Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров баренцево-карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов
| Вид материала | Автореферат |
- Р. Х. Бахтеев (зао «Казанский Рецэн»), 190.97kb.
- Программа заседаний секции «Комплексные геолого-геофизические исследования недр», 87.35kb.
- Адсорбция белка на природных сорбентах, 52.62kb.
- План урока: 1 Общая характеристика природных источников углеводородов. 2 Природный, 37.1kb.
- План урока: 1 Общая характеристика природных источников углеводородов. 2 Природный, 36.74kb.
- Прогноз крупнЫх месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России, 607.91kb.
- Правовые основы экономики и организации геологоразведочных работ, 1002.58kb.
- Примерная тематика дипломных работ по специальности, 141.59kb.
- Елецкий Н. Д., Корниенко О. В. Мировая экономика, 3133.17kb.
- Рабочая программа повышения квалификации Определение геолого-промысловых параметров, 58.58kb.
комплексной технологии поиска и разведки месторождений
углеводородов на арктическом шельфе
Cложное и чрезвычайно разнообразное строение уже открытых нефтегазовых месторождений на арктическом шельфе РФ, в том числе в Баренцево-Карском регионе, а также экстремальные климатические условия требуют научного обоснования проведения высокотехничных разведочных работ, применения новейших технологий и технических средств, продуманной и эффективной организации труда. Все эти вопросы на протяжение ряда лет решались при непосредственном участии диссертанта.
Специфика ГРР на арктическом шельфе обусловлена следующими факторами:
- продолжением уже открытых на суше месторождений на акваториях, что требует внесения ряда изменений в программу геолого-геофизических исследований, разработанную для сухопутной части продуктивных площадей;
- необходимостью выполнить все работы в кратчайшие сроки, в период очищения от льда акваторий, не превышающего 3-4 месяца в году;
-необходимостью проведения сейсморазведочных работ на мелководье, где сосредоточена значительная часть ресурсов углеводородов;
-высокой стоимостью и технологическими проблемами бурения поисково-разведочных скважин в пределах арктического шельфа, требующего минимизации объемов поисково-разведочного бурения и выдвигающего высокие требования к технологическому обеспечению сейсморазведки и качеству интерпретации сейсмических материалов.
Особые требования предъявляются к технологическому циклу освоения месторождений, а также к качеству и достоверности оценки петрофизических характеристик продуктивных отложений при, как правило, ограниченном отборе керна и его невысокой информативности.
Существенно повысить информационность комплекса ГРР и минимизировать объем исследований может интегрированная база данных геолого-геофизической информации по объектам арктического шельфа (В.В. Сидоров, А.Д. Дзюбло и др. 2007). Работа по формированию банка первичной геолого-геофизической информации по инициативе автора начата в 2005г. на основе программного комплекса GeoView, рассмотренного ниже.
4.1.Методы геофизической разведки
4.1.1.Специфика и результаты проведения сейсморазведочных работ в транзитных зонах арктического шельфа
Ближайшим объектом поисков месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе является транзитное мелководье. Особенности поисковых работ здесь состоят в том, что такие зоны представляют собой непосредственное продолжение прилегающих материковых нефтегазоносных бассейнов. Так, мелководье Печорского моря - подводное продолжение Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Более 50 % ловушек здесь неантиклинального типа, зона развития которых прослеживается на транзитном мелководье. Если поиски литологических, тектонических и стратиграфически экранированных ловушек на суше методами сейсморазведки часто представяют сложную задачу, то в условиях мелководья к этому следует добавить аппаратурно- методические проблемы, а также требование экологически безопасного проведения работ.
В транзитной зоне как правило используются радиометрические системы регистрации сейсмических данных. Приоритет в аппаратурном обеспечении таких систем принадлежит компаниям Geco-Prakla, Input/Output, CGG, Sercel и др. геофизическим фирмам США и Франции.
Первые поисково-разведочные работы в транзитной зоне арктического шельфа были выполнены ОАО «Газпром» с участием диссертанта силами ФГУП «Севморнефтегеофизика» и ОАО «СевМорГео» в 1998 г. в Печорском море на месторождении Варандей – море. Место заложения первой поисковой скважины было установлено детальными сейсмическими исследованиями 1989 - 1994 гг., качество которых обеспечивали лишь структурные построения. Изучение сложнопостроенного карбонатного резервуара в отложениях нижнепермско-каменноугольного возраста требовало сейсмической информации более высокого уровня, наряду с данными бурения поисково-разведочных скважин. С этой целью в конце 1998г. в транзитной зоне (глубина моря менее 10 м) были проведены сейсморазведочные работы методами объемной(3D) и профильной (2D) сейсморазведки с мелководного судна «Искатель» и гидрографического судна «Горизонт». Площадь съемки 3D составила 48,1 км2.. Система наблюдений включала 8 приемных линий длиной 12 км с расстоянием между ними 600 м и четыре линии возбуждения по 6 пневматических источников («пушек») в каждой. Расстояние между линиями возбуждения составляло 120 м с интервалом отстрела 60 м. Телеметрическая система сбора информации «Teleseis» (фирма «Fairfield Industries») располагалась на базовом судне «Горизонт», привязка GPS в дифференциальном режиме.
