ООО «Тюменский нефтяной научный центр» - базовый корпоративный научно-проектный институт ПАО «НК «Роснефть» - выполняет инженерное полевое и камеральное сопровождение процессов геологического изучения, разработки и обустройства месторождений нефти и газа дочерних нефтегазодобывающих Обществ Компании в России (Урало-Поволжье, Западная и Восточная Сибирь, о. Сахалин) и за рубежом (Вьетнам, Венесуэла, Бразилия, Курдистан, Египет). ТННЦ сопровождает более 90% добычи свободного газа и 34% добычи нефти Компании.
Одним из ключевых направлений деятельности ООО «ТННЦ» являются геологоразведочные работы: исследования региональной и локальной геологии бассейнов от оценки нефтегазогенерационного потенциала (бассейновое моделирование) до локализации резервуаров разного масштаба, проектирование и сопровождение сейсморазведочных работ, обработка и интерпретация сейсмических данных, сопровождение поисково-разведочного бурения. Территориально ГРР выполняются на лицензионных участках трех крупных нефтеносных бассейнов России (Западная и Восточная Сибирь, Тимано-Печорская провинция).
Среди развиваемых блоком ГРР инновационных направлений - разработка и широкое использование стохастической инверсии данных сейсморазведки, позволяющая не только понижать неопределенности прогноза литологического строения нефтеносных резервуаров, оценивать степень неопределенности этих прогнозов, но и строить корректные трехмерные цифровые геологические модели продуктивных пластов.
Помимо развития инновационных решений в области технологии интерпретации сейсмических данных, одним из ключевых приоритетов нефтяной компании «Роснефть» является наращивание ресурсной базы углеводородного сырья на территориях крупных нефтегазоносных бассейнов России (Западно-Сибирская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции, Восточная Сибирь). Так, кроме освоения запасов УВ, сосредоточенных в основных продуктивных пластах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и в отложениях Восточной Сибири, компания планирует осваивать новые стратиграфические интервалы, считавшиеся ранее неперспективными или малоперспективными. Например, на юге и юго-западной периферии Западно-Сибирского бассейна все более активный интерес начинают представлять объекты в верхней части доюрского основания. В центральных районах активно начинает осваиваться верхнеюрский нефтегазоносный комплекс в объеме бажено-абалакского комплекса. В северных районах новые открытия связываются с крупными залежами в надсеноманском комплексе верхнего мела: кузнецовская, березовская и ганькинская свиты, где по оценкам специалистов ООО «ТННЦ» сосредоточено от 1 млрд.м3 до 1,5 млрд.м3 газа. На территории Ботуобинской НГО Восточно-Сибирского бассейна восполнение запасов углеводородов планируется за счет освоения новых перспективных объектов в успунской, курсовской и верхнебюкской свитах верхнего венда.
Использование стохастической сейсмической инверсии при прогнозе литологии в интервале бажено-абалакского комплекса на Красноленинском своде
Проблема нефтегазоносности баженовской и абалакской свит в пределах Красноленинского свода является одной из самых острых проблем, связанных с трудноизвлекаемыми запасами Западной Сибири. С одной стороны, во многих скважинах из этих отложений получены высокодебитные притоки нефти, с другой стороны, коэффициент успеха поискового бурения на баженовско-абалакский интервал разреза пока еще весьма низок. Причина этого – существенная неопределенность литологического состава рассматриваемых свит.
В настоящее время одним из основных методов понижения неопределенности литологического строения нефтегазоносных резервуаров является стохастическая инверсия данных сейсморазведки. Она представляет собой геологическое моделирование, согласованное со скважинными и сейсмическими данными:
-
Полученная модель имеет геологические ограничения, задаваемые функциями плотности вероятности распределения литотипов в поле упругих параметров;
-
Согласование с сейсмическим данным обеспечивается посредством итерационной процедуры, включающей расчёт синтетического волнового поля по модели и сопоставления его с наблюдённым.
