Определение поисковых критериев для проведения геолого-разведочных работ на основании комплексного изучения месторождения-спутника (регион Северный Банат, Республика Сербия)

А.Ю.Попов/Arkadiy Popov (NIS a.d. Novi Sad) A.E.Родионов/Alexander Rodionov (NIS a.d. Novi Sad) Е.С.Милей /Eugenia Miley (NIS NTC) И.Ю.Богатырев/ Ilya Bogatyrev (NIS NTC) А.Гогич /Ana Gogic (NIS NTC) Б.Вучкович / Borisha Vuckovic (NIS NTC) к.г-м.н. Т.В.Ольнева /Tatiana Olneva, Phd (Gаzpromneft NTC)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Определение поисковых критериев для проведения геолого-разведочных работ в регионе на основании комплексного изучения месторождения-спутника (регион Северный Банат, республика Сербия).

Explorations criterias definition for the petroleum prospecting and exploration in the region based on integrated study of the satellite field.(Northern Banat region, Serbia)

А.Ю.Попов/Arkadiy Popov (NIS a.d. Novi Sad)

A.E.Родионов/Alexander Rodionov (NIS a.d. Novi Sad)

Е.С.Милей /Eugenia Miley (NIS NTC)

И.Ю.Богатырев/ Ilya Bogatyrev (NIS NTC)

А.Гогич /Ana Gogic (NIS NTC)

Б.Вучкович / Borisha Vuckovic (NIS NTC)

к.г-м.н. Т.В.Ольнева /Tatiana Olneva, Phd (Gаzpromneft NTC)

В статье рассматривается комплексное и детальное изучение небольшого месторождения, открытого в 2013 году в регионе Северный Банат (Сербия) компанией НИС а.д. Нови Сад. Опыт, полученный в процессе его изучения, позволил уточнить сейсмическую интерпретацию и обозначить границы наиболее перспективной зоны для эксплуатационного бурения на аналогичном объекте. В случае результативного разбуривания второго объекта, открываются хорошие перспективы картирования по данным сейсмических исследований подобных объектов в пределах обозначенной структурно-тектонической зоны на основе четкого понимания поисковых критериев. Это позволит снизить риски и повысить успешность геолого-разведочных работ.

The paper presents the results of comprehensive and detailed study of a small field that was discovered in 2013 in Northern Banat (Serbia) by NIS а.d. Novi Sad. The study helps to improve the seismic interpretation, enhance the approach to geomodeling and identify the sweet spot for development drilling in a similar reservoir. Successful drilling of another reservoir within this tectono-structural zone will support clear understanding of exploration criteria, enabling seismic-driven structural mapping for such reservoirs. This will reduce geological risks and lead to success in exploration.

Ключевые слова: Паннонский бассейн, нефтегазовое месторождение, геологическое моделирование, сейсмофациальный анализ, подсчет запасов.

Key words: Panon Basin, oil and gas field, geomodeling, seismic facies analysis, reserve estimation.

Введение

Целью данной работы является анализ геологического строения небольшого месторождения, открытого в 2013 году в регионе Северный Банат (Сербия) компанией НИС а.д. Нови Сад. Изучаемый объект является месторождением-спутником одного из крупнейших месторождений региона. Его комплексное и детальное изучение представляет большой практический интерес, так как позволяет разработать поисковые критерии для обнаружения подобных объектов по периметру ближайших крупных месторождений.

В структурно-тектоническом отношении регион находится в юго-восточной части Паннонского бассейна, приурочен к южной части тектонического блока Тиссия, примыкающего к Вардарской тектонической зоне. В геологическом строении региона выделяется 3 этажа: протерозойско-палеозойский (каледонский и герценский тектогенез), мезозойско-палеогеновый (ранний и средний альпийский тектогенез); неогеново-четвертичный (позднеальпийский тектогенез) [1].