Результатом комплексных исследований явилось уточнение геологической модели нижнепермского резервуара, прослежено продолжение месторождения в сторону суши, расширены контуры нефтегазоносности к югу и выбрана оптимальная точка заложения очередной разведочной скважины в сводовой части Варандейской структуры.
С целью выяснение характера перехода «суша - море» для сеноманских отложений месторождения Каменномысское – море ООО «Газфлот» в 2001 г. провел морские сейсморазведочные работы 2D в зоне предельного мелководья до изобаты 4 м по старт-стопной технологии. Эти исследования были продолжены в 2002 г. на глубинах менее 4 м с использованием телеметрических буйковых станций и мелководных пневмоисточников. В настоящее время в транзитной зоне месторождения Каменномысское – море ведутся работы 3D, которые завершатся в 2009г.
На Северо-Каменномысском месторождении трехмерной съемкой с применением группового пневмоисточника Bolt 2800LL-X общим объемом 745 куб. дюймов (12,2) ООО «Севморгео плюс» было отработано 600 км2. Шаг точек ОГТ составил 25х25 м. Глубина изучения разреза достигла 5 сек. Обработка сейсмических материалов выполнялась в вычислительном центре ООО «Геофизические системы данных» с использованием рабочих станций SUN и пакета ProMAX 3D. Интерпретация сейсмических и геологических данных выполнена с использованием математического обеспечения компании Landmark.
Пути повышения эффективности сейсморазведочных работ
в Баренцево-Карском регионе
Как известно, с увеличением глубины залегания продуктивных толщ разрешающая способность сейсморазведки прогрессивно снижается вследствие уменьшения пористости коллекторов. В этом случае обычно привлекают метод анализа волнового поля, в частности, метод AVO (Amplitude versus offset), основанный на анизотропии сред с различным флюидонасыщением. Однако в условиях Западной Сибири положительных результатов применения AVO до настоящего времени не получено, что объясняется (А. Грегори) недостаточно высокой (менее 30%) пористостью песчано-глинистых коллекторов. Не удается получить удовлетворительные результаты и с привлечением, при обработке материалов сейсмики 3D, метода миграции до суммирования (PSDM) .
В акватории Обско-Тазовской губ и в пределах Ямальского шельфа, в рамках «Программы геологоразведочных работ ОАО «Газпром» на 2002 – 2008 гг.» была выполнена оценка возможности использования спектрального анализа отраженных волн по сеноманским и более глубоким залежам УВ. Расчет амплитудно-частотного спектра проводился в скользящем переменном окне, по различным временным интервалам, что было необходимо для многократного перекрытия рабочего участка по вертикали и горизонтали.
Газовая залежь Бованенковского месторождения отмечалась понижением частот по сравнению с вмещающими породами на величину около 20 Гц.
Представляет интерес недавно разработанный для изучения зон трещиноватости метод «сейсмолокации бокового обзора» (ВНИИГеосистем).
В последние годы делаются попытки (Н.А. Караев, А.П. Тарков, В.Б. Левант и др.) использовать рассеянную компоненту сейсмологического поля для выделения объемных коллекторских зон, в частности участков трещиноватости в консолидированных породах фундамента.
Исследование сейсмической анизотропии с последующей геологической интерпретацией – одна из важнейших задач современной сейсмологии. Одним из наиболее перспективных в этом отношении методом является многоволновая сейсмика (МСВ) с трехкомпонентным раздельным приемом пакетов продольных, поперечных и объемных волн. По мнению Л.Ю. Бродова (1994) , именно с МВС связанно будущее сейсморазведки при изучении зон тектонических нарушений и трещиноватости. Основой для этого являются исследования поляризации поперечных обменных волн.
Трудности практической реализации метода, особенно в морских условиях, связанны со способом и аппаратурой возбуждения поперечных волн.
4.1.2 Электроразведка
В 2001-2002 г.г. на Каменномысской и Парусной площадях силами «Иркутскгеофизики» по заданию ООО «Газфлот» были проведены работы дифференциально-нормированным методом электроразведки (ДНМЭ) с использованием аппаратуры SGS-E с целью поиска и оконтуривания газовых залежей, выделения геоэлектрических неоднородностей осадочного чехла, исследования зоны распространения мерзлоты под акваторией.