В результате стохастической инверсии получают множество равновероятных реализаций кубов упругих свойств, литологии и ФЕС, по вертикальной разрешенности сопоставимых с масштабом ГИС. Наличие нескольких реализаций позволяет оценить степень неоднозначности полученных прогнозов.
Представленные результаты стохастической сейсмической инверсии является частью большого проекта по прогнозу нефтегазоносности бажено-абалакского комплекса (БАК) на Красноленинском своде, в котором задействованы специалисты ТННЦ различных направлений. Была проведена значительная работа по исследованию керна, а также по петрофизическому и петроупругому моделированию, исследованию трещиноватости, созданию концептуальной модели, обработке и интерпретации сейсмических данных, которая стала фундаментом для выполнения стохастического сейсмического моделирования и в дальнейшем послужила основой для построения геологической 3D модели.
Одним из ключевых вопросов интерпретации результатов стохастической инверсии является выбор реализаций, наиболее адекватных изучаемому объекту. Критерием отбора в нашем случае послужило стандартное отклонение ошибки прогноза мощности коллектора в «слепых» скважинах (скважинах, равномерно расположенных по площади и не использованных при расчёте инверсии ввиду неполной записи каротажа) по каждой реализации. Минимальная погрешность отмечена в 8 реализациях.
Рисунок 1. Выбор наиболее вероятных реализаций по «слепым» скважинам
Также выполнена оценка прогнозируемого объёма коллектора по всем реализациям. Разница между минимальным и максимальным вариантом очень мала – следовательно, полученные реализации стабильны. По гистограмме распределения мощности коллектора выбраны реализации, соответствующие средним значениям (рис. 2). Из них выделены три, удовлетворяющие обоим критериям отбора (по «слепым» скважинам и по объёму коллектора).
На основе результатов стохастической сейсмической инверсии удалось выполнить прогноз литологических свойств объекта, а также выделить продуктивные и перспективные зоны в интервале БАК и оценить степень неопределенности прогнозов. Отметим, что прогноз свойств (мощность литотипа коллектор, плотность трещин, мощность карбонатов, хрупкость, содержание органического углерода) по результатам выполненной ранее детерминистической инверсии, вертикальная разрешенность которой сопоставима с сейсмической, оказался недостаточным для построения геологической 3D модели, поскольку характеризовался неудовлетворительными коэффициентами корреляции со скважинными данными. Стохастическая инверсия напротив позволила добиться устойчивых корреляционных связей со скважинными параметрами.
Рисунок 2. Выбор наиболее вероятных реализаций по объёму коллектора
Построенная на основе данных стохастической инверсии трехмерная цифровая геологическая модель баженовской и абалакской свит в районе исследования стала основой для разработки дальнейшей стратегии геологоразведочных работ.
Потенциал прироста ресурсов газа надсеноманского комплекса Западной Сибири
По современным представлениям верхнемеловая толща выше сеномана - толща, сложенная чередованием покрышек и коллекторов (рис. 1).
Наличие регионально распространенных тонкоотмученных глин, обладающих контрастными акустическими свойствами, позволяет уверенно выделить в меловых надсеноманских отложениях четыре сейсмостратиграфических комплекса (ССК). Эти же глины выступают в качестве региональных покрышек (рис. 2).
В состав самого нижнего сейсмокомплекса ОГ Г - С4 туронского возраста входит единый песчано – алевролитовый резервуар газсалинской пачки и ипатовской свиты. Покрышка – мярояхинская пачка
Выше по разрезу выделяется сейсмокомплекс ОГ С4-С3 (коньяк-сантонский ярус), включающий нижнеберезовскую подсвиту и ее стратиграфические аналоги: нижнечасельскую подсвиту и нижнюю часть славгородской свиты. Особенностью резервуара является неирадиционный тип коллектора – опоки и опоковидные глины. Покрышка – нижняя часть верхнеберезовской подсвиты.
