Г Л И Н И С Т О -К Р Е М Н И С Т Ы Е Б И Т У М И Н О З Н Ы Е П О Р О Д Ы
С У В Е Л И Ч Е Н Н Ы М С О Д Е Р Ж А Н И Е М ГЛИ НИ С ТО Й с о с т а в л я ю щ е й
К А Р Б О Н А Т Н Ы Е Г Л И Н И С Т О -К Р Е М Н Е В Ы Е Б И Т У М И Н О З Н Ы Е П О Р О Д Ы
О КРЕМ Н ЕН Н Ы Е РАДИО ЛЯРИТЫ
г л и н и с т о -к р е м н и с т ы е б и т у м и н о з н ы е п о р о д ы
Д О ЛО М И ТЫ КРО ВЛИ А Б А Л А КС КО Й СВИТЫ
39
Геофизика
2.2015
ЧВЕРЮМЕРIнм;
11Г.ЙГРГЯМ 1АЯ
пвристоеп.\%\
рсррогпь
№
0pC
К
?ГНW
(МV
Й|K
АНАЛИЗ КЕРНА
ПЛОТИОС Гь (i‘Jom '1
ги к н ж х п » .
Х 1 Ч Illr ftW )
попчДОСТНЪ) ПРОМЯЦЦHWili1.ЧЯ1
Рис. 3.
Геолого-геофизическая характеристика отложений баженовской свиты изучаемого района
вместе с данными лабораторных исследований керна
ственным признаком того, что нефть, содержащаяся
в изучаемой пачке радиоляритов, больше подверже­
на фильтрации, чем нефть, содержащаяся в осталь­
ных отложениях баженовской толщи.
Анализ кернового материала [1] показал, что ис­
следуемая пачка радиоляритов в основном состоит
из силицита с незначительными примесями глини­
стого вещества и характеризуется постоянными зна­
чениями матрицы скелета во всех скважинах изуча­
емой площади. Средняя пористость равна 12-13%,
проницаемость - от 1 мД и выше.
Таким образом, анализируемая пачка окремненных радиоляритов является перспективным объек­
том в отложениях БС изучаемого района. Относи­
тельно высокий контраст по акустическим и плот­
ностным свойствам создает предпосылки для про­
гнозирования распределения радиоляритовой пачки
в межскважинном пространстве с использованием
сейсмических данных [6 ].
Определение динамического индекса хрупкости
в отложениях баженовской свиты
Хрупкость и пластичность являются одними из
ключевых геомеханических свойств пород при по­
иске и разведке нетрадиционных коллекторов [17,
18]. Индекс хрупкости отражает способность по­
роды растрескиваться под действием приложенного
напряжения и удерживать образовавшиеся трещины
в открытом состоянии. И наоборот, индекс пластич­
40
ности показывает способность породы сохранять
свою целостность и залечивать образовавшиеся
трещины. Хрупкие породы характеризуются наибо­
лее вероятным развитием природной системы ми­
кротрещин и являются основным объектом поисков
в нетрадиционных коллекторах для проведения мно­
гостадийного ГРП. Обычно породы, обогащенные
кварцевым или карбонатным материалом, являются
более хрупкими, чем породы с высоким содержани­
ем глинистого материала.
Определение индекса хрупкости производится
двумя способами: при изучении кернового мате­
риала и с использованием эмпирических уравнений
[11, 17] или зависимостей [14]. Первый способ дает
наиболее точную оценку геомеханических свойств
горных пород, однако требует 100%-ного выноса
керна в интервале исследования и изучения при пла­
стовых условиях. Второй способ дает информацию
о распределении динамического индекса хрупкости
(ДИХ) пород с использованием данных ГИС.
В данной работе для определения ДИХ исполь­
зовалась формула, предложенная Рикменом [17]:
2.2015
где PR - рассчитанная кривая коэффициента Пуассо­
на; PR , PR . - максимальное и минимальное значения коэффициента Пуассона в интервале исследования; Е - рассчитанная кривая модуля Юнга; Е ,
Е . - максимальное и минимальное значения м о д у л я
Юнга в интервале исследования; w - весовой коэффициент, характеризующий вклад модуля Юнга и ко­
эффициента Пуассона в определяемый ДИХ.