По результатам этих работ на Каменномысской площади были выделены зоны, соответствующие двум расположенным один под другим аномальным объектам с резко повышенными значениями коэффициента поляризуемости и времени релаксации. Именно такие значения характерны для углеводородных залежей.
Комплексное изучение многолетнемерзлых пород (ММП) в акватории Обской губы методом ДНМЭ было выполнено ЗАО «Пангея» на Адерпаютинской площади (Колесов, Вовк, Дзюбло, Кудрявцева, 2008). Необходимость в таких исследованиях диктуется резким увеличением скорости сейсмических импульсов в толще ММП превышающую в 2 - 3 раза скорость в талых породах. Как показывают расчеты, увеличение мощности ММП на 10 м в условиях Обско-Тазовской губ эквивалентно завышению структурной карты по кровле сеномана приблизительно на 5 метров. Установлено, что мощность ММП, помимо расстояния от берега, контролируется тектоническими нарушениями, что связанно, по- видимому, с повышенными тепловыми потоками вдоль тектонически ослабленных зон.
Кроме того, высокие удельные сопротивления и поляризуемость придонных осадков в зонах ММП позволяет картировать газогидратные скопления. Вышеперечисленные свойства ММП были использованы нами для уточнения геологической модели в сеноманских отложении Адерпаютенской площади, являющейся акваториальным продолжением Семаковского газового месторождения.
4.2. Поисковые геохимические исследования
С целью поиска газоконденсатных залежей в южной части Обской губы было проведено геохимическое опробование донного грунта. Всего было отработанно 500 станций. Определение местонахождения станций осуществлялась по спутниковой системе DGPS с использованием приемо-индикатора С-NAV.
Площадь исследований располагалась в южной части Обской губы, от острова Сенные Пугора Обской губы на юге до мыса Поворотный в Тазовской губе на севере. Глубины в пределах площади изменяются от 0,5 до 15 м, преобладающие в диапазоне 2- 4м. Распространены прибрежные бары с глубиной 0,3-0,5 м.
Проведены аналитические исследования донных проб:
- храмотографический анализ на свободный газ (С1- С6, Н2, СО2, N2 +О 2);
- на легкие углеводороды (жидкие С7- С9, включая ароматические);
- на тяжелые углеводороды (С10-С20).
Основной методикой расчетов служили теоретические разработки ВНИИ геосистем, основные положения которых базируются на явлении парагенезиса субвертикальных зонально-кольцевых геофизических, геохимических и биогеохимических полей.
В соответствии с типовой моделью формирования аномальных геохимических полей концентрации над скоплением углеводородов при обработке геохимической информации в пределах Обской губы выделились по стандартной методике кольцевые аномальные зоны I порядка, включающие наиболее информативные геохимические компоненты: метан (СН4), этан (С2Н6) , сумма С10-С20.
Результаты полевых и лабораторных (аналитических) геохимических работ и анализ полученных данных позволил выделить ряд кольцевых аномальных зон по наиболее информативным геохимическим компонентам. Эти зоны, по-видимому, приурочены к продуктивным горизонтам осадочного чехла и контролируется структурно-тектоническими элементами Обской губы. Выделение аномалий геохимических полей концентраций, вероятно, связаны с газоконденсатными залежами в более глубоких горизонтах осадочного чехла или располагаются вблизи тектонических нарушений, в свою очередь являющимися проводником газовых компонент С10 – С20 и суммы ТУ (капельно-жидких фракций углеводородов.)
4.3. Поисково-разведочное бурение
Глубокое бурение на приямальском шельфе начато в акватории Обской губы в 2000г. (ООО «Газфлот»), в результате которого открыты месторождения Каменномысское- море, Северо-Каменномысское, Обское и Чугорьяхинское. С 2002г. для бурения глубоких скважин впервые была использована мелкосидящая СПБУ «Амазон». Для обеспечения высокой скорости бурения, что чрезвычайно важно в условиях короткого летнего периода, экологической и промышленной безопасности, при бурении применялись следующие передовые технологи:
- ГП-ИБР, обеспечивающие стабильность и расход химреагентов;
- эффективный породоразрушающий инструмент;
- КОС, бурголовки , фибергласовые внутренние трубы;
- оптимальные КНБК, включающие СУБТ, амортизаторы, буровые трубы «Хеви-вейт», утолщенные буровые трубы (предотвращение вибрации и знакопеременных нагрузок на бурильный инструмент и буровое оборудование);
-гидроизлучатели (кольматация стенок скважины и релаксация напряжений);
- гидравлические наддолотные расширители для предотвращения затяжек при подъеме бурильного инструмента после скоростного бурения в глинистых породах.
