Тюменниигипрогаз

Секция 1

Рис. 3. Палеорельеф кровли альба на конец сеномана на одном из месторождений Гыданской НГО. Интерпретация тектонических движений в сеноманское время. Внизу – концептуальная схема образования складок и разломов вдоль сдвигового разлома [3, с. 254]

Палеореконструкции разреза с учетом геомеханических свойств и смещений по разломам позволяют получить выровненные на заданный горизонт разрезы без характерного при обычном выравнивании искажения изображения в приразломных зонах, а также позволяют рассчитать геомеханические параметры, и, соответственно, проницаемость разлома в тот или иной период времени. При наличии информации о времени генерации углеводородов можно получить данные о времени образования залежи, которые в дальнейшем следует использовать при оценке рисков. Информация по времени миграции, аккумуляции и разрушения ловушки по одному из месторождений представлена на схеме палеореконструкции (рис. 4).

30

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Рис. 4. Схема образования залежи на геомеханической палеореконструкции разреза

Уточнение разломной модели позволило обоснованно скорректировать корреляцию горизонтов и пересмотреть строение залежей на нескольких площадях. Полученные результаты следует использовать для дальнейшего геологического и бассейнового моделирования, оценки рисков.

Список литературы:

1.Скоробогатов В. А., Строганов Л. В. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее… Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. С. 77.

2.McClay K. Tectonic regimes and fault systems: structural geology for petroleum exploration. Lecture notes, Vol. 1. Egham: Royal Holloway, 2000.

3.Vyssotski A.V. et al. Evolution of the West Siberian Basin // Marine and Petroleum Geology. 2006. № 23. P. 93–126.

31

Секция 1

Анализ неоднородности пласта пласта БУ161-1 Уренгойской площади Уренгойского месторождения

Лепехина Д. В., Иващенко М. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение является уникальным по запасам углеводорода в газовых и нефтегазоконденсатных залежах сеномана и неокома. Геологический разрез района представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, залегающими на породах промежуточного структурно-формационного яруса и складчатого палеозойского основания.

По результатам палеотектонических реконструкций, выполненных в пределах Уренгойского месторождения, можно сделать вывод о том, что в первой половине валанжина в осевой части Уренгойского вала происходили вертикальные положительные движения или опускались сопряженные восточные участки территории. Наибольший относительный рост произошел на южном куполе. Заметный структурный рост отмечается в северной части центральной приподнятой зоны – на сравнительно плоском участке появляются локальные поднятия амплитудой 20–40 м. К концу валанжина в строении палеоструктурных элементов мало что изменилось, можно отметить консолидацию положительных структур в районе южного купола, что привело к образованию более однородного поднятия.

В пределах пласта БУ161-1 Уренгойского месторождения выделены две газоконденсатные залежи: северная (в районе скв. 711, 727) и южная (в районе скв. 258, 265) (рис. 1).

Была проведена работа по изучению пласта БУ161-1 с точки зрения микронеоднородности (изменчивость фильтрационно-емкост- ных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежей углеводородов) и макронеоднородности (морфология залегания по- род-коллекторов в объеме залежи углеводородов) и выявления закономерностей их изменения по площади.

Неоднородность изучают по проницаемости, нефтенасыщенности и пористости. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяются: вероятност- но-статистический способ, базирующийся на результатах изучения керна; графический способ, использующий данные интерпретации ГИС [1].

32

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Рис. 1. Карта эффективных газонасыщенных толщин

33

Секция 1

Рис. 2. Карта расчлененности пласта БУ161-1

По картам проницаемости, пористости, песчанистости, расчлененности, результатам корреляции, построенным для пласта БУ161-1, были сделаны выводы о его неоднородности.

Максимальное значение коэффициента пористости наблюдается в юго-восточной (0,175) и северной (0,160) частях пласта. Проницаемость изменяется аналогично пористости – максимальные значения отмечаются в северной и юго-западной частях пласта, где проницаемость превышает 30·10-3 мкм2. В центральной области проницаемость низкая – менее 3·10-3 мкм2. В целом коэффициент пористости по пласту изменяется от 0,134 до 0,180, коэффициент проницаемости – от 1,72 до 42,96 мкм2, что свидетельствует о микронеоднородности пласта.