На рис. 4 представлена оценка изменения ДИХ
в координатах модуль Юнга - коэффициент Пуас­
сона на реальных и теоретических данных. Теоре­
тические вычисления выполнялись с использовани­
ем формулы (1) с весовым коэффициентом w = 0,5.
Максимальные и минимальные значения модуля
Юнга и коэффициента Пуассона были определены
Геофизика
по скважинным данным. Анализ показывает, что
увеличение значений динамической хрупкости про­
порционально снижению коэффициента Пуассона
и увеличению модуля Юнга. Таким образом, поро­
ды, обладающие наибольшей хрупкостью, характе­
ризуются увеличенными значениями модуля Юнга
и низкими значениями коэффициента Пуассона, что
соответствует результатам работ многих авторов
[3, 14, 17, 18 и др.].
Для оценки возможности прогнозирования пара­
метра ДИХ по результатам сейсмической инверсии
был выполнен переход из координат модуль Юн­
га - коэффициент Пуассона в координаты отноше­
ние V p /V s - акустический импеданс (рис. 5). Пере­
считанная зависимость показывает, что наиболее
4S
100
90
44
во |
то!
JS
SO
*1
IS
40 ^
30 8
23
*2
1S
CJ0S
ю
□.1
0.15
02
о
0J5
Коэффм^иви Пуассона
КОЭФФИЦИЕНТ ПУАССОНА
Рис. 4.
Оценка динамического индекса хрупкости в координатах модуль Юнга - коэффициентПуассона
на основе теоретических вычислений по формуле (1) (слева) и скважинных данных (справа)
;
5SOO 6000 6SC0 7000 7500 ЭМ0 SSW ЭМ-1 S500 10000 1050011000
aicvC:! инГсжий ИМПЕДАНС ( i i f r W )
;
Г Ж '" “
j
jsP
55СО 6000 «ОС 7000 7500 0ОСС «ОО 9000 95ОД 1COCO 10500 tlООО
И.МПЕДАИС (ийОДм1)
Рис. 5.
Оценка динамического индекса хрупкости в координатах отношение V p/Vs - акустический импеданс
на основе теоретических вычислений (слева) и скважинных данных (справа)
41
Геофизика
2.2015
Рис. 6.
Изучение хрупкости пород в разрезе баженовской свиты
на основе расчета динамического индекса хрупкости
хрупкие породы обладают высокими значениями
акустического импеданса и низкими значениями
отношения Vp/Vs. Замеренные данные в изучаемом
интервале полностью соответствуют теоретическим
расчетам.
Исследования непрерывных кривых ГИС и рас­
считанной кривой ДИХ показали (рис. 6), что наи­
более хрупкими породами в разрезе БС изучаемого
района являются окремненные радиоляриты, геомеханические свойства которых могут быть спрог­
нозированы в межскважинном пространстве по ре­
зультатам инверсии сейсмических данных.
Определение общего содержания органического
углерода в отложениях баженовской свиты
Следующим важным параметром, который может
быть получен по сейсмическим данным, является
общее содержание органического углерода (ТОС Total Organic Carbon) [4, 10, 13, 16]. Параметр TOC
отражает степень насыщения органикой нефтемате­
ринских пород. Из-за отсутствия подошвенных и за­
контурных вод, низкого содержания связанной воды
и гидрофобности пород можно считать, что отложе­
ния БС практически полностью насыщены нефтью.
42
Коэффициент нефтенасыщенности лежит в диапа­
зоне 0,85-0,95, что говорит об огромном ресурсном
потенциале БС.
Для расчета непрерывной кривой ТОС по сква­
жинным данным в изучаемом разрезе БС была при­
менена методика Пасси [16]. Суть данной методики
заключается в изучении поведения кривых мето­
дов пористости (нейтронный гамма-каротаж, аку­
стический и гамма-гамма плотностной каротажи)
и методов сопротивления в едином масштабе. Для
этого кривую метода пористости (из-за наилучше­
го качества данных в представленной работе был
выбран замер акустического каротажа) переводят
в пространство сопротивления, получая кривую
псевдосопротивления (Log ЕР1). Далее вычисляется
разница сопротивлений: d Log R = Log R - Log RDT.
В породах с различными ФЕС и различной степе­
нью флюидонасыщения поведение кривых мето­
дов пористости и сопротивления будет различным.
