Обоснование местоположения скважин с горизонтальным

Обоснование местоположения скважин с горизонтальным окончанием на основе
геологических моделей с учетом материалов сейсмических исследований
А.И. Сосунова, Р.И. Мухаметвалеев, И.И. Бакиров
Научный консультант: С.Г. Агафонов
(институт «ТатНИПИнефть»)
Широкое
применение
геологического
моделирования
при
обосновании
местоположений горизонтальных скважин, а также при сопровождении в процессе их
бурения требует постоянного повышения качества моделей. Современная модель должна
являться интегрированной базой данных, которую трудно представить без учета
результатов
сейсмических
исследований
об
изучаемой
территории.
Материалы
сейсморазведки являются важным источником информации для повышения достоверности
прогнозирования не только структурного положения, но и литологии в межскважинном
пространстве и незаменимы при прослеживании направления деструкции в карбонатных
толщах.
В работе приведены примеры использования данных сейсморазведки на стадии
проектирования заложения скважин с горизонтальным окончанием.
Данные сейсморазведки на месторождениях с редкой сеткой скважин являются
одними из важнейших источников информации, а иногда и ключевыми, позволяющими
доказательно конкретизировать, построенную по априорным геологическим данным
геологическую
модель
месторождения.
Так
примером
использования
данных
сейсморазведки на месторождениях с редкой сеткой скважин является южный купол в
районе скважин №№ 1351 и 1333 Черноозерского месторождения. На данном участке
запланировано бурение трех горизонтальных скважин №№ 11131, 11132, 11213 и четырех
наклонно-направленных №№ 11214, 11219, 11129, 11127. На момент заложения скважин
принималось, что южный участок представляет собой единое поднятие, ориентированное в
субширотном направлении. В 2013 году была проведена переинтерпретация сейсмики 2D,
которая показала, что ориентация длинных осей подавляющего количества структур северсеверо-западное, и в результате пересмотра южный купол разбивается на два поднятия,
ориентированных в этом направлении. Данные поднятия отделяются друг от друга, что
хорошо видно на временных разрезах (рис.1).
В результате, при построении структурной карты с учетом данных новой
переинтерпретации сейсмики 2D, скважины №№11214, 11219, 11129, 11127 попали в
1
прогиб между двумя куполами. Кроме этого отсутствие видимых признаков вреза на
временном разрезе, предполагает его отсутствие и как следствие уменьшение эффективных
толщин продуктивного пласта Сбр3.
На данный момент на участке пробурены три наклонно-направленные скважины
№№ 11219, 11129, 11214. Скважина №11129 находится в консервации на период
бездорожья и геофизические исследования в ней не проводились. Прогнозные абсолютные
отметки по пробуренным на участке наклонно-направленным скважинам №№ 11214, 11219
не подтвердились. Амплитуда отрицательной структуры в районе новых скважин на
участке существенно меньше прогнозной, полученной до бурения скважин. Однако в этих
скважинах наблюдается значительное уменьшение толщины продуктивного пласта Сбр3,
как и предполагалось в процессе моделирования. Отсутствие врезового комплекса пласта
Сбр3 в скважинах №№ 11214, 11219 наглядно демонстрируется при сопоставлении разреза
со скважиной № 1333 (рис. 2).
Рис.1. Временной разрез № 03060318 вдоль исследуемого участка с выделенными
зонами вреза.
2
Рис.2. Схема корреляции по скважинам №№ 11219, 11214, 1333.
Также, данные интерпретации сейсморазведки 3D на Южном участке Куакбашской
площади
Ромашкинского
месторождения
позволили
пересмотреть
имеющееся
представление о геологическом строении участка расположения проектных скважин.
Согласно последнему проектному документу на участке запроектировано бурение
горизонтальных скважин №№ 35387, 35384, 37729, 37730, 37731, 35393, 37723. При
проектировании горизонтальных скважин была учтена сейсморазведка 2D №№ 15-01-1
2001-го года. Согласно данным сейсморазведки средняя абсолютная отметка кровли
башкирского яруса на участке составляет минус 520 м, структурный план представляет
пологую моноклиналь с падением в северо-западном направлении.
При
построении
структурной
поверхности
в
геологической
модели
были
использованы карта по отражающему горизонту B, полученная по данным сейсморазведки
3D и данные скважинных пластопересечений, полученные при корреляции отложений.
Структурная поверхность башкирского яруса была построена методом схождения от
структурной карты верейского горизонта (рис.3).
3
Рис.3. Сопоставление структурных карт по результатам сейсморазведки 2D 2001-го года и
сейсморазведки 3D куста 198 302-303 залежи.
В результате построений было выявлено, что места заложения большинства
горизонтальных скважин являются неоптимальными. Проектные скважины планировались
на протвинский горизонт, однако в связи близостью проектных скважин к поверхности
водонефтяного контакта, бурение некоторых скважин было рекомендовано провести на
вышележащий башкирский ярус.