16наиболее выдержан

вюго-восточной, восточной частях и в районе скв. 208, 295 (коэффициент расчлененности – 1). Высокий коэффициент расчлененности (до 21) отмечается в западной части пласта, а именно в районе скв. 202, 559 (рис. 2). В целом по пласту коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 21. Наряду с коэффициентом расчлененности изменяется и значение общей мощности пласта, уменьшающейся

внаправлении с запада на восток вплоть до полного выклинивания.

Тонкослоистое чередование песчаных и глинистых отложений, поПласт БУ 1-1

34

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

всей видимости, обусловлено частыми сменами трансгрессивного и регрессивного циклов осадконакопления.

Наиболее высокие значения песчанистости (0,7 и выше) отмечаются в западной части пласта (в районе скв. 202, 265), наиболее низкие – преимущественно в центральной и северо-восточной частях рассматриваемой площади. В целом коэффициент песчанистости изменяется от 0,07 до 0,9.

Проанализировав неоднородность пласта, можно сделать следующие выводы: ухудшение коллекторских свойств наблюдается в центральной части площади, а более высокие коллекторские свойства – на периферии рассматриваемой площади. В западной части площади фиксируются высокие коэффициенты расчлененности пласта и песчанистости. В восточной части пласта за счет уменьшения общей толщины наблюдается низкая расчлененность пласта, низкая песчанистость.

Информация, полученная в результате анализа неоднородности пласта, может быть полезна при создании модели разработки, выборе оптимальной плотности и положения эксплуатационных добывающих скважин. Результаты анализа также могут быть использованы при выборе методов интенсификации притока УВ из рассматриваемого пласта.

Список литературы:

1.Ермаков В. И., Кирсанов А. Н., Шаля А. А. и др. Методы изучения геологической неоднородности сеноманских продуктивных отложений севера Западной Сибири: обзор. информ. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1980. Вып. 7. С. 48.

35

Секция 1

Фациальное моделирование отложений яронгской свиты с целью выбора участков первоочередного эксплуатационного разбуривания на Тасийском месторождении

Мазуркевич В. В., Санькова Н. В. (ООО «Газпром геологоразведка»)

В работе выполнена диагностика фаций отложений яронгской свиты Тасийского месторождения, которая осуществлялась с использованием диаграмм методов гамма-каротажа (ГК) и потенциалов собственной поляризации (ПС). Указанные методы выбраны на основе сопоставления конфигурации диаграмм геофизических исследований скважин по всем пробуренным скважинам. Первостепенное значение для диагностики фаций рассматриваемых отложений имеет метод ПС, в связи с чем авторами для фациального анализа использовалась методика электрометрических моделей В. С. Муромцева.

Установлено, что формирование пластов группы ХМ происходило в прибрежно-морских условиях, при этом наиболее глубоководные условия существовали на момент формирования пласта ХМ6 на Тасийском месторождении. Затем в результате регрессии образовались отложения дельтового комплекса большой толщины (период осадконакопления ХМ2–ХМ5). В результате последующей трансгрессии в период формирования пластов ХМ0–ХМ11 накопились отложения авандельты.

Анализ карт общих и эффективных толщин пластов ХМ позволяет сделать вывод о том, что сток рек происходил в северо-вос- точном направлении с территории Западно-Тамбейского и Севе- ро-Тамбейского месторождений, где на момент формирования отложений яронгской свиты существовала аллювиальная равнина, и накапливались осадки фаций русловых и пойменных отложений. На территории Тасийского месторождения формировались отложения дельтового комплекса, включающие в себя надводную дельтовую равнину и авандельту.

Наличие различных типов форм осадконакопления, характерных для дельтовых комплексов, в пластах группы ХМ на Тасийском месторождении подтверждается и данными 3D сейсморазведки. На рисунке приведен пример выделения сейсмофаций дельтового комплекса для пласта ХМ11.