В водонасыщенных породах и породах с низким
ФЕС обе кривые будут накладываться друг на дру­
га, образуя «фоновую линию». Максимальное рас­
хождение наблюдается в высокоемких коллекторах
с повышенным содержанием УВ либо в нефтемате­
ринских породах со зрелым ОВ.
Таким образом, амплитуда кривой d Log R связа­
на с величиной параметра ТОС и зрелостью породы.
Расчет непрерывной кривой ТОС через значения
кривой d Log R осуществляется через следующее
эмпирическое уравнение [16]:
ТОС = (dLogR) ■ю (2-297-°>1б88“ »Ю
(2)
где LOM (Level o f Organic Metamorphism) - пара­
метр, отвечающий за степень зрелости ОВ в неф­
тематеринских породах [12]. Величина LOM эм­
пирически связана с отражательной способностью
витринита R() (табл. 1) и определяется с использова­
нием палетки Пасси (рис. 7).
Из-за неоднородного литологического строения
разреза БС и разной степени зрелости ОВ в каждом
из литотипов параметр LOM определялся индиви­
дуально для каждого типа слагающих БС пород. Так
как скважинные замеры и материал по исследова­
нию керна присутствовал только в одной скважине,
то точное определение параметра LOM затрудняТаблица 1
Связь величины LOM
с отражательной способностью витринита R0
LOM 0
1
2
3
4
5
6
7
LOM
0,2
0,24
0Д9
0,32
0,36
0,38
0,42
8
9
10
11
12
13
14
0,56
0,67
0,82
1,05
1,5
1,8
2
0,48
Таблица 2
Определение величины LOM
для литотипов баженовской свиты
Литотипы баженовской свиты
Глинисто-кремнистые битуминозные породы
Карбонатные глинисто-кремнистые
битуминозные породы
Окремненные радиоляриты
LOM
8
9
10
2.2015
Геофизика
Рис. 7.
Определение величины Ю М
с использованием
палетки Пасси.
Слева - керновые данные,
справа - результат симуляции
Монте-Карло и рассчитанные
двумерные функции
плотности вероятностей
0
1
2
3
4
0
1
<JLog R, От м
•
-
•
2
3
oLog R, Ом м
тинисто-кремнистые битуминозный породы
карбонатный глинисто-кремнавы е битуминозный порплы
• >— окремненные радиоляри i ы
-|):и результат симуляций метода Монте-Карло для каждого литотип.э
лось из-за большой дисперсии точек на палетке Пас­
си. Для получения более репрезентативной выборки
было выполнено моделирование Монте-Карло по
каждому литотипу с заданным средним и стандарт­
ным отклонением, определенным по скважинным
данным. После этого были рассчитаны двумерные
функции плотности вероятности для каждого типа
пород, слагающих БС (рис. 7). Значения линий LOM
(табл. 2), проходящие через максимумы функций ве­
роятностей литотипов, были использованы в урав­
нении (2) для вычисления непрерывной кривой ТОС
в соответствующем интервале (рис. 8, рис. 9, а ).
Для оценки прогнозирования ТОС по сейсмиче­
ским данным была найдена зависимость рассчитан­
ной непрерывной кривой ТОС от кривых акусти­
ческого импеданса и отношения V p /V s с помощью
метода многомерной линейной регрессии.
Используемое уравнение линейной многомер­
ной регрессии выглядит следующим образом (рис.
8, рис. 9, б):
ТОС = 85,11 - 2,82 ■1 (Г 3 ■1Р - 3 7 ,7 6 •
(3 )
По полученной регрессии была выполнена
оценка параметра ТОС в координатах о т н о ш е н и е
V p IV s - а к у с т и ч е с к и й и м п е д а н с . Анализ показы­
вает, что для изучаемой площади породы, характе­
ризующиеся высоким значением параметра ТОС,
обладают низкими значениями акустического им­
педанса и низкими значениями отношения V p IV s ,
26
а
1^20
15
I S is
5=
J&
5;
о
У §10
si
8i^B;
Рис. 8.
Определение общего содержания органического углерода
по методу Пасси (красная кривая) и линейной многомерной
регрессии (зеленая кривая)
б
*
#
*
.
. ^
1
* 2
*
*
.
•
• 4
.
