Прогноз открытий залежей углеводородов в Северо-Сахалинской нефтегазоносной области на основе статистического анализа

Р. Н. Гайнаншин, Е. А. Жуковская, к.г.-м.н., М. В. Сначев, к.г.-м.н. ООО «Газпромнефть НТЦ»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

История исследований восточного шельфа Северо-Сахалинской нефтегазоносной области

Сахалинский регион является старейшим нефтегазодобывающим регионом России и включает территорию самого острова и акватории прилегающего шельфа. Одно из самых первых месторождений Охотской нефтегазоносной провинции, которое было открыто в 1910 г. — месторождение Центральное Оха. Оно находится в черте г. Охи в северной части о. Сахалин. Первая промышленная нефть была добыта на острове в 1923 г. [1]. В процессе геологоразведочных работ (ГРР) исследователи все больше приходили к выводу, что зоны нефтегазонакопления, выявленные на северо-востоке Сахалина, могут продолжаться на прилегающем шельфе Охотского моря. В 1977 г. на северо-восточном шельфе (СВШ) о. Сахалин было открыто первое крупное месторождение Одопту. До этого события проводились ГРР, позволившие сделать множество открытий.

С 1957 г. были инициированы геолого-геофизические исследования Дальневосточных морей в рамках программы Международного геофизического года. В 1958 г. в разрезе земной коры выделены консолидированный фундамент и осадочный чехол. Толщина коры в центральной части Охотского моря выдержана и составляет 25–26 км, увеличиваясь на шельфе до 32–35 км. В середине 70-х годов XX века началось активное сотрудничество с французской фирмой CGG, имеющей суда, оснащенные новейшими навигационно-геофизическими комплексами, в г. Южно-Сахалинске был создан вычислительный центр. С целью проведения геолого-геофизического изучения шельфа рассматриваемой территории выделено три периода: 1970–1980, 1980–2000 и 2000—2018 гг.

1970—1980 гг. После выполнения 2D сейсморазведки с 1970 по 1980 г. выявлено 11 ловушек. В двух из них по результатам поисково-разведочного бурения открыты два месторождения углеводородов: Одоптинское и Чайвинское. Две скважины, пробуренные на Акрутун-Дагинской и Венинской структурах, не подтвердили ожидания. В ходе выполнения задания «Сейсморазведочные работы МОГТ на Дагинском участке шельфа северо-восточного Сахалина» выявлена Аяшская антиклинальная структура, которая представлялась как южная периклиналь Дагинской антиклинали.

1980—2000 гг. В этот период проведена 2D сейсморазведка с более плотной сеткой. Выделены 12 перспективных ловушек, некоторые из них были детализированы, открыты пять месторождений углевоодородов: Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Киринское, Венинское и Лунское. Нефтегазоносность Аркутун-Дагинской и Венинской структур в итоге была подтверждена вторыми скважинами (рис. 1). На стыке со следующим периодом в пределах СВШ о. Сахалин впервые выполнены площадные сейсмические исследования 3D в пределах лицензионных блоков на ПильтунАстохском, Аркутун-Дагинском, Чайвинском месторождениях.


2000—2018 гг. На территории СВШ о. Сахалин наряду с 2D проводились 3D сейсморазведочные работы. К открытым месторождениям на шельфе добавились еще восемь после проведения поисково-разведочного бурения на ранее выявленных структурах: Кайганско-Васюканской, Южно-Киринской, Мынгинской, Лебединской, Северо-Венинской, Ново-Венинской, Аяшской и Баутинской (рис. 2). Выделено еще семь перспективных ловушек. Скважина на Южно-Аяшской структуре не выполнила поисковую задачу.


Динамика открытий месторождений углеводородов Северо-Сахалинского нефтегазоносной области

Северо-Сахалинская нефтегазоносная область (НГО) в настоящее время является самой перспективной в регионе. В ее пределах открыто 68 месторождений углеводородов, выявлено 180 ловушек (рис. 3). Самое крупное месторождение по начальным геологическим запасам (НГЗ) нефти — Аркутун-Дагинское, по газу — Южно-Киринское. Для понимания латеральной и вертикальной изменчивости объемов углеводородов была построена карта, на которой показаны залежи, приуроченные к трем основным горизонтам Северо-Сахалинской НГО: дагинскому (dg), окобыкайскому (ok) и нутовскому (nt).


