Открытие новых залежей углеводородов – результат системного подхода к оценке потенциала длительно разрабатываемого региона

В.А. Шашель (ПАО «Газпром нефть»), М.В. Букатов, Д.Н. Пескова, Р.А. Ошмарин, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), М.Н. Николаев (АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»), Ю.В. Масалкин (ООО «Газпромнефть-Ангара»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Западная Сибирь является основной базой нефтедобычи в стране. Однако в этом традиционном для большинства нефтедобывающих компаний регионе наблюдается тенденция к истощению запасов длительно разрабатываемых месторождений и падению добычи. Число открываемых залежей углеводородов снижается с каждым годом, а основным источником прироста запасов становится доразведка уже разрабатываемых месторождений. Новым трендом, призванным переломить сложившуюся ситуацию, является создание технологий рентабельной добычи трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов, но это перспектива завтрашнего дня, поэтому открытие новых залежей нефти и газа в классических коллекторах уже сегодня представляется важнейшей задачей.
Реализация комплексного подхода (от актуализации региональной модели до вероятностной геологической основы и формирования программы исследований) в периметре одного из проектов компании «Газпром нефть» в Ямало-Ненецком автономном округе позволила открыть новое месторождение с объемом запасов 41млн т и заложить основу для развития потенциала ресурсной базы еще на 47 млн т.

Комплексный подход к концептуальному геологическому моделированию верхнеюрских отложений отдаленной группы месторождений

Территория работ охватывает восемь лицензионных участков компании «Газпром нефть» (рис. 1). Детальное изучение района месторождений началось за несколько лет до получения лицензии на право пользованиями недрами. В результате выполненных исследований установлено, что основные перспективы рассматриваемого региона связаны с верхнеюрским комплексом, а территория работ приурочена к Пур-Тазовской и Васюганской нефтегазоносным областям [1].
1.png
Рис. 1. Обзорная карта территории работ

С целью уточнения основных геологических особенностей верхнеюрских отложений была подготовлена региональная геологическая основа территории, позволившая на начальных стадиях выявить ключевые закономерности ее строения.
1. Источником сноса для отложений верхней юры служила Сибирская платформа.
2. В период накопления отложений сиговской свиты (нефтеносный коллектор) преобладали области морского осадконакопления [2].
3. Pегиональной особенностью верхнеюрских отложений являются высокие коэффициенты песчанистости, углефикации и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), обусловленные характерным для территории сочетанием направления сноса и палеогеографических условий аккумуляции.
4. Ключевую контролирующую роль при заполнении бассейна играл палеорельеф.
5. В тектоническом плане район работ расположен в зоне сочленения Северо-Сибирской моноклинали, Толькинской впадины и Нижнетолькинского малого выступа. Согласно данным палеотектонического анализа структуры изучаемой территории имеют унаследованный характер развития [3].
6. Территория работ характеризуется преимущественным распространением водоплавающих залежей пластово-сводового типа, осложненных тектоническими нарушениями, следовательно, высока вероятность наличия тектонически ограниченных нефтенасыщенных ловушек, приуроченных как к положительным, так и к отрицательным структурам.

Помимо региональных исследований проведен ретроспективный анализ ранее выполненных геолого-разведочных работ.
  • Выявлен ряд неуспешных поисково-разведочных скважин, пробуренных по данным сейсморазведки 2D, чтосвидетельствуетонеобходимостисгущениясетипрофилей.
  • Месторождения нефти приурочены к структурам III и IV порядка. Следовательно, ранее не опоискованные локальные поднятия представляют собой потенциально перспективные с точки зрения нефтегазонасыщенности ловушки.
  • Отсутствие специальных исследований керна и пластовых флюидов затрудняет определение типа органического вещества, очага генерации и путей миграции углеводородов.