>
#
5
л У*
* •
*
R = 0.81
10
15
8,2 ♦
II*!
.
5
•______ ♦
£ 16
К
*
5 6
§<
X
•
•
•
•
.
7 »-к. ®
*
• *
•
♦
* v .*
•
*
*
* « *•
20
ТОС, К Е Р Н (%)
R = 0 .7 7
10
15
20
Т О С , К Е Р Н (%>
Рис. 9.
Сравнительный анализ восстановления кривых ТОС с керновым материалом:
а
- метод Пасси, б - метод многомерной линейной регрессии
43
Геофизика
2.2015
18
16
175
14
3
12 5 о
17
•С
65
ЮоРЕ!
m
1.6
» Is
т 1,55
импеданс
на теоретических
данных (слева)
и материале кернового
исследования(справа)
1.5
1,45
1,4
Рис. 10.
Оценка параметра T0C
на основе линейной
многомерной регрессии
в координатах отношение
Vp/Vs - акустический
6000
7000
8000
9000
10000 11000
А К У С Т И Ч Е С К И Й И М П Е Д А Н С (M fc'rfC M 3)
6000 7000 8000 9000 10000 1ЮСО
АКУСТИЧЕСКИЙ ИМПЕДАНС ( v / c V / o m 3)
что подтверждается результатом исследования кер­
на (рис. 10).
Остается открытым вопрос о типе прогнозируе­
мой органики. Сам параметр ТОС имеет широкое
значение и включает в себя продукты всех стадий
преобразования ОВ. Поэтому необходимо четкое
представление о степени зрелости органики и типах
нефти, содержащихся во всех отложениях баженовской толщи, а также их связь с параметром ТОС.
Из-за невозможности разделения типа нефти на
мобильную (способную к миграции) и связанную
(запечатанную в порах) с использованием только
a
о
упругих свойств горных пород были использова­
ны результаты геохимического исследования керна
методом R o c k -E v a l. Одним из основных результа­
тов метода R o c k -E v a l является получение распре­
деления геохимических показателей Sj и S2 в раз­
резе изучаемых отложений. Показатель Sp являю­
щийся по своему физическому смыслу аналогом
коэффициента нефтенасыщенности, отвечает за
наличие в нефтематеринской породе свободных
нефтеподобных УВ. Показатель S2 характеризует
нефтегенерационный потенциал и представляет со­
бой углеводородные продукты пиролиза керогена
б
О Б Щ Е Е С О Д Е Р Ж А Н И Е О Р Г А Н И Ч Е С К О Г О УГЛЕРОДА (%)
Рис. 11.
a - планшет геохимических показателей в интервале БС;
б - определение типа легкой нефти по методу Дахновой М.В.
« - СЁРАЗцЫ КЕРКА. СОДЕРЖАЩИЕ ЦОЁИЛЬНЫЕ УГРЕВОДОРС^Ы
•
44
СЁРАЗцЫ КЕРКА СОДЕРЖАЩИЕ С Я Я А м чьЕ МНЕБОДСЛЗДЫ
2.2015
и смолисто-асфальтеновых веществ. На планшете
геохимических показателей (рис. 11, а ) видно, что
пачка вторично преобразованных радиоляритов ха­
рактеризуется относительно низким процентным
содержанием органического углерода (низкоампли­
тудная аномалия на кривой ТОС) и минимальным
содержанием битумов, смол и асфальтенов (низко­
амплитудная аномалия на кривой геохимического
показателя S2), обладающих повышенной вязко­
стью. Низкое отношение S^Sj, высокие значения
на кривых индексов продуктивности говорят о том,
что пачка окремненных радиоляритов, несмотря на
незначительное содержание УВ, предположительно
характеризуется мобильным типом нефти.
Альтернативным методом определения типа лег­
кой нефти является геохимический метод, предло­
женный Дахновой М.В. и др. [2] (рис. 11, б ). Суть
метода заключается в сравнительном анализе фак­
тического содержания УВ в породе с нефтегене­
рационной способностью самой породы. Другими
словами, если в породе содержится УВ больше, чем
сама порода способна воспроизвести, то такая нефть
мигрировала с других участков БС, то есть У В утра­
тили связь с исходным ОВ и являются мобильными.