Следующий сейсмокомплекс ОГ С3-С2 (кампанский ярус) представлен в разрезе отложениями верхнеберезовской подсвиты и ее аналогов: верхнечасельской подсвиты и верхней частью славгородской свиты. Перспективы газоносности комплекса связаны с появлением коллекторов в средней части подсвиты (пласт ВБ1) при опесчанивании пород в северо-восточном направлении. Покрышка – верхняя часть верхнеберезовской подсвиты.
Сейсмокомплекс ОГ С2-С1 (маастрихт) приурочен к ганькинскому горизонту. В центральной части он представлен известковистыми глинами ганькинской свиты. Появление коллекторов связано с ростом мощности отложений в северо-восточном направлении и замещением глин алевролитами, начиная с кровли. Покрышкой служат глины нижней части талицкой (тибейсалинской) свит.
По каждому ССК выполнены структурные построения, закартированы линии глинизации коллекторов и линии опесчанивания региональных покрышек.
Рисунок 3. Сейсмический разрез верхнемеловых отложений в северной части Западно-Сибирского бассейна
Рисунок 2. Строение верхнемеловых отложений на примере скважины Ярояхинская-10
(серым – региональные покрышки)
Рисунок 4. Концептуальное строение каждого комплекса верхнемеловых отложений
При районировании перспективности структурных ловушек комплексов были использованы единые критерии (рис. 4):
-
Продуктивность отложений сеномана (зеленый контур)
-
При глубине залегания менее 350 м отложения не оценивались (выклинивание отложений, отсутствие покрышек - желтый контур).
-
Границы распространения коллектора, прекращение прослеживания региональных покрышек;
-
-
Распространение газогидратов (восточнее красной гладкой линии)
Результаты оценки ресурсной базы:
Кузнецовский резервуар.
На государственном балансе запасов полезных ископаемых балансе числятся залежи по 14 месторождениям. Все выявленные залежи расположены в районе с газоносным сеноманом. Начиная от Мессояхского вала и далее на север, отложения благоприятны для существования газовых гидратов Ресурсная база оценивается до 1 трлн.м3 в газовых залежах и до 1,5 трлн. м3 в газогидратных.
Нижнеберезовский резервуар
Современный этап изучения. На госбаланс числятся запасы на Медвежьем и Харампурском месторождениях. Общая оценка ресурсов 5,5-9,5 трлн.м3 при этом до
2 трлн м3
газа в газогидратном состоянии.
Верхнеберезовский резервуар
Незначительная по размерам газовая залежь в пласте ВБ1. открыта на Харампурском месторождении. Приток газа составил 40 тыс. м3/сут.
Ресурсный потенциал комплекса оценивается в 1,3-2,7 трлн куб м, при этом более 95% в зоне стабильности газогидратов.
Ганькинский резервуар
В ганькинской свите, известны газопроявления на Ямсовейской, Верхнереченской, Губкинской и др. площадях. Продуктивные интервалы идентифицируются по электрокаротажу и подтверждены опробованием на Губкинском месторождении.
Ресурсный потенциал ганькинского горизонта оценивается в 1,5-2,5 трлн. м3, при этом более 95% ресурсов в зоне стабильности газогидратов.
Рисунок 5. Структурные карты и ловушки по горизонтам
а - кузнецовский, б - нижнеберезовский,
в – верхнеберезовский, г – ганькинский;
1, 2,3,4 - районы с различными перспективами газоносности.