Таким образом, создание комплексного геологического проекта на раннем этапе изучения способствовало выявлению и оценке ресурсного потенциала. Кроме того, региональные и ретроспективные исследования позволили определить поисковые критерии для региона, а также обосновать первоочередные полевые и научно-исследовательские работы. На основании региональных работ выполнена интерпретация региональных профилей сейсморазведки 2D и 3D прошлых лет, по результатам которой выделены наиболее перспективные углеводородонасыщенные зоны. Изучаемый район был разбит на северный и южный кластеры – экономически обоснованные и концептуально целостные объекты, по которым могут быть приняты независимые инвестиционные решения (см. рис. 1, б). Северный кластер включал два ранее выявленных месторождения с действующей инфраструктурой и ряд перспективных ловушек; южный – ловушки с ресурсами категории Д0.
В пределах кластеров были запроектированы первоочередные более детальные исследования – сейсморазведочные работы МОГТ 3D–с целью уточнения региональной геологической концептуальной модели и заложения поисково-оценочных скважин. На локальном этапе выполнен ряд дополнительных исследований. В первую очередь проведен анализ керна, позволивший установить, что отложения пластов СГ1-3 и СГ5-7 аккумулировались в прибрежно-морской обстановке, на незначительном удалении от берега, в условиях высокой скорости поступления осадка, о чем свидетельствуют соответственно волнистая, осложненная многочисленными ходами роющих организмов текстура, наличие углистого детрита и интракластов (рис. 2).

2.png
Рис. 2. Палеогеографические схема пласта СГ5-7, совмещенная со структурно-тектонической основой

Результаты сейсморазведки 3D и электрофациальных построений [4] позволили провести детальный комплексный сейсмофациальный анализа [5], в результате которого было выдвинуто предположение, что отложения сиговской свиты накапливались в границах мелководного шельфа. Подтверждено преимущественно восточное и юго-восточное направления сноса осадочного материала. Кроме того, установлено, что в пределах изучаемой территории коллектор пласта СГ5-7 распространен повсеместно, наблюдается сокращение песчаной составляющей в южном и западном направлениях, где в стратиграфическом плане коллекторы нижнесиговской подсвиты переходят в отложения васюганской свиты. Пласт СГ1-3, вероятно, из-за значительного уменьшения объема песчаной фракции в привносимом материале постепенно выклинивается на западе территории работ. Таким образом, можно заключить, что отложения сиговской свиты накапливались в период нескольких ретроградационных циклов в условиях общей трансгрессии бассейна. Сейсморазведкой 3D выявлено также широкое развитие систем сдвиго-надвиговых нарушений, имеющих преимущественно северо-западную и северо-восточную направленность и контролирующих большую часть выявленных залежей углеводородов. Накопленный опыт выделения аналогичных дизъюнктивных дислокаций в центральной части Западной Сибири позволяет сделать вывод, что формирование структур горизонтального сдвига сопровождалось образованием «оперяющих» кулисообразных нарушений (см. рис. 2).
Выполнен анализ возможных очагов генерации и направлений миграции углеводородов, в рамках которого выдвинуты четыре гипотезы: миграция углеводородов из нижнеюрских нефтематеринских пород; локальная генерация углеводородов из органического вещества (ОВ) тюменской свиты; генерация углеводородов яновсктанской свитой в наиболее депрессионных частях; генерация углеводородов из ОВ баженовской свиты центральной части Западной Сибири и последующая латеральная миграция. Для первоочередного рассмотрения были выбраны две последние гипотезы.
Генерация углеводородов яновстанской свитой в наиболее депрессионных частях. Вследствие общерегиональной тенденции к сокращению толщины глинистого пласта Ю0 в бортовых частях бассейна толщина верхнеяновстанской подсвиты значительно меньше толщины ее одновозрастных аналогов в центральной части Западной Сибири. Кроме того, согласно региональной схеме катагенеза верхнеюрских отложений, органическое вещество на территории работ достигло лишь степени катагенеза МК11, следовательно, генерация углеводородов в пределах района работ маловероятна. Это подтверждает анализ скважинных данных.
Генерация из органического вещества баженовской свиты центральной части Западной Сибири и последующая латеральная миграция. Анализ региональных структурных карт и карт катагенеза показал, что генерация основного объема углеводородов из органического вещества верхневолжского возраста происходила в центральной наиболее депрессионной части Западной Сибири, к которой приурочено развитие баженовской свиты. Анализ изменения нефтегазоносности залежей открытых месторождений в зависимости от погруженности верхнеюрских отложений выявил, что объем углеводородов уменьшается от центральной части бассейна, соответствующей зоне максимального прогибания Западно-Сибирской плиты, к его бортам. Таким образом, можно сделать вывод, что при формировании залежей нефти нефтематеринской породой, вероятно, являлась баженовская свита центральной части Западной Сибири, откуда углеводороды мигрировали в восточном направлении.
На основании выполненного анализа предложена следующая гипотеза возможного образования залежей нефти в верхнеюрских пластах. Основные структуры верхнеюрских пластов сформировались к позднему мелу. На рубеже позднего мела и раннего кайнозоя произошла максимальная генерация углеводородов баженовской свитой, и нефть мигрировала в подстилающие коллекторы васюганской свиты и оттуда латерально –в направлении гипсометриче ски приподнятых бортов бассейна, заполняя встречающиеся на пути ловушки. Примерно в это же время началась последняя крупнейшая эпоха тектогенеза – формирование альпийской складчатости, в результате которой активизировались ранее зародившихся тектонические нарушения и появилась возможность вертикальной миграции, приведшей к фильтрации нефти в вышележащие пласты. К концу кайнозоя тектоническая активность полностью прекратилась, разломы постепенно «залечивались», становясь экранами для залежей углеводородов (рис. 3).

