Приливно-отливной равниной называется плоский участок морского берега, заливаемый во время прилива. Она образуется на подверженных влиянию мезо- и макроприливов низменных побережьях, рассеченных приливно-отливными каналами и руслами. Система каналов напоминает речную сеть. Глубина и ширина каналов по мере продвижения в сторону моря растут, а их размеры зависят от величины самой равнины и высоты приливов (Жемчугова, 2014).

Фации приливно-отливной равнины, как правило, представлены переслаивающимися глинами, алевролитами и песчаниками. При этом песчаники изменчивы по мощности и фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС).

Целью данной работы является уточнение геологической модели пластов прибрежно-континентального генезиса и повышение эффективности заложения горизонтальных скважин. Для этого выполнен комплексный анализ замеров гидродинамического каротажа, сейсмических и геофизических данных.

Объектом исследования являются пласты ТП16. Пласты залегают на глубине 2200–2300 м, мощность – от 15 до 50 м. Коэффициент песчанистости (Кпес) в скважинах варьируется от 0 до 0,83, при среднем Кпес по пласту – 0.11. Коэффициент пористости (Кп) в скважинах изменяется в диапазоне от 14 до 28%, коэффициент проницаемости (Кпр) варьируется от 1 мД до 1Д.

На принадлежность исследуемых пластов к прибрежно-континентальным отложениям указывает наличие мелких углефицированных и полых корешков растений, а также косая таблитчатая, мелкая косая и разнонаправленная слоистость (рис. 1а).

Сейсмической основой исследований послужил объединенный трехмерный куб, составленный из отдельных съемок, выполненных методом отраженных волн в модификации общей глубинной точки (МОВ ОГТ 3D). Тип источника возбуждения колебаний – взрывной и вибрационный. На рисунке 1б представлен слайс офсетной декомпозиции по методу RGB суммирования (далее слайс RGB) исследуемых пластов. На слайсе RGB можно наблюдать множество каналов широтного и субширотного направления. Каналы различны по размеру и извилистости.

Условия формирования пласта напрямую оказали влияние на изменчивость геологии по латерали. Так, например, на небольших расстояниях между скважинами отмечается сильное изменение разреза по литологии (рис. 2).

По суммарному амплитудному кубу (рис. 3) видно, что пласты ТП16 не характеризуются собственным отражающим горизонтом (ОГ). Отсутствие собственного отражающего горизонта и реперных границ напрямую повлияли на сложность скважинной и сейсмической корреляции.

Более половины изученных бурением обстановок – это глинистые отложения прибрежной равнины, которые представлены углисто-глинистой толщей (рис. 4). Чуть более трети вскрытых отложений представлены маломощными песчаниками приливно-отливных каналов и рек с относительно невысокой проницаемостью до 20 мД и мощностью до 10 метров. Всего 12% вскрытых отложений представлены крупными каналами с мощными песчаными отложениями от 10 метров с проницаемостью более 100 мД. Таким образом, крупные приливно-отливные каналы являются ключевыми для картирования и геометризации с целью заложения эксплуатационного бурения.

Объект исследования изучен бурением пилотных стволов с опробованием пластов на кабеле (ОПК) и записью гидродинамического каротажа (ГДК). Накопленный опыт применения приборов модульного испытателя пластов (MDT) показывает, что исследование скважин методом ГДК-ОПК существенно повышает достоверность геологической информации на стадии поиска и разведки месторождений нефти и газа (Каган, Самойленко, 2019). Результаты замеров пластового давления, полученные приборами MDT с достаточной достоверностью и точностью, позволяют установить пластовые давления в залежи и определить уровень свободной воды (УСВ). Комплексный анализ градиентов и профилей давлений по нескольким скважинам на неразрабатываемых залежах позволяет выявить гидродинамическую связь или разобщенность коллекторов по разрезу и по простиранию с точки зрения пластового давления. Достоверность градиента давления зависит от толщины пласта, количества достоверных замеров давления, а также плотности флюида.

С целью прогноза песчанистости и коллекторских свойств выполнена сейсмическая инверсия. Практическое применение сейсмической инверсии показано в работах (Никанорова и др., 2023).

В качестве исходных данных при выполнении исследований служили современные геофизические методы исследования скважин (имиджер плотности, картограф границ), ГДК, данные керна и 3D сейсморазведки. В статье рассмотрен подход комплексного учета всех исходных данных в единую модель.

График зависимости давления от глубины и кривые градиентов давления представлены на рис. 5 (справа). Слева на рисунке представлена схема корреляции, выровненная на подошву реперного пласта ТП14.