В результате совершенствования техники и технологии бурения удалось повысить механическую, рейсовую и коммерческую скорость бурения скважин. Широкое использование получили новые типы бурголовок и керноотборного снаряда с привязкой и адаптацией к арктическим условиям, которые позволили ускорить работы по отбору керна и довести его вынос практически до 100%. На некоторых скважинах объем бурения долотами РДС составил около 70%.
При подготовке к бурению поисковых скважин учитывалось, что сеноманский горизонт сложен рыхлыми песками, отбор керна в этих отложениях – очень сложная задача. Чтобы исключить потерю керна во время подъема бурильной колонны, применялись системы полного перекрытия внутренней керноприемной трубы СППВТ (Full Closure System – FCS). В результате впервые в сеноманских отложениях отобран керн со 100%-ным выносом.
4.4. Геофизические исследования скважин
Исследования проводились в основном аппаратурой компании Halliburton. Применяемый комплекс включал регистрацию кривых собственной поляризации (SP), удельного электрического сопротивления зондовыми установками бокового (DLL, DFL, MSFL) и индукционного (HRI) каротажа, естественной радиоактивности в интегральном (GK) и спектральном (CSNG) вариантах, вызванной нейтронной активности (DSN), объемной и минеральной плотности (SDC) скоростных и энергетических характеристик (BCS). Состояние ствола скважины, углы и азимуты пересечения слоев разреза контролировали профиле- и наклонометрией (SED).
Материалы ГИС соответствуют современным методическим и метрологическим требованиям и позволяют уверено проводить литологическое расчленение разреза, выделять коллекторы и оценивать их насыщенность.
Анализ эффективности комплекса ГИС
Геофизические исследования скважин на шельфе Баренцево-Карского региона имеют целью уточнение геологической модели залежей УВ, оценку подсчетных параметров продуктивных горизонтов и повышение категорийности запасов нефти, газа и газоконденсата.
Эффективность модели ГИС в поисково-разведочных скважинах определяется, как известно, оптимальностью применяемого комплекса, претерпевшего существенные изменения за период с 1998 года по сегодняшний день, прежде всего за счет привлечения современных методов и аппаратуры. Оптимально подобранный с участием диссертанта комплекс включает разноглубинные электрические, электромагнитные, ядерные и др. виды исследования, в том числе методы определения пористости и вещественного состава. Скважинные геофизические исследования проводились преимущественно аппаратурой компании Halliburton, в скважине №7 Штокмановского месторождения использована аппаратура компании Schlumberger, в скважине №5 Каменномысское-море месторождения исследования выполнены аппаратурой ООО «Тверьгеофизика».
Регистрация показаний основного комплекса ГИС проводилась сборками приборов, что позволило достичь согласованности различных методов по глубине.
В целом выполненный комплекс исследований и технология его проведения обеспечивают уверенное литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов, оценку их насыщенности и определение петрофизических параметров (эффективных нефтегазонасыщенных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщенности).
При бурении скважины №7 Штокмановского месторождения проводились геофизические исследования в процессе бурения (LWD). Комплекс ГИС осуществлялся аппаратурой «INTEQ» фирмы Baker Hughes. Выполнялся комплекс методов, включающий двойной боковой каротаж (ДБК) на основе использования источников высокочастотного и низкочастотного сигналов (Multiple Propagation Resistivity – MPRтм), гамма-каротаж (ГК), нейтронный каротаж (ННК), гамма-гамма каротаж (ГГКп), запись диаметра скважины акустическим каверномером (CALCX), инклинометрию. Наличие таких материалов позволило осуществлять оперативную (во время бурения) корреляцию разреза и корректировку интервалов отбора керна в юрских отложениях.
Достоверность результатов ГИС подтверждена испытаниями в подавляющем большинстве скважин из интервалов, оцененных по ГИС как продуктивные и рекомендованных к испытанию, получены притоки углеводородов. Некоторое снижение эффективности ГИС отмечается в интервалах залегания нижнемеловых отложений месторождений акватории Обской губы, что связано с недоизученностью разреза (отсутствие достоверных данных о минерализации пластовой воды в пластах ТП и недостаточная охарактеризованность керном пластов БЯ).
4.5. Особенности испытаний морских скважин
Специфика испытаний морских скважин связана с необходимостью выполнения работ в крайне сжатые сроки при соблюдении современных технологий и экологических требований. Процесс испытаний является составной и чрезвычайно важной частью всего технологического комплекса освоения морских скважин.
