Application of seismic methods for estimating the perspective of oil and gas potential of the sediments of the paleozoic basement of the Western Siberian plate

Актуальность исследования обусловлена необходимостью увеличения сырьевого потенциала месторождений Западной Сибири, приуроченных к доюрским отложениям, с минимальными затратами на дополнительную разведку. Такая возможность связана с резким развитием технологий сейсмической разведки в последние годы. Современная сейсмическая 3D съёмка позволяет прослеживать характерные особенности геологического строения палеозойских отложений, которые было невозможно различить на профильных сейсмических разрезах 2D. Для получения наиболее объективных результатов целесообразно применение комплекса методов, включающих, помимо сейсморазведки, методы геофизических исследований скважин. Цель: выделить перспективные участки для освоения доюрского комплекса по данным сейсморазведки на примере одного из месторождений Томской области, приуроченных к палеозойскому фундаменту Западной Сибири. Объекты: отложения палеозойского фундамента юго-восточной части Западно-Сибирской плиты, характеризующиеся сложным вещественным составом горных пород, складчато-блоковым тектоническим строением, наличием естественной трещиноватости карбонатных коллекторов, порово-каверново-трещиным типом коллектора. Методы: специальный анализ сейсмических атрибутов; сейсмический фациальный анализ; комплексирование сейсмических методов и результатов интерпретации скважинных данных. Результаты. Выполнен анализ пространственного изменения сейсмических атрибутов, на основе которого выделены зоны повышенной трещиноватости и проведена оценка преобладающего направления систем трещин. Применение сейсмофациального анализа позволило выявить приуроченность участков повышенной плотности трещин к породам с улучшенными коллекторскими свойствами. Построенная схема перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений на примере одного из месторождений Западной Сибири удовлетворительно согласуется с результатами геофизических исследований скважин и данными лабораторного изучения керна.The relevance of the research is caused by the need to increase the raw potential of fields in Western Siberia, confined to pre-Jurassic deposits, with minimal additional exploration costs. This possibility is associated with the dramatic development of seismic survey technology in recent years. Modern 3D seismic survey allows tracing the characteristic features of the geological structure of the Paleozoic deposits, which were impossible to distinguish on 2D profile seismic sections. To obtain the most objective results, it is advisable to use a set of methods that include, in addition to seismic prospecting, methods of well logging. The main aim of the research is to identify promising areas for development of the pre-Jurassic complex according to seismic data on the example of one of the fields in Tomsk region, confined to the Paleozoic basement of Western Siberia. Objects of research are deposits of the Paleozoic basement of the southeastern part of the West Siberian Plate, characterized by a complex material composition of rocks, a folded-block tectonic structure, the presence of natural fracturing of carbonate reservoirs, and porous-vuggy-fractured reservoir rock. Methods: seismic attribute analysis, seismic facies analysis, integration of seismic and results of well data interpretation. Results. The authors have carried out the analysis of spatial changes in seismic attributes, on the basis of which zones of increased fracturing were identified and the prevailing direction of fracture systems was assessed. The use of seismic facies analysis allowed identifying the confinement of areas of increased density of fractures to rocks with improved reservoir properties. The scheme developed for the oil and gas potential of the Paleozoic deposits on the example of one of the fields in Western Siberia is in satisfactory agreement with the results of geophysical well studies and data from a laboratory core study

Statistical justification of the choice of attributive parameters for forecasting pre-jurassic reservoirs according to seismic data