3.png
Рис. 3. Принципиальная схема формирования залежей нефти в верхнеюрских отложениях на изучаемой территории

Следует отметить, что ключевая роль локального этапа в периметре комплексного геологического концепта заключается не только в уточнении фациальной и тектонической моделей, но и в подготовке основы для планирования системы разработки (подбор аналогов, оценка добычных характеристик).
Следующим шагом для постановки поисково-разведочного бурения стала оценка ресурсной базы изучаемого района. С этой целью методом Монте-Карло был выполнен вероятностный расчет ресурсов на выделенных по результатам сейсморазведки 2D и 3D перспективных структурах. Расчет проведен в программном комплексе Petrel с использованием 300 равновероятных 2D моделей. Параметрами являлись структурный каркас, уровень водонефтяного контакта (ВНК) для каждой залежи и распределение эффективных толщин по площади. При построении структурного каркаса использована структурная неопределенность по данным сейсморазведки 2D и 3D: погрешность структурных построений по результатам 3D съемки оценена в ±10 м, что подтверждается статистикой бурения скважин; 2Dсъемки – ±20 м. Уровень ВНК принят согласно региональной статистике заполнения ловушек. Для построения карт эффективных толщин использованы скважинные данные и тренды, рассчитанные через зависимости между общими и эффективными толщинами, с учетом существующих представлений о фациальной модели пластов СГ1-3 и СГ5-7 (рис. 4). Кроме того, при построении карт эффективных толщин пласта СГ1-3 дополнительно варьировалось расположение линии глинизации согласно скважинной информации и региональным данным (палеотектонический анализ толщин).

4.png
Рис. 4. Зависимость между эффективной и общей толщинами пласта СГ1-3


ФЕС пластов оценивались согласно региональной статистике с учетом фациальной зональности расположения ловушек (см. рис. 2). Насыщенность принята как средняя для региона со стандартными отклонениями, определенными по месторождениям-аналогам, данным геофизических исследований скважин для каждого пласта. Диапазон изменения PVT-свойств принят по последним региональным данным с отборами кондиционных проб глубинной нефти. Согласно факторному анализу наибольшее влияние на оценку геологических ресурсов пластов СГ1-3 и СГ5-7 оказывают структурная неопределенность, уровень ВНК, эффективные толщины (рис. 5).