При проведении геологоразведочных работ на рассматриваемых акваториях в период с 1998 по 2008 г.г. при непосредственном участии и руководстве диссертанта была разработана и внедрена схема инструментального обеспечения испытаний, заканчивания и вторичного вскрытия продуктивных объектов в скважинах морского бурения. При испытании пластов было принято решение использовать полнопроходный пластоиспытатель DST(Drill Steam Test Tools), спускаемый в зависимости от решаемых технологических задач на бурильных или на насосно- компрессорных трубах (НКТ).
Современная технология проведения испытания морских скважин требует, чтобы все операции (вскрытие, освоение и испытание продуктивного объекта в комплексе с методами интенсификации притока) проводились за один спуск инструмента. При этом вторичное вскрытие (перфорация) осуществляется при одновременном создании депрессии на пласт. Указанные особенности позволяют повысить эффективность проводимых работ за счет сокращения числа спусков пластоиспытателя, повышения уровня информативности и обеспечения контроля за процессом испытания скважины, что значительно ускоряет процесс оценки отдельных параметров пластов и запасов углеводородов месторождения в целом.
Совместно с пластоиспытательным оборудованием фирмы «Halliburton» ООО “Газфлот” успешно применял трубные перфораторы ПМТ- 89 и ПКТ - 105 с повышенной пробивной способностью, разработанные и выпускаемые ОАО “ВНИПИвзрывгеофизика”.
По результатам геологоразведочных работ, проведенных в 2000 – 2007 годах на акваториях Обской и Тазовской губ, а также ранее в Печорском море, можно сделать следующие выводы:
- применение новой техники и технологии вторичного вскрытия продуктивных объектов, освоения и испытания морских разведочных скважин в комплексе со всем видами ГГР позволило получить промышленные притоки газа и открыть новые крупные месторождения углеводородов на арктическом шельфе РФ.
- разработанная и внедренная отечественная прострелочно – взрывная аппаратура с зарядами повышенной пробивной способности дает значительное повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов и не уступает по своим характеристикам лучшим зарубежным аналогам.
4.6. Новые технологии некоторых петрофизических исследований неконсолидированных пород
Основную трудность керновых исследований в изучаемом регионе представляет отбор и сохранение свойств керна из неконсолидированных отложений сеномана. При разработке программы петрофизических исследований в продуктивных интервалах сеномана была привлечена методика керноотбора фирмы «Security DBS» снарядами фирмы «Security DBS» с одноразовыми керноприемными трубами, что позволяет провести спектральный и плотностной гамма-каротаж по всем колонкам отобранного керна, оценить его параметры и надежность, привязать к разрезу.
Отобранный керн всесторонне изучали в лаборатории современными методами. Впервые реализована передовая низкотемпературная технология исследования неконсолидированного керна (В.Г. Топорков и др.) включающая:
- «жесткую» привязку колонки керна к разрезу на основе сопоставления кривой гамма-каротажа с кривой гамма-активности, полученной путем «каротажа» по колонке керна;
- цветное фотографирование при дневном и ультрафиолетовым освещении отшлифованной поверхности вдоль разрезанной колонки керна;
- растровую электронную микроскопию и рентгеноструктурный анализ;
- определение проницаемости по всей колонке керна;
- ЯМР исследования в сильном искусственном магнитном поле;
- полный комплекс петрофизических исследований на стандартных замороженных в жидком азоте образцах (цилиндрах).
Применение низкотемпературной технологии при работе с рыхлым керном дало возможность впервые для сеноманских отложений получить достоверные характеристики по ФЕС пластов и вмещающих пород, проследить все фазы формирования коллекторов вскрытого разреза сеномана для построения адекватных геологических моделей открытых залежей углеводородов. Для определения характера насыщения разреза, распределения углеводородов в породе, оценки трещиноватости в карбонатных коллекторах, процессов преобразования пород продуктивной толщи на стадии катагенеза использовались цветные цифровые изображения в белом и ультрафиолетовом цвете. Компьютерная обработка изображений позволила получить количественную характеристику емкости каверн и трещин, дать оценку доли водонасыщенных пород в общем объеме продуктивного коллектора и ряд других характеристик.
Использование метода ядерно-магнитного резонанса в сильном магнитном поле позволило существенно расширить круг решаемых задач, получаемых на керновом материале, особенно при определении эффективной пористости и остаточной водонасыщенности коллекторов продуктивной толщи.