На зависимости геохим ич еский по казат ел ь S - Т О С
образцы пород, содержащие связанные УВ, будут
стремиться к линии тренда. Образцы пород, замеры
которых относятся к «выбросам» и не укладываются
в общую зависимость, относят к породам, содержа­
щим мобильную нефть. Результат данной методики
показал, что наибольшее скопление мобильной неф­
ти находится в нижней части радиоляритовой пачки
(рис. 11, а ).
Таким образом, геохимические лабораторные
исследования показали, что основная часть запа­
сов мобильной нефти локализована в целевой пачке
вторично преобразованных радиоляритов. Поэтому
прогнозируемый по результатам сейсмической ин­
версии параметр ТОС в интервалах окремненных
радиоляритов может быть ассоциирован именно
-----------------------------------------------------------------------------г
АХУСТИЧЁСКИЙ ИМПЕДАНС ЦЮТЙИ1)
Геофизика
с мобильным типом легкой нефти. Несмотря на
высокое содержание нефтеподобных УВ и высо­
кий нефтегенерационный потенциал, нижележащие
глинисто-кремнистые битуминозные породы и вы­
шележащие карбонатно-глинистые битуминозные
породы содержат большое количество угеводородных продуктов пиролиза керогена, что приводит
к снижению ФЕС и увеличению вязкости этих по­
род. Поэтому добыча нефти из таких пород без до­
полнительного воздействия на пласт затруднитель­
на. Параметр ТОС для таких пород ассоциируется
нами со связанным типом нефти и должен рассма­
триваться в комплексе с геомеханическим параме­
тром ДИХ, описанным ранее.
Выделение перспективных интервалов
баженовской свиты на основе
рассчитанных параметров ТОС и ДИХ
Как показано выше, при изучении нетрадицион­
ных коллекторов в межскважинном пространстве
важную роль играют параметры, характеризующие
отложения нефтематеринской толщи и имеющие
связь с сейсмическими данными, такие как ДИХ
и ТОС. Такие параметры являются независимыми
друг от друга и в данном случае несут геомеханическую и геохимическую информацию об отложениях
БС. Комплексный анализ обоих параметров показал,
что разная степень зрелости ОВ, находящегося в не­
фтематеринской породе, оказывает непосредствен­
ное влияние на геомеханические свойства самой
породы. В частности, процесс преобразования ОВ,
проходящий при высоких значениях температуры
и давления, приводит к увеличению хрупкости пород.
Из этого можно сделать обратное предположение,
что значения хрупкости породы могут быть каче­
ственным индикатором зрелости ОВ, содержащегося
в породе. Другими словами, отложения нетрадицион­
ных коллекторов, обладающие высокой хрупкостью
и высоким содержанием органики, с большей веро­
ятностью будут содержать мобильные УВ.
5500 9000 850Э 7000 7500 8000 8500 9000 Н М 10000 10500 11000
АКУСТИЧЕСКИЙ ИМПЕДАНС (UitVfuw't
Рис. 12.
Выделение перспективных интервалов БС на основе рассчитанных параметров ТОС
и ДИХ в координатах отношение Vp/Vs - акустический импеданс:
a - схематичное отображение; б - с использованием скважинных данных;
граничные условия для ТОС > 4%, для ДИХ > 50%
45
Геофизика
2.2015
Комплексирование параметров ТОС и ДИХ по­
казало, что наиболее перспективные интервалы БС,
характеризующиеся высоким содержанием органи­
ки и высокой хрупкостью, образуют треугольную
зону на зависимости отношение Vp/Vs - акустиче­
ский импеданс (рис. 12, а). Стороны треугольника
соответствуют граничным значениям ТОС и ДИХ,
определяемые в лабораторных условиях. По сква­
жинным данным была выделена зона, соответству­
ющая наиболее перспективным интервалам БС рай­
она исследования (рис. 12, б ). Граничные значения
выбирались с учетом проведенного ранее анализа
ТОС > 4% и ДИХ > 50% (рис. 5, рис. 10).
Точки, попадающие внутрь продуктивной обла­
сти, отображаются на планшете данных ГИС соот­
ветствующим цветом (рис. 13). Стоит отметить, что
большая часть выделенных продуктивных интерва­
лов располагается внутри радиоляритовой пачки,
что подтверждает ее перспективность как объекта
исследования в отложениях БС.