Площадное распространение месторождений контролируется простиранием погруженных и приподнятых блоков в донеогеновом основании бассейна. Вследствие чего, в распределении «цепочек» открытых месторождений, наглядно прослеживается его внутреннее строение. В одну из таких цепочек входят крупнейшие месторождения региона Северный Банат: Мокрин, Кикинда-Варош, Кикинда, приуроченные к палеогорсту донеогенового основания. Поиск месторождений-спутников в их периметре в настоящее время является одной из стратегических задач развития ресурсной базы компании. Вся обозначенная территория изучена сейсморазведкой МОГТ 3D, что позволяет существенно повысить детальность интерпретации данных и сосредоточить усилия на выделении объектов, пропущенных при более ранних исследованиях методом ОГТ 2D. На основе интерпретации данных двух новых съемок закартировано несколько потенциальных объектов-спутников, но рассчитанные коэффициенты успешности невелики и составляют от 0.1 до 0.2. Объекты выделены в отложениях донеогенового основания, бадена, сармата, понта, плиоцена. Типы ловушек представляют широкий спектр: тектонически-экранированные, структурно-стратиграфические, литологические. Подобное многообразие и отсутствие четких поисковых критериев снижает уверенность в успехе. Поэтому всестороннее изучение объекта, с которым уже связано открытие месторождения является важной и актуальной задачей.

Справка об открытых месторождениях, вблизи которых осуществляется поиск месторождений-спутников.

Нефтегазовое месторождение Кикинда было открыто третьей поисковой скважиной в 1959 году, первые две скважины оказались «сухими». Запущено в производство с 1963 года. Критерием поиска месторождения послужило наличие гравитационной аномалии и приподнятого блока в основании (Кикиндский палеогорст). К настоящему времени известно о существовании 61 залежи в отложениях палеозоя, понта и плиоцена. Комплекс отложений понта с угловым и структурным несогласием перекрывает отложения донеогенового основания, представленные сланцами и гранитоидами палеозойского возраста.

Нефтегазовое месторождение Мокрин открыто в 1961 году, начало освоения - 1963 год. Основным критерием поиска явился приподнятый блок донеогенового основания. В пределах месторождения открыто 15 залежей: одна нефтяная залежь в донеогеновом основании, семь газовых и семь нефтяных с газовой шапкой в отложениях понта и палеозоя.

Нефтегазовое месторождение Кикинда-Варош открыто в 1963 году по результатам гравиметрических и сейсмических исследований. Добыча на месторождении стартовала в 1965 году и продолжается в настоящее время. Месторождение включает 16 залежей: восемь нефтяных, пять газовых, три нефтяных залежи с газовой шапкой. Залежи установлены в отложениях палеозоя, сармата, нижнего и верхнего понта, плиоцена.

Анализ поисковых критериев

Объект исследования закартирован по результатам экспресс-интерпретации сейсмических данных МОГТ 3D, в основу которой был заложен комплексный подход, базирующийся на принципе аналогии по отношению к строению близко расположенных месторождений; результатах испытания скважин и особенностях сейсмического изображения в целевом интервале.

В структурно-тектоническом отношении объект изучения расположен вблизи месторождений Кикинда-Варош и Мокрин, на пересечении двух структурно-тектонических зон и двух трендов в площадном распределении месторождений.

Первый поисковый критерий связан с наличием выступа в донеогеновом основании и с локальным распространением эродированных отложений сарматского возраста. Пласты в сармате являются одними из основных продуктивных интервалов месторождения Кикинда-Варош. По данным региональных исследований, сарматские отложения, несогласно залегающие на породах палеозойского возраста, сформировались в мелководно-морских условиях в высокоэнергетической обстановке осадконакопления. В литологическом отношении представлены крупнозернистыми песчаниками и конгломератами. По составу конгломераты сложены обломками кристаллического основания (зеленокаменные сланцы) на глинистом цементе с примесью карбонатного материала. В районе месторождения Кикинда-Варош пласт развит в локальных углублениях фундамента, приуроченных к вершине палеоподнятия (рис.1). Геологические события, происходившие в сарматское время, подробно описаны в работе Радмило Йовановича [1]. Автор выделяет три фазы: фазу площадного карбонатного осадконакопления в раннем сармате и последующие две фазы активных тектонических движений в раннем и позднем сармате, которые привели к формированию расчлененного рельефа, впоследствии эродированного, чем и объясняется локальное распространение сарматских отложений в палеопогруженных участках донеогенового основания.