4.6.1. Оценка фильтрационно-емкостных свойств неконсолидированных пород сеномана методом ЯМР
Высокая пористость в сочетании с высокой остаточной газонасыщенносью в прискважинной зоне в разрезе сеномана оказывают крайне негативное влияние практически на все методы каротажа, снижая их достоверность. Это влечет за собой ошибки в оценке продуктивных интервалов, часто всю толщу в таком разрезе относят к продуктивной.
Пористость вмещающих пород и продуктивных сеноманских пластов практически одинаковая и лежит в пределах 25 – 45%. Проницаемость вмещающих пород по газу на сухих образцах от 0,1 мД – 1Д; продуктивных разностей 0,10 – 1Д.
Для решения проблемы оценки параметров продуктивных интервалов в рассматриваемом разрезе нами проведены исследования керна на ЯМР-релаксометре, позволяющие уточнить понятие «вмещающая порода – коллектор » для сеноманских отложений.
В результате проведенных исследований установлено, что использование данных проницаемости по газу, получаемых на сухих образцах керна, не характеризует истинную проницаемость породы в пласте. Сухие образцы из пластов алевритов с пористостью до 35%, содержащие набухающие глинистые минералы в цементе, имеют проницаемость по газу до 1Д. На этих образцах были получены кривые «капиллярное давление - насыщенность» в термобарических условиях. Остаточная водонасыщенность составляла величину от 75 до 90%. Как показали исследования методом ЯМР в пластах, где минералы глин представлены преимущественно монтмориллонитом, эффективная пористость практически нулевая.
Использованная нами методика расчета проницаемости по данным ядерно-магнитных исследований рассмотрена в разделе 3.4.5. диссертации. Отметим, что из всех известных методов ГИС только метод ЯМР позволяет непосредственную оценку проницаемости по данным скважинных измерений.
4.6.2.Измерение удельной поверхности (S0) методом
низкотемпературной адсорбции азота
Эти исследования имели целью установить влияние дисперсности полимиктовых коллекторов Западной Сибири, в том числе продуктивных отложений неокома Баренцево-Карского региона на фильтрационно–емкостные свойства.
К числу наиболее значимых для практики результатов можно отнести возможность в ряде случаев заменить длительные и дорогостоящие методы изучения дисперсности (глинистости) продуктивных отложений, в первую очередь рентгеноструктурный анализ, экспрессным методом низкотемпературной адсорбции инертного газа. Как показали исследования, выполненные автором на материале полимиктовых коллекторов изучаемого региона, изменение величины S0 могут служить диагностическим признаком стадийности преобразования (вторичных изменений) этих пород и степени усложнения их структуры, что в свою очередь оказывает решающее влияние на фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных горизонтов.
4.6.3. Ртутная порометрия
Морфология пустотного пространства карбонатных коллекторов пермо-карбона скв.1 Северо-Долгинская изучалась нами с помощью ртутной порометрии.
Изучение пустотного пространства горных пород этим методом позволяет за один анализ получить более 12 характеристик образцов.
Анализ результатов показал, что пористость исследованных образцов составляет от 1,94 % до 11,57%, из которой неэффективная ее часть для углеводородов изменяется от 0,05% до 1,28%. Интересно отметить, что в некоторых образцах с гл. 2990,24 м и гл. 2990,97 м установлено присутствие закрытой пористости с диаметром пор dпор<0,0169 мкм и dпор<0,01 мкм соответственно, поскольку в течении 8 часов не удалось достичь равновесия давления при 1200 атм. и 1219 атм. Закрытые поры работали как амортизаторы. По условиям работы прибора равновесное давление на каждой выбранной точке устанавливается в течении 10-30 сек.
4.7. Разработка интегрированной базы геолого-геофизичесской информации по объектам арктического шельфа
Освоение арктического шельфа, увеличение объемов и расширение спектра поисково-разведочных работ приводит к ежедневному увеличению на сотни гигабайт геофизической, промысловой, технической, геоэкологической и экономической информации. При этом не безразлично как организовано хранение накопленного материала, как организован доступ к нему специалистов компании, какова система надежности хранения и защиты информации.
В 2005 г. по инициативе и под руководством диссертанта ООО «Газфлот» начало работу по формированию банка первичной геолого-геофизической информации (БД). В основу БД был положен программный комплекс GeoView, базирующийся на принципах архивного характера банка данных и его независимости от программ обработки и интерпретации. Модель хранения данных основана на международных стандартах по хранению геолого-геофизической и промысловой информации POSC Epicentre v.2.2 и адаптирована к российской геологической школе.
Реализованная БД содержит общие сведения о скважине, конструкции и инклинометрии ствола скважины. В ней определены идентификаторы скважины, привязка по координатам к геологическому объекту, даты начала и конца бурения, проектная и фактическая глубина, геологический возраст забоя, состояние скважины и др.