Месторождения, продуктивность которых связана с дагинскими отложениями, расположены в южной части НГО. В северном направлении залежи углеводородов концентрируются сначала в окобыкайских, азатем в более молодых, нутовских отложениях. Следует отметить тенденцию увеличения запасов месторождений на восток от береговой линии.

Для анализа динамики открытий и факторов, повлиявших на их качественные и количественные изменения за весь период наблюдений (1920—2018 гг.), был выбран интервал в 10 лет (рис. 4). В период 1920—1960 гг. ГРР изучаемой территории проводились только на суше. Вплоть до 1990 г. глубина залегания выявленных залежей увеличивалась, чему в основном способствовало развитие техники и технологии бурения скважин. Однако средние НГЗ на открываемых залежах постоянно уменьшались и к 1970 г. составили менее 5 млн т н. э. В период с 1970 по 1980 г., с началом проведения ГРР на СВШ о. Сахалин, произошло кардинальное изменение динамики рассматриваемого параметра. Кроме того, положительную динамику демонстрируют и другие ключевые параметры: глубина моря в районе проведения поисково-разведочного бурения, глубина залегания открытых залежей на шельфе и средние НГЗ на залежь. Этот тренд сохраняется вплоть до 2000 г. даже на фоне снижения роста числа выявленных залежей. В начале 10-х годов XXI века произошло резкое увеличение большинства показателей. Впервые была проведена 3D сейсморазведка в пределах СВШ о. Сахалин, началось бурение поисково-разведочных скважин на более глубоких участках Охотского моря, что привело к открытию крупных месторождений углеводородов.


Прогноз возможных геологических открытий на основе статистического анализа

Начиная с 90-х годов XX века развитие методов вероятностной оценки ресурсов углеводородов и вероятностного анализа рисков шло стремительными темпами, что позволило существенно увеличить эффективность ГРР в условиях уменьшения среднего размера открываемых месторождений и освоения труднодоступных ресурсов, в том числе на шельфе. Именно такой подход к анализу ресурсов и рисков позволяет уже на начальной стадии (до принятия решения о вхождении в тот или иной проект) рассмотреть все возможные сценарии ГРР и ожидаемые результаты, оценить капитальные вложения и экономическую эффективность проекта, вероятность успеха, нефтегазопоисковые риски и в итоге принять верное коммерческое решение [2].

В данной работе задача математического моделирования вероятных геологических открытий решалась на основе распределения выявленных и невыявленных залежей нефти и газа по величине запасов. Использовался закон Ципфа — Лотка — Брэдфорда


где fn — значимость структурного элемента n-го ранга, в рассматриваемом случае — относительные запасы залежи; n-ранг (номер) структурного элемента в ранжированном по степени убывания значимости (запасов) множества элементов (залежей); с, y — константы, зависящие от свойств системы (величина в среднем близка к единице). Закону Ципфа — Лотка — Брэдфорда удовлетворяет весьма широкий круг естественных и общественных систем, что позволяет считать его одной из форм статистического выражения фундаментального закона природы, в соответствии с которым любая изолированная система, находящаяся в состоянии динамического равновесия с окружающей средой, стремится принять состояние (упорядоченность), соответствующее минимуму энергии (энтропии). С позиций системного метода можно полагать, что совокупность залежей нефти и газа в некотором регионе сформировалась под действием определенных физико-химических и геологических условий от некоторой нефтегазоматеринской толщи. Рассматривая множество залежей как сформировавшуюся, самоорганизующуюся дискретную систему, можно полагать, что последняя находится в состоянии динамического равновесия и удовлетворяет принципу минимальной энтропии или минимальных затрат энергии на ее образование. Иерархическая система имеет минимальную энтропию, если ее элементы распределены согласно закону Ципфа -Лотка — Брэдфорда [3]. Таким образом, если сделать допущение и считать, что система, подчиняющаяся указанному закону, является оптимально организованной, то утверждение может иметь большую прогностическую силу.