Для количественной оценки комплексного ана­
лиза параметров ТОС и ДИХ нами был предложен
ОТНОШ
ЕНИЕV/V.
ryHAW-dECKltr*
юс рассчитанный W £E <:с Х Р У П К О С Т И I
АКУСТИЧ ЕСКИ Й
И У Л Е Д А Н С ;ы с-г.Ч м'|
Рис. 13.
Выделение перспективных интервалов БС.
Закрашенные интервалы на планшете ГИС
соответствуют выделенным точкам
на зависимости отношение Vp/Vs акустический импеданс
46
индекс продуктивности (/ - «Sweet Spots» Index),
представленный в виде:
/ „ = юо
f (
T O C - T O C min
I d Сщох
TOCmin.
+
(4)
(1 -
w)
. ( I b r ~ Ib** - *
VBRmax ~
) \
где TOC, I - параметры общего содержания орга­
нического углерода и динамического индекса хруп­
кости, определенные по результатам сейсмической
инверсии; w - весовой коэффициент, определяющий
граничные значения продуктивной области на зави­
симости отношение Vp/Vs - акустический импеданс
(рис. 12).
Таким образом, рассмотренные ранее связи пара­
метров ТОС и ДИХ с упругими свойствами горных
пород позволяют выполнить качественное выделе­
ние перспективных зон по зависимости отношение
Vp/Vs - акустический импеданс, а также компенси­
рование рассчитанных параметров с помощью ин­
декса продуктивности. Такой подход создает пред­
посылки для выделения перспективных объектов
отложений БС в межскважинном пространстве с ис­
пользованием результатов сейсмической инверсии.
ВЫВОДЫ .
Нами предлагается методика выделения продук­
тивных областей в интервале отложений БС с ис­
пользованием комплексного анализа данных ГИС,
кернового материла, результатов геохимических ла­
бораторных исследований и сейсмических данных,
которая заключается в следующем.
1. Выделение по скважинным данным перспек­
тивных объектов исследования по имеющейся
геолого-геофизической информации с привлечени­
ем расширенного комплекса ГИС, кернового мате­
риала и результата лабораторных измерений.
2.
Прогнозирование геомеханического параметра
ДИХ в межскважинном пространстве:
• расчет непрерывных кривых ДИХ во всех сква­
жинах изучаемой площади по формуле Рикмена;
• нахождение связи ДИХ с упругими параме­
трами в координатах модуль Юнга - коэффициент
Пуассона или отношение Vp/Vs - акустический им­
педанс;
• получение площадного распределения пара­
метра ДИХ с использованием результатов синхрон­
ной инверсии сейсмических данных, позволяющей
трансформировать волновое поле в наборы упругих
свойств.
3.
Прогнозирование геохимического параметра
ТОС в межскважинном пространстве:
• расчет непрерывных кривых ТОС во всех сква­
жинах изучаемой площади по методу Пасси с ис­
пользованием кривых методов сопротивления и по­
ристости. Значения параметра LOM для каждого из
литотипов, слагающих БС, определяются по имею­
щемуся керновому материалу и результату лабора­
торных исследований;
• использование рассчитанных непрерывных
кривых ТОС для нахождения эмпирической зависи­
мости с упругими параметрами с помощью метода
2.2015
Геофизика
9. BergR.R., GangiA.F. Primary migration by oil-generation
многомерной линейной регрессии или нейронных
microfracturing in low permeability source rocks: Application
сетей;
to the Austin Chalk, Texas // AAPG Bulletin. - 1999. №83. P.
• разделение типов нефти на мобильную и свя­
727-756.
занную с использованием геохимического метода
10. Crain E.R. Unicorns in the Garden of Good and Evil:
Rock-Eval и метода, предложенного Дахновой М.В.
Part 1 - Total Organic Carbon (TOC) // Reservoir Issue. 2010.
Нахождение ассоциативных связей между типами
№ 10.
нефти и параметром ТОС;
11. Goodway B., Perez M., Varsek J., Abaco C. Seismic
• применение полученной регрессии для расчета
petrophysics and isotropic-anisotropic AVO methods for
unconventional gas exploration // The Leading Edge. 2010.
параметра ТОС по результату синхронной инверсии
№29. P. 1500-1580.
сейсмических данных.