Новые продуктивные объекты в вендском осадочном комплексе Среднеботуобинского месторождения (Сибирская платформа)
Практика показывает, что на поздней стадии геологоразведочных работ значительные ресурсы углеводородов выявляются в ловушках неантиклинального типа, которые зачастую приурочены к геологическим телам, ранее считавшимся не продуктивными. Обнаружение и картирование таких объектов, отличающихся сложным строением и, как правило, небольшими размерами, весьма затруднено ввиду отсутствия надежных поисковых признаков. Условия палеотектонического и палеогеографического развития территории Сибирской платформы обусловили формирование ловушек УВ различных генетических типов, связанных с зонами стратиграфического и литологического выклинивания продуктивных отложений, с барьерными рифами, с вторичными коллекторами в карбонатных толщах, с гидродинамическими и капиллярными экранами, газогидратными зонами.
Новые продуктивные резервуары
В процессе геологоразведочных работ, проведенных в последние годы на Среднеботуобинском месторождении, был открыт ряд неизвестных ранее нефтегазоносных объектов. Так из базальной пачки успунской свиты, подстилающей преображенский горизонт, был получен фонтанирующий приток газа дебитом 200 тыс. м3/сут. При испытании маркирующей глинисто-карбонатной пачки курсовской свиты, считавшейся ранее непродуктивной, получен приток нефти с пластовой водой дебитом 18,7 м3/сут. Признаки существования ловушек углеводородов отмечаются в верхнебюкской подсвите. Обнаруженные залежи углеводородов по своему строению отличаются от ранее открытых в пределах Непско-Ботуобинской НГО, поэтому необходимо их дальнейшее изучение.
Базальная пачка успунской свиты
Продуктивность пачки впервые была установлена в 2017 году по результатам бурения скважины 115Р, в которой при испытании получен приток газа дебитом более
200 тыс. м3/сут.
Базальная пачка трансгрессивно залегает на размытой поверхности верхнебюкской свиты (предданиловское стратиграфическое несогласие). Пласт приурочен к подошве успунской свиты и представлен на большей части площади глинисто-карбонатными разностями. В западной части месторождения в разрезе ряда скважин отмечаются терригенные, в основном глинистые отложения, вероятно, представляющие собой фацию заполнения врезанной долины. В разрезе скважин 115Р и 94 эрозионный врез заполнен кварцевым песчаником.
По данным А.П. Вилесова интервал базального горизонта в скв.115Р интервал базального горизонта соответствует этапу формирования нижнеуспунского сиквенса. В его подошве залегают отложения врезанной долины – русловые песчаники и глинисто-алевритовые осадки поймы, - накопившиеся на трансгрессивном этапе формирования сиквенса. Врезанная долина образовалась на этапе низкого стояния относительного уровня моря (LST). Терригенные отложения заполнения русла перекрываются карбонатами мелководной сублиторали и литорали стадии высокого стояния относительного уровня моря.
В рамках интерпретации данных сейсморазведки были выполнен AVA анализ в интервале базального горизонта, в результате которого установлено, что на амплитуду отражения от данного горизонта основное влияние оказывает толщина терригенной части вреза. Прогноз пространственного распространения терригенной части выполнен по экспоненциальной зависимости общих толщин базального горизонта от комплексного параметра FluidFactor, учитывающего параметры R0 (интерсепт) и G (градиент), с коэффициентом корреляции 0,75. Далее по полученной зависимости была рассчитана карта общей мощности базального горизонта.
Рисунок 6. Карта общей мощности базального горизонта
В результате выполненного прогноза выделен ряд перспективных ловушек стратиграфического типа, связанных с песчаными отложениями заполнения эрозионных врезов.
Арылахский горизонт
По результатам бурения разведочной скважины 110Р в 2016 г. была обнаружена продуктивность глинисто-карбонатной пачки в верхней части курсовской свиты. При испытании данного интервала с применением глинисто-кислотной обработки получен смешанный приток нефти и пластовой воды дебитом 18,7 м3/сут. Пласт получил название "Арылахский" в честь включающей его одноименной пачки, выделенной П.Н. Колосовым в составе курсовской свиты.
По данным А.П. Вилесова и А.В. Плюснина пласт образован чередованием доломитов, мергелей и аргиллитов. Он является маркирующим и имеет важное значение для корреляции разрезов курсовской свиты в районе исследования. Ранее объект считался не имеющим признаков углеводородов.