Таким образом, обозначенный критерий может свидетельствовать сразу о двух положительных моментах: наличии ловушки и коллектора. В результате экспресс-интерпретации была закартирована структурно-стратиграфическая ловушка. Вероятность наличия коллектора представлялась достаточно высокой: его существование связывалось как с генезисом отложений сарматского возраста, так и с эродированной кровлей всего комплекса.

image001.jpg

Рис.1 Региональный сейсмический профиль, демонстрирующий положение в разрезе отложения сарматского возраста. В зеленом контуре - сарматские продуктивные отложения одного из крупных месторождений, в оранжевом контуре – месторождение-спутник.

Вторым поисковым критерием послужил факт наличия следов нефти по результатам испытаний в отложениях сармата в одной из близко расположенных поисковых скважин.

Третьим критерием, не имеющим на момент картирования объекта надежного обоснования, рассматривался особый характер сейсмического изображения целевого интервала, выраженный в наличии четкой фазы с аномальными максимумом и минимумом. Локальное распределение такого типа сейсмической картины на разрезах не противоречило структурно-стратиграфическим границам объекта.

Этапы изучения месторождения

На момент начала изучения объекта бурением, его закартированная площадь составляла 1088 км2, ресурсы оценивались в 1200 тыс.тонн, коэффициент успешности составлял 0.63. Ключевые геологические риски связывались с неоднозначностью сейсмической интерпретации, а, следовательно, с наличием ловушки; существованием коллектора и насыщением.

На начальном этапе была пробурена разведочная скважина, которая по результатам испытаний интервала 2506-2496 м дала приток нефти, газа и воды, а после отработки вышла на режим. Комплексный анализ керновых данных, а также специальных методов ГИС показал, что в литологическом отношении продуктивный интервал представлен конгломератами и конгло-брекчиями сарматского возраста. В результате палеонтологического исследования установлено наличие фораминифер группы Elphidium и Miliolid, которые характерны для мелководно-морских условий. Полученные данные подтвердили корректность применения метода аналогии с месторождением Кикинда-Варош. На основании комплексной интерпретации в целевом интервале выделены два перспективных пласта эффективной мощностью 17.7 м и 8.9 м. По оперативной оценке геологических запасов без изменения геометрии залежи, но с учетом реальных эффективных толщин, получено значение 700 тыс.тонн нефти.

Выполненное одномерное сейсмоакустическое моделирование по данным ВСП позволило достичь высокой сходимости синтетической и реальной трасс, коэффициент корреляции составил 0.76. Стратиграфическая идентификация отражений подтвердила, что потенциально продуктивные пласты в рисунке сейсмической записи отображаются в увеличенных значениях амплитуд, распределенных локально.

На втором этапе были запланированы и пробурены 2 скважины, расположенные гипсометрически выше относительно разведочной скважины в направлении воздымания поверхности донеогенового основания (рис.2). Скважины в целом подтвердили общую геологическую концепцию, дали промышленные притоки, а также информацию для последующего уточнения модели месторождения.

По результатам бурения и привязки скважинных данных к сейсмическим была выполнена переинтерпретация сейсмики, обновлена структурная карта кровли продуктивных отложений, закартированы предполагаемые границы их распространения и тектонические нарушения, намечены точки эксплуатационного бурения. Комплексный анализ данных позволил выделить в пределах залежи две зоны, отличные по характеру волнового поля. Одна из них была определена, как более рискованная. По уточненной модели, площадь основной залежи (пласт Sm2) составила 720 км2, начальные геологические запасы нефти - 304 тыс. тонн.

image003.jpg

Рис.2 Структурная карта поверхности отражающего горизонта Sm после бурения трех разведочных скважин с нанесенной линией выклинивания пласта-коллектора и контуром ВНК.