Залежи, приуроченные к отложениям яронгской свиты, хорошо разведаны, запасы газа категории С1 превышают 80 %. В связи с

36

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

этим отложения яронгской свиты могут быть рассмотрены в качестве объекта для размещения первоочередных эксплуатационных скважин. Наиболее перспективным в этом отношении является пласт ХМ2, в интервале которого диагностированы фации дельтовых каналов и фации русловых отмелей рек, формирующих дельту. К этим фациям приурочены коллекторы с наилучшими свойствами.

Выводы:

В качестве первоочередного участка эксплуатационного разбуривания на Тасийском месторождении рекомендуются районы скв. 27 и 28 (рисунок), где вскрыты фации дельтовых каналов, в которых ожидаются наибольшие эффективные газонасыщенные толщины.

К оценке эффективных толщин по данным сейсморазведки и бурения: а) признаки дельтовых фаций по данным 3D сейсморазведки в интервале пласта ХМ11 на Тасийском месторождении; б) карта суммарных эффективных толщин пластов ХМ Тамбейской группы месторождений

37

Секция 1

Построение уточненной цифровой трехмерной геологической модели пласта ПК1 Семаковского месторождения

Новоженин М. А., Дорошенко А. А. (ИТЦ ООО «Газпром геологоразведка»)

Вусловиях падающей добычи на месторождениях, составляющих ресурсную базу газовой промышленности России, таких как: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др., приоритетным направлением ОАО «Газпром» для поддержания уровня добычи газа является ввод

вразработку месторождений, расположенных вблизи освоенных территорий с развитой инфраструктурой. К их числу относится Семаковское газовое месторождение, которое находится на территории Ямало-Ненецкого автономного округа и частично на шельфе Тазовской губы в непосредственной близости от Ямбургского месторождения. По запасам газа Семаковское месторождение относится к категории крупных, при этом запасы приурочены к сеноманским отложениям, отличающимся высокими фильтрационно-емкостны- ми свойствами (ФЕС).

Впредставленной работе построена цифровая трехмерная геологическая модель продуктивной сеноманской залежи Семаковского месторождения. Эта модель может быть использована как для адекватной оценки запасов газа, так и создания эффективной системы разработки залежи, учитывающей особенности геологической неоднородности объекта по латерали и по разрезу.

При построении геологической модели пласта ПК1 Семаковского месторождения использован комплекс информации по всем пробуренным в его пределах скважинам. В качестве основы для структурных построений была использована карта по кровле пласта

ПК1, полученная с учетом данных сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) 3D по отражающему горизонту «Г».

Геологическое строение месторождения осложнено системой дизъюнктивных нарушений. Амплитуды разломов в пределах сеноманских отложений по данным сейсморазведки МОГТ 3D достигают 80 м.

Построение кубов параметров в данной модели осуществлялось с использованием стохастических методов – метод индикаторного моделирования (SIS) для литологии, метод последовательного гауссова моделирования (SGS) для пористости и газонасыщенности.

Для анализа неопределенности распределения параметров в

38

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

межскважинном пространстве и оценки влияния этой неопределенности на подсчет запасов газа модели создавались с тремя различными радиусами вариограмм – 3, 5 и 7 км. Для каждого из указанных рангов был построен ансамбль равновероятных моделей литологии, пористости, газонасыщенности, состоящий из 31 реализации модели. Эти реализации базируются на одних и тех же исходных данных и трендах, но различаются характером распределения ФЕС в межскважинном пространстве.

На основе полученных ансамблей трехмерных моделей, а также по результатам имитационного 2D моделирования методом Мон- те-Карло в работе выполнен анализ неопределенности геологической модели. Полученная по результатам этого анализа оценка пределов варьирования запасов газа в дальнейшем может быть использована для оценки геологических рисков при проектировании разработки Семаковского месторождения.

Выводы:

Впервые на основе всей имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации построена трехмерная цифровая геологическая модель сеноманской залежи Семаковского месторождения. Эта модель легла в основу подсчета запасов газа и может быть использована при создании технологического проекта разработки залежи.

Оценки запасов газа сеноманской залежи Семаковского месторождения, полученные на основе различных реализаций стохастических моделей, позволили выявить вероятные пределы варьирования запасов, которые составляют ±5 % от средней оценки.

39