Актуальность исследования обусловлена необходимостью увеличения степени достоверной оценки геологического строения сложнопостроенных коллекторов при наличии малого набора геолого-геофизической информации, что представляет неоднозначность в прогнозировании и выделении геологических объектов. В последние десятилетия компании широко применяют различные классификационные алгоритмы в процессе обработки всего комплекса данных для уменьшения неопределенностей геологической интерпретации. Одним из подходов является применение классификационных методов к сейсмическому сигналу, которые разделяют исследуемый объект на однородные по ряду признаков области, где также совместно используют данные геофизических исследований скважин и лабораторных исследований керна, что подразумевает комплексирование информации. Комплексная интерпретация сейсмических и скважинных данных позволяет прогнозировать на качественном уровне литофациальную изменчивость на локальных участках, что способствует более рациональному размещению эксплуатационных скважин. Цель исследования заключается в рассмотрении подходов анализа достоверной оценки и прогноза фациального строения при поиске перспективных объектов для наиболее оптимального расположения эксплуатационных скважин при планировании бурения, с учетом постоянно пополняемой и обновляемой геологической информации о пласте. Объектом исследования являются отложения палеозойского фундамента юго-восточной части Западно-Сибирской плиты, которые представляют породы различного вещественного состава, включая карбонатные разности. Методы исследования включают статистический анализ сейсмической информации и геолого-геофизических данных. В результате исследования выполнен статистический анализ пространственного изменения фациальной обстановки, на основе которого выделены достоверные зоны наличия определенной фации. Предложенная стратегия прогнозирования перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений на примере одного из месторождений Западной Сибири способствовала выделению перспективных зон для будущего планирования расположения скважин.The relevance of the research is caused by the need to increase the degree of reliable assessment of the geological structure of complex reservoirs in the presence of a small set of geological and geophysical information, which is ambiguous in predicting and identifying geological objects. In recent decades, companies have widely used various classification algorithms in processing the entire complex of data to reduce the uncertainties of geological interpretation. One of the approaches is application of classification methods to a seismic signal, which divide the object under study into areas that are homogeneous by a number of signs, where geophysical well surveys and core studies are also used, which involves the integration of information. A comprehensive interpretation of seismic and borehole data allows predictingat a qualitative level lithofacies variability in local areas, which contributes to a more rational placement of production wells. The main aim of the research is to consider approaches to analyzing a reliable assessment and forecasting the facies structure when searching for promising objects for the most optimal location of exploration wells when planning drilling, taking into account constantly updated and renewed geological information about the formation. The object of the study is the Paleozoic basement deposits of the southeastern part of the West Siberian Plate, which represent rocks of various material composition, including carbonate differences. Methods include statistical analysis of seismic information and geological and geophysical data. The statistical analysis of the spatial change in the facies environment was performed, on the basis of which reliable zones of the presence of certain facies were identified. The proposed strategy for predicting the prospects of oil and gas potential of the Paleozoic sediments on the example of one of the fields in Western Siberia contributed to the identification of promising zones for future planning of well locations

Construction of anisotropy simulation model and studying the effect of permeability anisotropy on the example of field unit modeling

Актуальность исследования определена тем, что наличие адаптированной под исторические данные эксплуатации геолого-гидродинамической модели месторождения является мощным инструментом, с помощью которого инженеры имеют возможность проводить мониторинг текущей ситуации и рассматривать эффективность предлагаемых решений в ближайшем будущем. Поэтому для получения достоверных результатов весьма важным является качество построения модели коллекторов с учётом их геологических особенностей. Одной из таких особенностей можно считать анизотропию проницаемости. Весьма важной она является при рассмотрении коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, к разработке которых на текущий момент активно начали приступать нефтегазодобывающие компании. В цели данной работы входила оценка влияния анизотропии проницаемости на поведение гидродинамической модели продуктивного коллектора нефтяного месторождения. Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Томской области, состоящее из терригенных отложений. Особенностью месторождения является его месторасположение в системе сложных локальных поднятий разного порядка. Основной продуктивный коллектор представлен юрскими отложениями, сформировавшимися в регрессивно-трансгрессивную серию осадконакопления и имеющими сложное распределение фильтрационно-емкостных свойств. Методы исследования основаны на построении модели месторождения и проведении гидродинамических расчётов, включающих подбор близкого к реальности значения анизотропии проницаемости на основе промысловых данных, оптимизацию ранее существующей системы разработки, а также построение и анализ карт разработки. В результате исследования было установлено, что упущение анизотропии проницаемости приводит к завышению накопленных показателей разработки месторождений. Было получено, что повышение величины анизотропии не всегда приводит к росту накопленной добычи нефти, что несомненно подчеркивает особенность геологического строения коллектора. На завершающем этапе был проведён гидродинамический расчёт разработки в срок на 15 лет, по результатам которого также сделаны выводы о правильности применения операций по повышению нефтеотдачи.The relevance of the research is determined by the fact that the availability of a geological and simulation model of a field adapted to historical data is a powerful tool, which helps engineers control development and consider the effectiveness of the proposed solutions in the near future. Therefore, to obtain reliable results, the quality of constructing reservoir model, taking into account their geological features, is very important. The permeability anisotropy can be considered as one of these models. It is especially important when considering reservoirs with low poroperm properties, the development of which is currently actively started. The object of the study is one of oil fields of the Tomsk region, consisting of terrigenous sediments. A feature of the field is its location in the system of complex local lifted blocks of various orders. The main productive reservoir is represented by Jurassic sediments, which formed in a regressive-transgressive sedimentation series and having a complex distribution of poroperm properties. The research methods are based on constructing a field model and conducting simulation calculations, including the selection of permeability anisotropy close to reality, adaptation of an existing development system, as well as construction and analysis of development maps. The aim of the research includes the assessment of the effect of permeability anisotropy on behavior of reservoir simulation model of oil fields. The aim of the research. It was found that the omission of permeability anisotropy leads to overestimation of cumulative fluid production of field development. Moreover, an increase of anisotropy magnitude does not always lead to increase in cumulative oil production, which undoubtedly emphasizes the peculiarity of geological structure of reservoir. In conclusion, a simulation calculation of the development was carried out in a period 15 years, the results of which also led to conclusions about correctness of use of operations to increase oil recovery