Для анализа использовалась генеральная совокупность, состоящая из 939 выявленных залежей углеводородов Северо-Сахалинской НГО. Полученное распределение по закону Ципфа — Лотка — Брэдфорда (рис. 5), отражает ранговое распределение. Выборочная совокупность состоит из 270 элементов — это залежи с НГЗ более 1 млн. т н. э. Из рис. 5 видно, что рассматриваемая территория хорошо изучена и кривая по форме стремится принять эталонный вид. Интерпретируя данную зависимость, можно сделать следующее заключение о невыявленных залежах углеводородов и их размерах:

  • наиболее вероятный диапазон НГЗ — менее 30 млн. т н. э. (выделены штриховой линией зеленого цвета);
  • вероятный диапазон НГЗ — от 30 до 130 млн. т н. э. (оранжевый цвет);
  • наименее вероятный диапазон НГЗ — более 130 млн. т н. э. (красный цвет).

Для разбиения массива анализируемых залежей на классы (по величине) было рассмотрены несколько работ по аналогичной тематике [1–5]. Как выяснилось, границы классов у разных авторов разнятся и не имеют четкого единого обоснования. В настоящей работе после перебора возможных вариантов лучший результат показало деление на классы в следующем диапазоне НГЗ залежей углеводородов, млн. т н. э.: 1–2, 2–3, 3–5, 5–10, 10–20, 20–40, 40–70, 70–150, 150–300 и более 300. Анализируя полученное распределение (рис. 6) относительно НГЗ наиболее вероятных невыявленных залежей углеводородов, можно прийти к аналогичному заключению, сделанному по ранее полученному распределению (см. рис. 5).


Таким образом, потенциал Северо-Восточного шельфа о. Сахалин с точки зрения перспектив нефтегазоносности далеко не исчерпан. Большинство разрабатываемых здесь месторождений имеет высокую этажность (в среднем 5–8 залежей). Как правило, это одна или две крупные залежи (НГЗ более 100 млн т н. э.) и серия более мелких. В пределах Северо-Сахалинской Н ГО вероятная величина НГЗ углеводородов перспективных залежей составляет от 30 до 130 млн т н. э. О близости сделанных выводов к реальности свидетельствует информация по месторождению Тритон, которое открыто ПАО «Газпром Нефть» в 2018 г., Данные о залежах по нему дополнили распределение в «наиболее вероятной» и «вероятной» областях геологических открытий.

Список литературы

  1. Харахинов В. В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. — М.: Научный мир, 2010. — 276с.
  2. Роуз Питер Р. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. — 304 с.
  3. Семиходский Г.Е., Тимошин Ю. В. Прогноз газоносности ДДВ на основе статистических данных // Геология нефти и газа. — 1982. — № 7. — С. 8–35.
  4. Радчикова А. М. Оценка прогнозной части газового потенциала северных районов Западно-Сибирской мегапровинции (суша). — М.: ООО «Газпром ВНИИгаз». — 2010. — № 2(5). — С. 22–27.
  5. Подольский Ю.В., Авсиевич А.И., Лебедева Л. В. Оценка начальных суммарных ресурсов углеводородов Тимано-Печорской провинции методом имитационного моделирования // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2012. — Т. 7. — № 3.

References

  1. Kharakhinov v. V., Neftegazovaya geologiya Sakhalinskogo regiona (Petroleum geology of the Sakhalin region), Moscow: Nauchnyy mir Publ., 2010, 276 p.
  2. 2.RoseP.R., Risk analysis and management of petroleum exploration ventures, AAPG, 2012.
  3. Semikhodskiy G.E., Timoshin Yu. v. , Prediction of gas content in the Dnieper-Donets Basin based on statistical data (In Russ.), Geologiya nefti i gaza, 1 82, no. 7, pp. 8–35.
  4. Radchikova A.M., Forecast of the projected part of the gas potential of the northern regions of the West Siberian megaprovince (land) (In Russ.), Nauchno-tekhnicheskogo sbornika «Vesti gazovoy nauki», 2010, no, 2(5), pp. 22–27.
  5. Podol’skiy Yu. v. , Avsievich A.I., Lebedeva L.v. , Evaluation of total initial hydrocarbon resources of the Timan-Pechora province using simulation modeling method (In Russ.), Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2012, v. 7, no. 3.

Возврат к списку