5.png
Рис. 5. Торнадо-диаграмма влияния неопределенности параметров на оценку геологических ресурсов пласта СГ1-3

Программа доразведки

На основании выполненной вероятностной оценки сформирована стратегия развития изучаемого района и намечены кратко-, средне- и долгосрочная программы геологоразведочных работ (ГРР). Согласно стратегии определяющими факторами при бурении поисково-разведочных скважин являются положительная ценность информации (VOI) для проекта в целом и наиболее крупные ловушки с показателем ожидаемой ценности проекта по итогам реализации EMVболее 0 для оценки ресурсного потенциала и принятия решения о строительстве инфраструктуры.
В результате реализации краткосрочной программы ГРР и бурения четырех поисково-оценочных скважин было открыто новое месторождение с семью новыми залежами нефти. Кроме того, впервые в регионе доказана нефтеносность пласта СГ5-7, считавшегося ранее водонасыщенным.
На основании накопленного опыта и выполненных камеральных исследований с целью формирования наиболее эффективной для данного региона программы доизучения рекомендуется:
– проводить сейсморазведку 3D с целью снижения структурной неопределенности и повышения эффективности поисково-разведочного бурения;
–выполнять уточнение конфигурации залежей и доразведку их краевых частей за счет опережающего бурения пилотных стволов для снижения затрат на поисково-разведочное бурение;
– проводить поинтервальное испытание пластов с перфорацией в водонефтяной и чисто нефтяной зонах или MDT с целью уточнения положения ВНК;
– применять расширенный комплекс ГИС в каждой поисково-разведочной скважине для снижения петрофизической и структурной неопределенности, уточнения глубинно-скоростной модели и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов;
– отбирать керн в каждой поисково-разведочной скважине для литотипизации и уточнения петрофизических зависимостей;
– обрабатывать результаты вновь выполненных сейсморазведочных работ 3D по единому графу с сейсморазведкой прошлых лет с целью снижения фациальной и структурной неопределенности, а также поиска зависимостей между сейсмическими и скважинными данными;
–отбирать дополнительные глубинные пробы флюидов для определения свойств нефти и уточнения PVT модели.

В условиях бурного развития технологий и методической базы отечественных нефтяных компаний новый взгляд на традиционные регионы может значительно продлить жизненный цикл действующих месторождений и подготовить новые проекты с высокими показателями ценности. Для этого важно сформировать подходы и инструменты для поиска таких возможностей в портфеле компании, их тщательной проработки и подбора оптимальных технологий для эффективного развития.

Список литературы

1. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. – 114 с.
2. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 972–1012.
3. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. – М.: Недра, 1984. – 80 с.
4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.
5. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. – М.: ООО «Издательство «Спектр», 2008. – 384 с.

References

1.Reshenie VI Mezhvedomstvennogo stratigraficheskogo soveshchaniya porassmotreniyu i prinyatiyu utochnennykh stratigraficheskikh skhem mezozoyskikhotlozheniy Zapadnoy Sibiri (Decision VI of the interdepartmentalstratigraphic meeting on the review and adoption of refined stratigraphic schemes of the mesozoic deposits of Western Siberia), ovosibirsk: Publ. of SNIIGGiMS, 2004, 114 p.
2. Kontorovich A.E., Kontorovich V.A., Ryzhkova S.V. et al., Jurassic paleogeographyof the West Siberian sedimentary basin (In Russ.), Geologiya I geofizika = Russian Geology and Geophysics, 2013, V. 54, no. 8, pp. 972–1012.
3. Neyman V.B., Teoriya i metodika paleotektonicheskogo analiza (Theory and methodology of paleotectonic analysis), Moscow: Nedra Publ., 1984, 80 p.
4. Muromtsev V.S., Elektrometricheskaya geologiya peschanykh tel – litologicheskikhlovushek nefti i gaza(Electrometric geology of sand bodies -lithological traps of oil and gas), Leningrad: Nedra Publ., 1984, 260 p.
5. Ampilov Yu.P., Ot seysmicheskoy interpretatsii k modelirovaniyu i otsenkemestorozhdeniy nefti i gaza (From seismic interpretation to modeling and evaluation of oil and gas fields), Moscow: Spektr Publ., 2008, 384 p.

Возврат к списку