12. Hood A., Gutjahr C.CM., He acock R.L. Organic
4.
Прогнозирование перспективных мест для
metamorphism
and the generation of petroleum // AAPG
бурения и проведения многостадийного ГРП с ис­
Bulletin. 1975. №59. P. 986-996.
пользованием качественной оценки выделения пер­
13. Issler D.R., Hu K., Bloch J.D., Katsube T.J. Organic
спективных объектов по зависимости от н о ш ен и е
carbon content determined from well logs: examples from
V p /V s - а ку с т и ч е с ки й и м п е д а н с или количественной
Cretaceous sediments of Western Canada // Geological survey of
оценки путем комплексирования полученных пара­
Canada. 2002. Open File 4362.
метров с помощью предложенного индекса продук­
14. Li Z , Huang F., He X., Zhang IV., He Y. Shale-gas
reservoir-prediction study in Daanzhai Eastern Sichuan Basin //
тивности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Алексеев А.Д. Баженовская свита: в поисках большой
сланцевой нефти на Верхнем Салыме. Часть 2 // ROGTEC
Magazine. 2013. №35. С. 14-27.
2. ДахноваМ.В. Геохимические методы в решении задач,
связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите
на западе Широтного Приобья / М.В. Дахнова и др. // Гео­
логия нефти и газа. 2007. №6.
3. Куляпин П.С. Использование статистического подхода
при интерпретации данных ГИС в нефтематеринских поро­
дах баженовской свиты Западно-Сибирской нефтегазонос­
ной провинции / П.С. Куляпин, Т.Ф. Соколова // Технологии
сейсморазведки. 2013. №3. С. 28-42.
4. Куляпин П.С. Прогноз коллекторов в разрезе баженов­
ской свиты по материалам керна / П. С. Куляпин, Т.Ф. Соко­
лова // Известия Томского политехнического университета.
2014. Т. 326. №1. С. 118-133.
5. Немова В Д. Литология и коллекторские свойства от­
ложений баженовского горизонта на западе Широтного
Приобья: автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук: 25.00.06;
25.00.12 / Немова Варвара Дмитриевна. М., 2012. 24 с.
6. Немова В Д. Сейсмогеологическое моделирование из­
менений свойств отложений баженовской свиты в межсква­
жинном пространстве / В.Д. Немова, М.А. Бордюг, А.В. Ревяко // Технологии сейсморазведки. 2013. №2. С. 72-97.
7. Немова В.Д. Условия формирования коллекторов
в отложениях Баженовского горизонта в районе сочлене­
ния Красноленинского свода и Фроловской мегавпадины //
Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т. 7. №2.
С. 1-14.
8. Avseth Р., Muker Т, Mavko G. Quantitative seismic
interpretation: Applying rock physics tools to reduce
interpretation risk. 2005. Cambridge Univ. Press.
The Leading Edge. 2014. №33. P. 526-534.
15. Luo X.R., Vasseur G. Geopressuring mechanism of
organic matter cracking: Numerical modeling //AAPG Bulletin.
1996. №80. P. 856-874.
16. Passey Q., Crecmey S., Kulla J.B., Moretti F.J.,
Stroud J.D. A practical model for organic richness from porosity
and resistivity logs // AAPG Bulletin 1990. V. 74. №17. P. 17771794.
17. Rickman R., Mullen M., Petre E., Grieser B., Kundert D.
A practical use of shale petrophysics for simulation design
optimization: All shale plays are not clones of the Barnett Shale //
Proceedings of the Annual Technical Conference and Exhibition,
Society of Petroleum Engineers. 2008. 115-258.
18. Slatt R.M. Stratigraphic reservoir characterization for
petroleum geologist, geophysicists, and engineers. Origin,
recognition, initiation, and reservoir quality. 2013. Elsevier B.V.
Press.
РЕЦЕНЗЕНТ - кандидат технических наук А.В. Бело­
усов
ОБ АВТОРЕ
ДАНЬКО
Дмитрий Анатольевич
Аспирант кафедры разведочной
геофизики РГУ нефти и газа
им. И.М. Губкина. Окончил РГУ
нефти и газа в 2012 г. Область
научных интересов - обработка
и интерпретация данных сейс­
моразведки. Автор 3 научных
работ в области интерпрета­
ции сейсмических данных.
47