Из графика следует, что канал, выделенный светло синим цветом, в скважине 5 не имеет гидродинамической связи с мощным каналом ниже. В то время как мощный канал, выделенный красным, связан с множеством других объектов (как маломощных, так и мощных) в скважинах 1,3,4 и 5.

Ниже по разрезу отмечаются крупные гидродинамически связанные каналы, вскрытые скважинами 2 и 3 (выделены светло-зеленым цветом), не связанные с маломощными каналами в других скважинах. По ряду объектов по пересечению водных и газовых градиентов удалось установить положение УСВ. После уточнения скважинной корреляции по данным MDT была проведена верификация полученных результатов с сейсмическими данными.

На рисунке 6 справа представлен разрез вдоль куба псевдопесчанистости (NTG), полученный в результате детерминистической инверсии. Ниже в том же направлении представлен разрез куба RGB.

По сейсмическим разрезам и по скважинной корреляции (рис. 5) можно наблюдать, что изучаемый объект представлен множеством каналов, которые находятся на разном стратиграфическом уровне. Каждый канал характеризуется разной акустической контрастностью и, как следствие, прогнозом NTG. Мощные каналы характеризуются повышенным значением прогноза NTG и усилением амплитуд отражений на дальних удалениях. Практическое применение комплексного анализа данных сейсмической инверсии и офсетной декомпозиции показано в работах (Шаповалов и др., 2023; Чучалина и др., 2024). В большинство крупных каналов уже пробурены горизонтальные скважины, которые подтвердили наличие в них песчаников с высоким Кпр.

Рассмотрим сейсмические разрезы по направлению с севера на юг (рис. 7). На разрезах выделяется множество крупных каналов, представленных песчаными отложениями. Крупный канал на северо-востоке и множество каналов на севере пока не изучены бурением.

Комплексный анализ сейсмических данных и замеров ГДК показал, что интересующий нас интервал ТП16 можно описать тремя пластами ТП161, ТП162 и ТП163. На рисунке 8 представлены сейсмические атрибуты, снятые с куба NTG и RGB в интервале пласта ТП161 с учетом уточненной скважинной и сейсмической корреляции.

По данным атрибутам надежно выделяются каналы широтного простирания, которые вскрыты всего двумя разведочными скважинами. Пласт ТП161 характеризуется низким коэффициентом песчанистости, который составляет всего 0.06. Однако в выделенные по сейсмическим данным каналы пробурены две горизонтальные скважины с высоким процентом проходки по коллектору. На рисунке 9 представлена карта средних амплитуд по кубу NTG и слайс куба RGB, снятый в интервале пласта ТП162.

Стоит отметить, что на атрибутах ТП162 видны образы каналов выше- и нижележащих пластов ТП161 и ТП163 (рис. 9, пунктирные линии). Пласты ТП16 представляют собой объекты наложения множества различных по параметрам и направлению каналов. Крупные каналы будут иметь сейсмический отклик на атрибутах выше и нижележащих пластов. Надежно на атрибуте пласта ТП162 выделяются два канала: один – широтного, другой – субмеридионального направления. Наличие газонасыщенного песчаника в выделенных каналах подтверждено газом по геофизическим исследованиям в двух скважинах. В данные каналы пробурены две горизонтальные скважины с высоким процентом проходки по коллектору. Атрибутный анализ показал, что центральная и северная части представлены прибрежной равниной, сложенной глинистыми отложениями или маломощными каналами, которые не характеризуются высокими амплитудами по карте средних NTG. На рисунке 10 представлена карта средних амплитуд по кубу NTG и слайс куба RGB, снятый в интервале пласта ТП163. На атрибутах ТП163 видны образы каналов пласта ТП162. Надежно выделяются несколько каналов разветвленного типа преимущественно субширотного простирания. Данные объекты отмечаются в 5 скважинах. Пробурено 4 эксплуатационных скважины, которые подтвердили их развитие и газовое насыщение.

С учетом выделенных объектов и сейсмических атрибутов обновлена геологическая модель (рис. 11).

При обновлении трехмерной модели границы каналов, выделенных по сейсмическим данным, использовались в качестве зон замещения. В каждом канале использовались 1D и 2D тренды, при построении которых участвовали только скважины, вскрывающие данный объект.

Справа на рисунке 11 представлены разрезы через горизонтальную скважину по прогнозному кубу NTG и по кубу литотипов из 3D модели. Куб литотипов имеет высокую сходимость с прогнозным кубом NTG.

Области севернее выделенных каналов представляют собой прибрежную равнину с маломощными каналами, которые не выделяются по сейсмическим данным.