Geum.ru

Прогнозирование нефтегазовых залежей на основе физико-геологических моделей в сейсмогеологических условиях юга Сибирской платформы

Вид материалаДиссертация

Содержание


1. Геологическое строение и нефтегазоносность
Ангаро-Ленская нефтегазоносная область
2. Прогнозирование нефтегазовых залежей
Подобный материал:
1   2   3   4

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ


ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ


В первой главе рассматриваются особенности геологического строения осадочного чехла Сибирской платформы, дается характеристика резервуаров нефти и газа и оценка возможностей геофизических методов в решении задачи прогноза и поисков нефтегазовых залежей.

Геологические особенности условий образования и сохранности залежей нефти и газа на Сибирской платформе выражаются в следующем:

1. Осадочные бассейны нефтегазовых областей выполнены многократным переслаиванием терригенных, карбонатных, солевых и вулканогенных образо-ваний, что предопределило высокую дифференцированность скоростного сейсмического разреза осадочного чехла.

2. Трапповый магматизм, широко проявленный в форме субгоризонтальных силлов, субвертикальных секущих тел (даек и штоков) и вулканических аппаратов (туфовых трубок), произвел деструктивное действие, как в части инициирования процесса засолонения коллекторов, так и перетоков угле-водородных флюидов из нижней в верхние части разреза.

3. Имеет место высокая степень изменчивости коллекторских свойств терригенных и карбонатных отложений не только в региональных структурах, но и в пределах нефтегазовых месторождений.

На юге Сибирской платформы наибольшие перспективы нефтегазо-носности связаны с двумя областями – Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской, входящими в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Непско-Ботуобинская область в структурном отношении соответствует одноименной антеклизе, в центре которой выделяется Непский свод. В пределах области открыты Среднеботуобинское, Верхневилючанское, месторождения в ловушках структурного типа; Марковское и Ярактинское месторождения – в литологических ловушках. К настоящему времени на Непском своде разведаны и готовятся к эксплуатации Верхнечонское, Данилов-ское, Дулисьминское, Ярактинское нефтегазоконденсатные месторождения.

Ангаро-Ленская нефтегазоносная область находится в южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Нефтегазоносными являются терри-генная нижнемотская подсвита венда и карбонатные породы нижнего кембрия. В вендском резервуаре открыты промышленные залежи газа на Братском и Атовском месторождениях. В центральной части Ангаро-Ленской НГО ведется доразведка и готовится к эксплуатации крупнейшее в Сибири по запасам газа Ковыктинское месторождение.

Выявленные на территории Сибирской платформы залежи углеводородов по характеру структурного контроля традиционно группируются в два основных ряда – антиклинальные и неантиклинальные. В пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции наиболее широкое распространение имеют залежи неантиклинального типа, которые в структурном отношении контролируются моноклинальными склонами положительных структур I и II порядков. Типичными примерами являются залежи терригенных горизонтов Марковского, Ярактинского, Аянского, Дулисьминского месторождений, расположенных на юго-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. К этому же классу неантиклинальных ловушек относится залежь Ковыктинского месторождения, расположенная на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени. Определяющим в контроле неантиклинальных залежей является литологический фактор.

На юге Сибирской платформы залежи УВ пространственно локализуются в структурах различного типа: антиклинальных и сводовых поднятиях, моно-клиналях и в зонах литологического выклинивания. Широкий спектр нефте-газовмещающих структур и региональное развитие солевых экранирующих толщ объективно выдвигает в число первостепенных задачу выявления высоко-емких коллекторов. Наиболее эффективным и экономичным методом прогно-зирования емкостных свойств коллекторов является сейсморазведка.

В последние годы основные объемы геолого-геофизических исследо-ваний (сейсморазведка МОГТ, объемная сейсморазведка 3D, многоволновая сейсморазведка, глубокое бурение с комплексом ГИС) сосредоточены главным образом на Верхнечонском и Ковыктинском месторождениях. На этих месторождениях ставится задача создания надежных физико-геологических моделей, на основе которых можно вести их доразведку и эксплуатацию.

На этапе поисково-разведочных работ (1980-1990 г.) комплексирование сейсморазведки и электромагнитных методов (ЗСБ, ДНМЭ), позволило подготовить для глубокого бурения большое количество объектов, получивших название «аномалия типа залежь» (АТЗ). Вместе с тем накопленный опыт поисковых и разведочных работ на месторождениях и АТЗ показал, что главной причиной ошибок в методологии «прямого прогнозирования» и подготовки АТЗ является то, что выделение АТЗ опирается на формальные критерии выделения геофизических аномалий, а не на системный анализ связей различных параметров геофизических полей с реальными залежами.

В 1985-1990 г.г. с переходом на цифровую регистрацию и обработку сейсмических данных сформировалось новое направление, получившее название «прогнозирование геологического разреза» (ПГР). Возросшая разрешенность сейсмических разрезов и детальный анализ энергетических и частотных характеристик отраженных волн, позволили достичь значительного прогресса в прогнозировании коллекторских свойств нефтегазовых залежей.

В последнее десятилетие все большее применение находят новые методы и технологии прогнозирования резервуаров, которые образовали направление под названием «амплитудная инверсия». Это направление объединяет различные методы преобразования сейсмических волновых разрезов в фильтрационно-емкостные свойства среды. Параметрические модели нефте-газовых залежей, созданные путем инверсии, представляют собой объемное распределение (глубинные разрезы, кубы) емкости, пористости, проницаемости и других свойств пород. Однако следует заметить, что нередко количественные оценки емкостных свойств пород, полученные на основе их корреляционных связей с сейсмическими параметрами, вносятся в параметрическую модель без указания доверительных интервалов изменения их значений. Внешне такие детальные модели выглядят очень привлекательно, но при проверке их глубоким бурением оказывается, что прогнозируемые характеристики резервуара очень далеки от реальных и модель является малонадежной.

Успешное решение задачи прогноза может быть найдено на основе системного анализа физической природы сейсмических волн, которые в реальной геологической среде формируются под влиянием множества различных факторов. Такой анализ требует оценки реальных возможностей сейсмического метода исследований в прогнозировании нефтегазовых залежей.


2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ


На юге Сибирской платформы осадочный чехол представляет собой высокоскоростную среду, главной особенностью которой является тонкая слоистость и сильная дифференциация осадочных пород по акустическим жесткостям. Средний перепад скорости на границах солей, карбонатных и терригенных пород составляет 1500м/с. Такая высокая контрастность тонкослоистостого осадочного чехла определяют существование в разрезе многочисленных отражающих границ, расположенных близко друг от друга и порождающих большое число отраженных волн. В Восточной Сибири при средней скорости в осадочном чехле 5000 м/с, разрешающая способность сейсморазведки значительно ниже по сравнению с низкоскоростным разрезом западносибирского региона.

Методология прогноза нефтегазовых залежей базируется на системном подходе и включает два важнейших элемента: системный анализ и модельные построения. Необходимость системного подхода к разработке методов прогнозирования залежей УВ по сейсмическим данным определяется тем, что сейсмические волны являются интегральным отображением реальной геологической среды и на пути своего распространения формируются под влиянием многих физических факторов, обусловленных системными связями между ее геометрическими, геологическими, петрофизическими, физико-механическими, упругими и многими другими характеристиками.

В 1997 году О.К, Кондратьев предложил оценивать возможности сейсмо-разведки в прогнозировании коллекторских свойств пород на основе информа-ционной схемы связи геолого-геофизических параметров среды (рис.1).


Параметры продольных отраженных волн


Времена (to)

Амплитуда

Частота

Преобразование в реальной среде