Информация о стратиграфическом расчленении разреза и отметок залегания пласта (блок БД) разделена на подразделы: литостратиграфическую, хроностратиграфическую и биостратиграфическую классификационные системы. «Хроностратиграфическими единицами» служат обычные иерархические единицы, принятые в геологии – от энотемы и эротемы до ярусов и подъярусов. Биостратиграфическая классификация включает биостратиграфическую зону (интервал) скопления ископаемых органических остатков, характерных для данной стратиграфической единицы, и биостратиграфическую зону фаунистической ассоциации.
Блок информации по хранению результатов лабораторных исследований керна (например, коэффициенты пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, плотность, карбонатность, гранулометрический состав и пр.) позволяет хранить данные в двух форматах: в виде реляционных таблиц согласно физической модели БД или в виде отдельных электронных документов формата Excel, Word или скан-образов с соответствующим набором поисковых параметров.
Геолого-геофизические отчеты, дела скважин или отдельные документы (карты, диаграммы, фотоснимки), хранящиеся в базе данных, представляются в виде набора файлов Word, Excel, ASCII, копий проектов различных программных комплексов, сканированных образов бумажных документов, однако это могут быть и собственно бумажные документы, хранящиеся в геологических фондах. Для хранения документов в БД стандартами POSC используется схема информационного каталога документов, предложенная POSC (E&P Cataloguing Standards v.0.5).
Блок по хранению сейсморазведочной информации предусматривает передачу на хранение основных видов сейсмических данных: общая информация о методике, аппаратуре и программном обеспечении, применявшихся при проведении полевых работ и обработке данных; описание геометрии наблюдений, альтитуды рельефа на пунктах сейсмических наблюдений; данные полевой сейсморазведки 2Д и 3Д, сейсмограммы до суммирования (ОТВ или ОГТ) и после суммирования, статические поправки и скорости суммирования и миграции, вертикальное сейсмическое профилирование и сейсмокаротаж.
Четырехлетний опыт работы с данным комплексом подтвердил эффективность его применения. В настоящее время проводится активная работа по систематизации и вводу имеющейся информации, включая данные по поисково-разведочным скважинам и другим объектам арктического шельфа.
Глава V. Ресурсная база и результаты применения разработанного комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ на основе геологических и петрофизических моделей
- Ресурсы, запасы газа и жидких углеводородов Баренцево-Карского региона
Поисково-разведочными работами на континентальном шельфе России установлено, что недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности. В пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива, причем их основная часть представлена ресурсами свободного газа (порядка 76 трлн. куб. м).
По нефтегазовому потенциалу ведущее место принадлежит недрам арктических морей – Баренцева, Печорского, Карского (см. таблицу 1). По прогнозным оценкам здесь сосредоточены 85 % потенциальных извлекаемых ресурсов газа, нефти, конденсата. В недрах Баренцева и Карского морей основная доля ресурсов УВ представлена газом, в недрах Печорского моря преобладают нефтяные УВ.
Таблица 1 – нефтегазовый потенциал Баренцева, Печорского и Карского морей
| Шельфы морей | Площадь, тыс. км2 | Разведанные запасы, геол./извлек.* млн.т.у.т. | Всего НСР геол./извлек.* млн.т.у.т. | |
| Общая | Перспективная | |||
| Баренцево море | 1142,9 | 735,9 | 4006/4002 | 25735/23366 |
| Печорское море | 132,3 | 132,3 | 1730/621 | 10844/5222 |
| Карское море | 1080,6 | 1080,6 | 2950/2860 | 44680/37218 |
* оценка ресурсов выполнена ООО «ВНИИГАЗ» по состоянию на 1.01. 2001 г.
5.2. Результаты внедрения предложенного комплекса технологий ГРР на российском арктическом шельфе
Рациональный комплекс технологий, предлагаемый автором для поисков и разведки нефтегазовых месторождений на арктическом шельфе, включая мелководные транзитные зоны, представлен на рисунке 3.
Рис. 3
Разработанная схема была реализована при изучении продуктивного карбонатного комплекса мезозоя на нефтяных месторождениях Печорского моря (Долгинское, Медынское-море, Варандей-море), а также терригенных отложений газоконденсатного Штокмановского месторождения (юрский комплекс) и газовых месторождений Обско-Тазовской губы (сеноманские отложения). Ниже дается краткая характеристика этих месторождений.
Баренцево море
Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Баренцева моря, в 560 км от берега. Глубина дна моря 280-380 м. В поисковое бурение площадь введена в 1988 г., в этом же году открыто месторождение. На месторождении пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 3153 м (скв.1). Наиболее древние вскрытые отложения – триасовые.