В настоящее время на участке пробурено две наклонно-направленные №№ 37708,
35386 и одна горизонтальная скважина № 35387 находится в процессе бурения (вскрыла
отложения башкирского яруса). Результаты пробуренных скважин подтвердили данные
сейсморазведки. Расхождения в проектных и фактических абсолютных отметках составили
- 4 и 2 м по скважинам № 37708, 35386 соответственно. По данным получаемым в процессе
бурения по скважине № 35387 эта разница составляет 1,5-2 м, что так же подтверждает
прогнозные данные.
Целесообразность бурения других же скважин данного куста должна быть
рассмотрена по результатам окончательного каротажа скважины № 35387. Это связано с
тем, что при такой высокой вертикальной трещиноватости, как на данном участке
существуют высокие риски быстрого обводнения скважин.
Результаты,
проведённых
на
участке,
сейсморазведочных
работ
должны
использоваться в полном объеме, как в виде готовой интерпретации, так в виде исходных
материалов.
По данным сейсморазведки 2D на Березовском месторождении Медвежье поднятие в
отложениях нижнего карбона имеет амплитуду более 30 м. Однако, пробуренные на участке
4
после проведения сейсморазведки наклонно-направленные скважины №№ 16570, 16566,
16560 показали достоверность картирования структурного плана по данным интерпретации
сейсморазведки, не позволяющую точно построить модель для горизонтального ствола. С
целью заложения скважины с горизонтальным окончанием № 16556Г на участке была
проведена дополнительная переинтерпретация и анализ сейсмопрофилей, проходящих
через структуру.
Анализ сейсмопрофилей подтвердил наличие рифовой постройки на участке
заложения проектной скважины, однако скоростная модель не является достаточно
корректной, в связи с неоднородностью среды. При анализе сейсмопрофилей была
уточнена скоростная модель, что позволило значительно скорректировать амплитуду
поднятия (рис.4). Амплитуда поднятия с учетом новых скважинных данных и
переинтерпретации сейсмопрофилей составила порядка 15 м. Прогнозные абсолютные
отметки по скважине №16556Г были полностью подтверждены результатами бурения –
разница между проектной абсолютной отметкой входа в целевой пласт и фактической
составила – 0,64м.
Рис.4. Сопоставление структурных карт турнейского яруса по данным сейсморазведочных
работ и после переинтерпретации сейсмического профиля. Березовское месторождение.
Имеется опыт и неудачного применения данных сейсмических исследований при
заложении скважин с горизонтальным окончанием. Так на скважине № 2571 Азнакаевской
площади Ромашкинского месторождения было проведено НВСП, которое выявило
5
локальное поднятие в отложениях верхнего девона между скважинами №№ 2571, 3005,
3006. На данный купол была заложена горизонтальная скважина № 3005, в процессе
бурения которой прогнозные абсолютные отметки структуры не подтвердились.
Важно отметить что результаты НВСП не подтверждали и скважинные данные. Более
того, после проведения повторного НВСП, на месте купола была получена отрицательная
структура. НГДУ была проведена оперативная корректировка траектории ГС со смещением
забоя скважины в западном направлении.
Сейсморазведка является инструментом, который позволяет определить латерально
и в разрезе положение геологических объектов, их изменение, но, как и всякий инструмент,
она используется при наличии предварительных знаний о тектонике, литологии, истории
геологического развития изучаемой территории и только подтверждает, отрицает и
помогает проследить наличие и изменение свойств слагающих пород.
На примере Хосолтинского месторождения показаны возможности использования
результатов объемной сейсморазведки МОГТ 3D. Залежи нефти на месторождении
связанны с пластами, представленными неоднородно разуплотненными и трещиноватыми
доломитами с переменными толщинами, имеющими стратиграфическую привязку от
верхнего девона до силура. Первоначально, представление о Хосолтинском месторождении
было как о пластовой модели геологического строения. В результате изучения материалов
объемной сейсморазведки с использованием анализа когерентности позволило выделить
такие деформации, как разрывы со смещением и зоны повышенной трещиноватости,
организованные в закономерные системы, что повлияло на представление о геологической
модели участка в целом. Хосолтинский участок имеет сложное геологическое строение,
решающую
роль
при
формировании
которого
сыграли
разновозрастные
и
разнонаправленные тектонические движения – это сложнопостроенная совокупность
систем горизонтальной и вертикальной трещиноватостей, частично связанных между собой
(рис.5).
6
Рис.5. Выделение разрывов со смещением и зон повышенной трещиноватости на
Хосолтинском месторождении.
Таким образом, опыт применения данных сейсморазведки при моделировании
залежей нефти в основном положительный. Однако анализ данных сейсмических
исследований требует большого опыта интерпретатора, наличия априорного представления
о геологическом строении исследуемой территории и учета физических ограничений
сейсморазведки в каждом конкретном случае.
7