Арылахский горизонт залегает ниже регионального стратиграфического несогласия внутри курсовской свиты (предпоздненепско-тирской эрозионной поверхности). Существование данного стратиграфического несогласия обосновано в раболте Лебедева М.В., Моисеева С.А., Фомина А.М. и др. «Стратиграфическая схема терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы».
В период предпоздненепско-тирской эрозии происходил размыв нижненепских отложений, включающих Арылахский горизонт. Интенсивность размыва нарастала в северо-западном направлении, вплоть до полной денудации отдельных стратиграфических уровней.
Рисунок 7. Принципиальный геологический разрез курсовской свиты Среднеботоубинского месторождения
Наличие коллектора в Арылахском горизонте, предположительно, связано с процессами гипергенеза в области выхода пород на эрозионную палеоповерхность. В керне, отобранном из Арылахского горизонта непосредственно под эрозионной палеоповерхностью (скв. 116Р), отмечаются прослои доломита неравномерно кавернозно-пористого, неравномерно нефтенасыщенного по трещинам. Керн, отобранный в зоне не затронутой палеогипергенезом, представлен аргиллитами и плотными доломитами (скв. Крн 1).
По данным динамического анализа были закартированы условные линии начала и полного размыва Арылахского горизонта. На рисунке 8 приведена карта общих толщин, где хорошо видно начало срезания пласта эрозионной поверхностью – в центральной части (фиолетовая линия) и полное выклинивание на северо-западе (желтая линия).
Рисунок 8. Карта общих толщин Арылахского горизонта
Таким образом, область вероятного появления коллектора в Арылахском горизонте может быть оконтурена границами обнажения пласта на эрозионной палеоповерхности (областью размыва). Литолого-стратиграфические ловушки, связанные с Арылахским горизонтом, являются новым направлением поисково-разведочных работ в районе.
Верхнебюкская подсвита
Глинисто-сульфатно-карбонатные породы верхней части бюкской свиты согласно перекрывают нижнюю часть, представленную песчаниками Ботуобинского горизонта. Ранее, отложения верхнебюкской подсвиты в пределах Ботуобинской зоны, считались не продуктивными. Но по данным истории проводки старых разведочных скважин, а также по керновым данным новых скважин отмечаются явные признаки существования в этом интервале неразведанных залежей углеводородов.
Так при бурении разведочный скважины 18 в средней части верхнебюкской подсвиты отмечалось интенсивное поглощение бурового раствора до 60 м3/час и обильные нефтепроявления. По материалам ГИС уверенно выделяется пласт-коллектор с пористостью до 17%. При прохождении описываемого интервала в скв. 86 зафиксировано интенсивное поглощение с газопроявлением, перешедшее в управляемое фонтанирование. Подобные поглощения бурового раствора отмечались также в скважине 5, расположенной в северной части месторождения. По данным керна из скв.116Р в доломитах нижней части подсвиты наблюдаются литогенетические трещины, заполненные битумом.
Перспективы верхнебюкской подсвиты связаны с трещинно-каверновым типом коллектора и локализуются в северной и центральной частях месторождения.
Выводы
Наращивание ресурсной базы углеводородного сырья является одним из ключевых приоритетов Компании. По мере истощения запасов углеводородов, сосредоточенных в основных продуктивных пластах Среднеботуобинского месторождения, восполнение запасов углеводородов возможно за счет подключения новых перспективных объектов.
Залежи углеводородов, аналогичные открытым в успунской, бюкской свитах и Арылахском горизонте также могут быть встречены и на других месторождениях Непско-Ботуобинской НГО. В связи с этим, геологическое строение выявленных объектов требует углубленного изучения.
Keywords: geological exploration, replenishment of the resource base, development of deposits, seismic exploration, oil and gas potential