Investigation of permeability anisotropy impact on development of block oilfield of terreginous oil-saturated reservoir during simulation

Актуальность исследования состоит в существовании проблемы недостаточности информации при сборе и анализе геологических и физико-химических свойств разрабатываемых залежей. В частности, такая проблема касается анизотропии проницаемости, значение которой можно узнать первоначально лишь на основе керновых данных, получаемых в результате бурения с керноотборниками. Зачастую данная операция является затратной для недропользователя. Однако при построении геолого-гидродинамической модели величина анизотропии проницаемости является одной из ключевых характеристик пласта и значительно влияет на его поведение. В цели данной работы входило провести подбор оптимального значения вертикальной анизотропии на основе доступных данных и предложить варианты по улучшению существующей системы разработки в ходе гидродинамических расчётов анизотропной модели. Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Томской области, состоящее из терригенных отложений. Особенностью месторождения является его месторасположение в системе сложных локальных поднятий разного порядка. Основной продуктивный коллектор представлен юрскими отложениями, сформировавшимися в регрессивно-трансгрессивную серию осадконакопления и имеющими сложное распределение фильтрационно-емкостных свойств. Методы: изучение особенностей течения флюидов в пористой среде, измерение и подбор значения вертикальной анизотропии проницаемости, а также проведение гидродинамических вычислений с учётом предлагаемых улучшений системы разработки. В результате исследования удалось узнать, что повышение значения вертикальной анизотропии не всегда приводит к увеличению выработки запасов в зоне работы скважины. Так, при значении вертикальной анизотропии 0,5 величина накопленной добычи нефти составила 1,968 млн м3, в то время как для значения 0,86 эта величина равнялась 1,913. Такой результат связан с геологическими особенностями продуктивного пласта и подчеркивает важность влияния анизотропии проницаемости. Кроме этого, выполнены гидродинамические расчёты на изотропной и анизотропной моделях, позволившие выделить оптимальные варианты оптимизации текущей системы разработки. Коэффициент извлечения нефти для изотропной модели составил 23,4 %, а для анизотропной модели - 22,8 % относительно размера извлекаемых геологических запасов. Таким образом, полученная разница в 0,6 % вновь показывает важность явления анизотропии проницаемости и необходимость как можно бо?льшего количества данных.The relevance of the research lies in the problem of insufficient information in collection and analysis of geological and physical-chemical properties of the developed reservoirs. In particular, such problem concerns permeability anisotropy, the value of which can initially be realized only on the basis of cores obtained by core drilling. This is often costly and not beneficial for the subsurface user. However, during construction of geological model, the permeability anisotropy value is one of the key characteristics and significantly effects its behavior. The aim of this work is to determine the optimal value of vertical anisotropy based on the available data and to propose options to improve the existing development system during simulation of anisotropy model. The study object is one of oil fields of the Tomsk region, consisting of terrigenous sediments. A feature of the field is its location in the system of complex local lifted blocks of various orders. The main productive reservoir is represented by Jurassic sediments, created in a regressive-transgressive sedimentation series and have a complex distribution of poroperm properties. Methods: studying the flow characteristics of fluids in the porous medium, measuring and selecting the value of vertical permeability anisotropy, as well as carrying out simulations considering the proposed improvements of the development system. As a result, it has been learned that increasing the value of vertical anisotropy does not always lead to a growth in production of reserves in the well area. Thus, at a vertical anisotropy value of 0,5, the value of cumulative oil production was 1,968 MM m3 , while for 0,86 this value was 1,913 MM m3 . This result is related to the geological features of reservoir and emphasizes the importance of the permeability anisotropy effect. Simulations on isotropy and anisotropy models were performed, which allowed highlighting optimal options of optimization of the current development system. The oil recovery factor for the isotropy model was 23,4 % and for the anisotropy model 22,8 % relative to the size of the geological reserves to be extracted. Thus, the resulting 0,6 % difference again shows the importance of the permeability anisotropy phenomenon and the need for as much data as possible