В то же время, данные по пробуренным скважинам обозначили новые риски, связанные с предполагаемым линзовидным строением продуктивного пласта, а, следовательно, с площадным распределением коллектора и с его различным насыщением. В поисках ответа на поставленные вопросы специалисты вновь обратились к сейсмическим данным, дальнейший углубленный анализ которых, позволил выявить более детальные особенности сейсмического изображения в интервале, соответствующем пласту Sm2 (рис.3). В целевом интервале исследований был проведен сейсмофациальный анализ и закартированы локальные участки, характеризующиеся сходными характеристиками сейсмического изображения. Местоположение этих участков интерпретировалось как возможное распределение предполагаемых линз (рис.4). Последующие точки эксплуатационного бурения определялись с учетом линзовидного строения и новой модели месторождения (рис.4).

image005.jpg

Рис.3 Особенности сейсмического изображения в целевом интервале

image007.jpg

Рис.4 Линзовидная модель строения залежи по данным сейсмофациального анализа, совмещенная с гипсометрией донеогенового основания

Всего на месторождении пробурено 6 скважин. На завершающем этапе исследований по результатам бурения предложено две альтернативные геологические модели. Первая модель основана на гипотезе линзовидного строения, вторая – на существовании экранов, предположительно тектонической природы. Двe концепции предполагают разные оценки запасов. Модель линзовидного строения основана на концепции формирования отложений в мелководно-морских условиях в высокоэнергетической обстановке – осадочный материал сохраняется в пониженных частях палеорельефа (дна). Следовательно, по периметру каждой линзы наблюдается уменьшение толщин. Во втором случае, принята гипотеза о том, что латеральная протяженность пластов, сформированных в мелководно-морских условиях, нарушена постседиментационными тектоническими подвижками и определяется блоковым строением. В пределах блока их мощность сохраняется или изменяется незначительно (рис.5).

image009.jpg

Рис.5 Визуализация геологической модели в варианте блокового строения месторождения

Нефтенасыщенные толщины оказались наиболее влияющим фактором на оценку запасов. Вследствие этого, их расчет по модели линзовидного строения и по модели блокового строения привел к разнице в 30% и составил в первом случае -210 тыс. тонн, во втором -300 тыс. тонн.

По результатам изучения месторождения можно проанализировать поэтапное уточнение запасов и сделать заключение о пересчетном коэффициенте предполагаемых ресурсов в запасы. В данном случае он составил – 0.4, что соответствует общим статистическим трендам. Набор подобной статистики по региону позволит в будущем определить коэффициент пересчета более точно.

Заключение.

В пределах изучаемой структурно-тектонической зоны намечен еще один подобный объект. Его картирование основывалось на тех же критериях, включая особенности сейсмического изображения. Опыт, полученный в процессе изучения предыдущего объекта, позволил уточнить сейсмическую интерпретацию. В результате сейсмофациального анализа предполагаемого целевого интервала определены участки, которые вероятно различаются по коллекторским свойствам. Обозначены границы наиболее перспективной зоны для разведочного бурения. Таким образом, уже до начала бурения есть априорное представление о потенциальном объекте на основе детального изучения предыдущего.

В случае результативного разбуривания второго объекта, открываются хорошие перспективы картирования по данным сейсмических исследований подобных объектов в пределах обозначенной структурно-тектонической зоны на основе четкого понимания поисковых критериев. Это позволит снизить риски и повысить успешность геолого-разведочных работ.

Список литературы:

1. Jovanovič R. Sedimentology, petrography, tectogenesis and lithostratigraphy of reservoir rocks of petroleum deposit “Pz+Sm” Kikinda-Varoš // Novi Sad: DIT-Naftagas, 2011. 121 p.

Возврат к списку