Продуктивность месторождения связана с терригенными отложениями средней юры. Здесь открыты 4 газоконденсатные залежи в пластах Юо, Ю1 Ю2, Юз. Содержание стабильного конденсата от 5,4 до 14,1 г/м3.
Выявленные залежи – пластовые сводовые. Основные запасы газа сосредоточены в залежах пластов Юо и Ю1. Коллекторами являются мелкозернистые алевритистые песчаники, иногда с прослоями песчаных алевролитов, обладающих высокими фильтрационно-емкостными свойствами.
Месторождение по запасам газа – уникальное.
Месторождение подготовлено к разработке.
Печорское море
Долгинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Печорского моря в 80 – 110 км от берега. Месторождение открыто в 1999 г. Пробурены 3 поисковые скважины. По результатам бурения 2-х скважин на Южно-Долгинском и Северо-Долгинском поднятиях и сейсморазведки 3Д, структуры объединили в единое месторождение. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 3900 м (скв. №1 Южно-Долгинская). Наиболее древние вскрытые отложения – верхнедевонские.
По результатам поисково-разведочных работ в нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложениях выявлена крупная залежь нефти массивного типа. Промышленная продуктивность этих отложений подтверждена опробованием в скважине №1 Южно-Долгинская. В верхнепермских терригенных отложениях по материалам ГИС выделяют 4 залежи нефти пластового типа, которые испытанием не подтвердились.
Месторождение находится в разведке.
Нефтяное месторождение Варандей-море расположено в юго-восточной части Печорского моря. Глубины дна моря от 1-2м вблизи береговой линии до 20м.
Структура подготовлена к поисковому бурению в 1979г. Месторождение открыто в 1995г. Пробурено 2 поисковые скважины. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2556 м (скв. №1). Наиболее древние вскрытые отложения – верхнедевонские.
По материалам ГИС, керну и испытанию скважин в пределах структуры Варандей-море выявлена залежь нефти в отложениях карбонатного комплекса нижней перми – верхнего+среднего карбона. Залежь массивно-пластового типа, контролируется структурно-тектонической ловушкой. Залежь включает три горизонта.
Месторождение находится в разведке.
Нефтяное месторождение Медынское-море расположено в юго-восточной части Печорского моря. Ближайшие месторождения на шельфе Печорского моря – нефтяные Приразломное, Варандей-море. Структура подготовлена к поисковому бурению в 1981г. В 1994г. на ней проводились детализационные работы МОВ ОГТ.
Месторождение Медынское-море открыто в 1997г. бурением поисковой скважины 1. По результатам интерпретации материалов ГИС все коллекторские пласты в карбонатном комплексе нижней перми, среднего и нижнего карбона характеризуются как нефтенасыщенные. Отдельные нефтенасыщенные пласты выделены в отложениях фаменского и верхнефранского ярусов верхнего девона.
По результатам опробования и материалам ГИС на месторождении Медынское-море предполагается наличие четырех самостоятельных залежей нефти:
Карское море
Обская и Тазовская губы
Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 10-15 м. Месторождение открыто в 2000 году. Пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений - 2840 м. Наиболее древние вскрытые отложения – готерив-валанжинские.
В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа. Отложения альба и апта обводнены. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью. Выявленная сеноманская залежь массивного типа. В отложениях готерив-валанжина выявлены три пластовые залежи.
Каменномысское-море газовое месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 4-11 м. Месторождение открыто в 2000 году. Пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений - 2840 м. Наиболее древние вскрытые отложения – готерив-валанжинские.
В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа массивного типа. Отложения альба и апта обводнены. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью.
По величине запасов месторождение относится к крупным.
Сеноманская залежь газа завершена разведкой.
Перспективы прироста запасов газа месторождения Каменномысское-море связываются с нижележащими неизученными бурением перспективными комплексами нижней-средней юры. Для их изучения потребуется бурение поисковых скважин глубиной 3000-3500 м.
Обское месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, в 15 км от берега, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 4-8 м. Месторождение открыто в 2003 году. Пробурена 1 скважина. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2230 м. Наиболее древние вскрытые отложения – аптские.
Перспективы прироста запасов газа Обского месторождения связываются с нижележащими неизученными бурением перспективными комплексами готерива-валанжина и нижней-средней юры. Для их изучения потребуется бурение поисковых скважин глубиной 3000-3500 м.
Чугорьяхинское месторождение. Месторождение расположено в акватории Тазовской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 8-10 м. Месторождение открыто в 2002 году. Пробурено 3 поисковые скважины. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2565 м. Наиболее древние вскрытые отложения – барремские.
В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа массивного типа. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью.