В качестве примеров представлены результаты обработки и интерпретации данных 3Д сейсморазведки по технологии CSPD для трех месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).
Залежи нефти сосредоточены в карбонатных породах фундамента девонского возраста и приурочены к его верхней части Тип коллектора трещинно-кавернозный. Залежи массивные и структурным планом не контролируются. Емкостно-фильтрационные свойства коллектора резко изменяются по площади и по разрезу. Максимальные притоки нефти получены из органогенных известняков.
Рис. 1. А — Куб CSPD-рефлекторов совмещенный с кубом CSPD-дифракторов. Б — Карта прогноза зон распространения коллекторов (скважины с притоком: нефти — коричневые, воды — синие, без притока — белые).
Прогнозируемая толщина коллектора изменяется от 0 до 100 метров. В левой части рисунка 1 изображены совмещенные кубы CSPD-рефлекторов и CSPD-дифракторов. Дифракторы здесь и далее изображены красным цветом. В правой части — карта прогноза зон распространения коллекторов в традиционном виде.
Залежи нефти сосредоточены в карбонатных породах фундамента девонского возраста и приурочены к верхней части. В кровле фундамента в наиболее приподнятых участках имеется кора выветривания. В коре выветривания тип коллектора трещинно-поровый. В неизмененных породах — коллектор трещинно-кавернозный. Толщина коллектора изменяется от 0 до 200 метров. Залежи структурно-литологические. В левой части рисунка 2 изображены совмещенные кубы CSPD рефлекторов и дифракторов. В правой части — карта прогноза зон распространения коллекторов.
Рис. 2. А — Куб CSPD-рефлекторов, совмещенный с кубом CSPD-дифракторов. Б — Карта прогноза зон распространения коллекторов. (скважины с притоком: нефти — коричневые, воды- синие, без притока — белые).
Залежи нефти сосредоточены в двух продуктивных горизонтах: верхнеюрском и породах фундамента. Породы фундамента представлены эффузивами основного и кислого состава, сланцами, порфиритами. В кровле фундамента имеется кора выветривания толщиной первые метры. В коре выветривания коллекторы отсутствуют. В неизмененных породах коллектор трещинно-кавернозный. Толщина коллектора изменяется от 0 до 50 метров. Залежи структурно-литологические.
Верхнеюрский продуктивный горизонт сложен глинистыми породами, присутствуют прослои карбонатных и кремнистых пород. Суммарная толщина этих прослоев изменяется от 3 до 10 метров. Коллектор сформирован, преимущественно, в этих прослоях. Тип коллектора трещинно-кавернозный. Залежи структурно-литологические с тектоническим экранированием.
Строение резервуаров этого месторождения более детально проиллюстрировано на рисунках 3-8.
Рис. 3 — Куб CSPD-рефлекторов, совмещенный с кубом CSPD-дифракторов. Резервуарами являются породы фундамента (эффузивы, сланцы, порфириты) и глинистые породы верхней юры, тип коллектора – трещинно-кавернозный. Из четырех скважин, рекомендованных и пробуренных по результатам прогноза, получены притоки нефти.
Рис. 4 — Структурная карта по кровле верхней юры — (a), карта качества коллекторов в верхнеюрском резервуаре — (b). Сопоставление временных разрезов рефлекторов по Line 138 (с) и 114 (e) через скважины 218 и 220 с разрезами дифракторов (d) и (k).
Рисунок 5 — Проявление трещинно-кавернозных коллекторов на разрезах рефлекторов и дифракторов
Рисунок 6 — Карты динамических параметров дифракторов (рассеянных волн) для верхнеюрского резервуара
Рис. 10 A — Карта амплитуд CSPD-дифракторов в породах фундамента. Трещинно-кавернозные коллекторы прогнозируются в зонах, со значениями амплитуд выше 1800 условных единиц. B — Карта амплитуд CSPD-дифракторов юрского резервуара. Трещинно-кавернозные коллекторы прогнозируются в зонах, со значениями амплитуд выше 600 условных единиц.
Залежи нефти сосредоточены в баженовской свите верхнеюрского возраста, состоящей из битуминозных глин с карбонатными и кремнистыми прослоями. Ресурсы нефти в баженовской свите оцениваются разными исследователями от 600 млн. до 30 млрд. т. В настоящее время известно более 70 месторождений с промышленными запасами нефти в баженовской свите, однако их открытия носят скорее случайный характер. На одном из таких месторождений была применена технология CSPD. Месторождение, находящееся в центральной части Западной Сибири, было открыто в 1965 году, когда из отложений баженовской свиты был получен фонтанный приток нефти дебитом более 600 м3/сут. На этом месторождении впервые была доказана продуктивность трещинно-кавернозных резервуаров баженовских отложений.
На сегодняшний день на месторождении пробурено более 200 скважин, однако результаты интерпретации отраженных волн 3D сейсмики и материалов ГИС не позволили выявить закономерности распространения коллекторов ни по площади, ни и по разрезу.
На рисунке 8 представлена карта амплитуд дифракторов для баженовского горизонта исследуемого месторождения. Повышенные значения дифракторов формируются открытыми заполненными флюидом трещинами, которые имеют пониженный акустический импеданс по отношению к вмещающим породам. Так как ни водной из скважин Западной Сибири из баженовской свиты не получено притоков пластовой воды, то все зоны высоких значений дифракторов идентифицируются как залежи нефти. Низкие значения дифракторов характеризуют зоны отсутствия трещин. Граничные значения дифракторов для баженовского резервуара, разделяющие коллектор от не коллектора, определялись по результатам испытаний скважин в пределах исследуемого участка. На рисунке 9 приведены временные разрезы дифракторов (слева) и рефлекторов (справа).
Из рисунка видно, что продуктивные скважины в большинстве случаев (60%) расположены в пределах аномалий с повышенными значениями дифракторов (интерпретируемой как зоны открытой трещиноватости), однако единичные скважины расположены за их пределами. Для дальнейшей интерпретации использовалась разломно-блоковая модель залежи, которая строилась по результатам совместной интерпретации как куба дифракторов, так и куба рефлекторов.
В пределах месторождения разломы рассекают не только отложения баженовской свиты, но перекрывающие и подстилающие породы-экраны. В случае разрушения верхнего экрана нефть мигрирует в песчаники нижнего мела. Если разрушен нижний экран и залежь нефти имеет АВПД (что характерно для баженовской свиты), то нефть мигрирует в подстилающие песчаники средней юры. При этом повышенные рассеивающие свойства сохраняются, однако в этих случаях повышенными значениями дифракторов обладают как перекрывающие, так и подстилающие породы. Основываясь на этих соображения методом k-средних с использованием карт дифракторов по баженовской свите, по выше- и нижележащим горизонтам и карте структурного плана был выполнен кластерный анализ. Результат представлен на рисунке 6. По результатам кластерного анализа вся исследуемая территория разбита на десять классов, которые объединены в три зоны. Первая зона отнесена к землям высокоперспективным, вторая — перспективным и третья — к малоперспективным. Процент попадания продуктивных скважин в перспективные области на этой карте составил 80%, значительно увеличив достоверность прогноза. На основе полученных карт, выявлены перспективные участки для бурения новых скважин (рис.10)
Рис. 8. Карта амплитуд дифракторов в интервале баженовской свиты
