Результаты комплексного анализа азимутальных данных имиджера плотности и сейсмических данных при геонавигации скважин

Введение. Определение направления палеотечений является важнейшим этапом при геологическом моделировании. Основной задачей реконструкции является текстурный анализ слоистости, чтобы связать результаты с направлением локального потока. Направление и угол слоистости можно определить по данным имиджера плотности.

Цель. Повышение точности геологических моделей залежей нефти и газа и увеличение эффективной проводки скважин при геонавигации на основе методики, комплексного учета данных имиджеров, сейсмических данных и картографов границ

Материалы и методы. Предлагается алгоритм учета данных имиджера плотности и картографа границ при геологическом моделировании и бурении скважин, который включает структурную интерпретацию имиджера плотности, классификацию структурных элементов, интерпретацию данных картографа границ, совместный анализ результатов интерпретации имиджера плотности и картографа границ и комплексирование с сейсмическими данными.

Результаты. Применение методики позволило увеличить эффективную проходку на 499 м и вскрыть четвертый объект, который характеризуется высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), тем самым увеличив качество и объемы вовлекаемых запасов газа.

Заключение. Данные картографа границ позволяют оценить локальную геометрию границ геологических тел. Анализ сейсмических данных позволяет определить границы и направление простирания геологических объектов. Однако ограничения разрешающей способности сейсморазведки не дают надежного определения принадлежности выделенного объекта к исследуемому пласту. Комплексный анализ имиджеров плотности, картографов границ и сейсмических данных позволяет определить направление фациальных объектов для обновления фациальной и геологической моделей. В процессе бурения изменение азимута направления слоистости может указывать на выход из прежнего геологического тела и вход в новое.

1. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. 536 с.

2. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости. М.: Наука, 1965. 390 с.

3. Ботвинкина Л.Н. Слоистость осадочных пород. М.: Изд-во АН СССР, 1962. 542 с.

4. Ильмендеева А.В., Носов Н.В. Выявление границ гидродинамического разобщения коллекторов по результатам бурения горизонтальных скважин для уточнения геологических моделей. Известия высших учебных заведений, нефть и газ. 2023. № 5. С. 21—33.

5. Карамурзаева А.Б. Анализ достоверности скважинных данных, заложенных в геологическую модель месторождениий Бузачинского свода. Yessenov science journal. 2022. № 2(43). С. 95—100.

6. Коробкин В.С. Повышение качества сейсмического изображения за счет использования широкополосной обработки с сохранением энергии низких частот на примере одного из месторождений Восточной Сибири. Геофизика. 2018. № 6. С. 42—51.

7. Коробкин В.С. Разработка комплексной методики повышения качества сейсмических изображений на основе компенсации влияния верхней части разреза для условий Восточной Сибири: дис. … канд. технич. наук: 25.00.10. М., 2020. 200 с.

8. Куприн Д.Ю., Изюмова Е.А., Алтухов Е.Е. Использование скважинных имиджеров для уточнения модели трещиноватости коллекторов Юрубчено-Тохомской зоны // Молодые — Наукам о Земле : Тезисы докладов X Международной научной конференции молодых ученых. В 7-ми томах, Москва, 31 марта — 01 апреля 2022 года / Том 4. — Москва: Российский государственный геологоразведочный университет им. С. Орджоникидзе, 2022. — С. 108-112. — EDN GXNGQX.

9. Марковский, Н.И. Палеогеографический прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1981. 224 с.

10. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. М.: Недра, 1984. 260 с.

11. Мутаев С.З. Повышение достоверности геологической модели объекта со сложной разломной тектоникой на основе привлечения горизонтальных скважин. Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 2(55). С. 41—44.

12. Назипов Д.А., Шпаков П.В. Решение задач по геонавигации с применением картографа границ на примере месторождений ПАО «НОВАТЭК». Российская отраслевая энергетическая конференция: сборник материалов конференции, Москва, 3—5 октября 2023 года. М.: ООО «Геомодель», 2023. С. 1201— 1207.

13. Романов Р.С., Юркина Т.А., Власенко В.С. Комплексирование глубинного картографа границ, многопластовой инверсии и 3D сейсмических данных в реальном времени для геонавигации на месторождении Российской Федерации. BalticPetroModel-2022. Петрофизическое моделирование осадочных пород: труды VI Балтийской научно-практической конференции, Петергоф, 19—21 сентября 2022 года. ООО «ГеоЕвразия». Тверь: ПолиПРЕСС, 2022. С. 112—116.

14. Санатова Ж.А., Калиев Д.Т. Обзор методов сейсмостратиграфической привязки в условиях ограниченного или некондиционного набора исходных скважинных данных. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. 2023. Т. 5, № 2. С. 5—16. DOI: 10.54859/kjogi108643

15. Сребродольская М.А. Алгоритмическое обеспечение интерпретации данных азимутального плотностного гамма-гамма метода в процессе бурения горизонтальных скважин: дис. … канд. геол.- минерал. наук: 1.6.9. М., 2024. 193 с.

16. Твердохлебов Д.Н., Коробкин В.С., Данько Е.А. и др. Возможность подавления кратных волн на основе алгоритмов моделирования в условиях высокоскоростного разреза Сибирской платформы / Геофизика. 2018. № 1. С. 2—14.

17. Шарифуллин И.Ф., Нагорная И.А., Габбасов Д.М. и др. Первое применение технологий многопластового картирования высокого разрешения при бурении на газовом проекте Семаковского месторождения / Бурение и нефть. 2022. № 4. С. 22—25.

18. Шнеерсон М.Б. Современные полевые технологии наземной сейсморазведки. Экспозиция Нефть Газ. 2019. № 4(71). С. 39—42. DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10032

19. Allen J.R.L. Studies in fluviatile sedimentation: a comparison of fining-upwards cyciothems, with special reference to coarse member composition and interpretations. Jour. Sed. Petrology. 1970. Vol. 40. Р. 298—323.

20. Allen J.R.L. Bed forms due to mass transfer in turbulent flows: a kaleidoscope of phenomena. Jour. Fluid Mechanics. 1971. Vol. 79. Р. 49—63.

21. Cloos H. Primare Richtungen in Sediment der rheinischen Geosynkline. Geol. Rundschau. 1938. Vol. 29. Р. 357—367.

22. Chemali R., Bittar M., Hveding F. et al. Integrating Images From Multiple Depth of investigation and Quantitative Signal Inversion in Real Time For Accurate Well Placement / Halliburton — Sperry Drilling Services. Paper IPTC 12547, International Petroleum Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, 3—5 December 2008.

23. Kazantsev G.V., Ivanov A.I. Lithofacial Interpretation of the Section in the Core Absence Intervals Using Microimager Data. SPE. 2021. № 206593. URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/21RPTC/D031S015R002/470479.

24. Middleton G.V. (ed.). Primary sedimentary structures and their hydrodynamic interpretation. Soc. Econ. Paleont. Min. Spec. Publ. 1965. No. 12. 265 p.

25. Ruedemann R. Evidance of current action in the Ordovician of New York. Am. Geologist. 1897. No. 19. Р. 367—391.

26. Sorby H.C. On the Oscillation of the Currents drifting the Sandstone Beds of the South-East of Northumberland, and on their general direction in the Coal-Field in the Neighbourhood of Edinburgh. Proc. Yorks. Geol. and Poly. Sac. 1853. Р. 232—240.