Сборник - Тезисы конференции Геомодель

Подождите немного. Документ загружается.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Результаты моделирования позволили сделать выводы, необходимые для качественной оценки

нефтегазоносности исследуемого региона, что впоследствии учитывалось при оценке ресурсов. Во-

первых, генерация УВ, в основном, связана с нефтегазоматеринскими толщами палеогенового

возраста, которые практически полностью реализовали свой нефтегазогенерционный потенциал или

находятся на пике генерации. Предполагается наличие залежей в отложениях окобыкайского,

уйнинского, дагинского и

даехуриинско-мачигарского комплексов в периферийных блоках

структуры. В результате проведенного анализа распределения очагов генерации и зон аккумуляции

углеводородов на различные этапы геологического времени в пределах Астрахановской морской

структуры можно предполагать наличие как газовых, так и нефтяных залежей.

Перспективные блоки можно условно разделить на 3 группы: древние конседиментационные,

молодые постседиментационные обособленные и

прилегающие к древним. Закономерность

распределения залежей в этих блоках определялась исходя из представлений об истории

формировании близлежащих месторождений.

По результатам ранее проведенных работ [ДМНГ, 2000], наличие залежей нефти в пределах

Некрасовской структуры определяется её конседиментационным развитием с конца миоцена и

существованием древних зон аккумуляции нефти. Структурные и структурно-тектонические

ловушки в

пределах Узлового и Астрахановского месторождений были сформированы к моменту,

когда основные нефтегазоматеринские породы уже вышли из зоны генерации нефти, и ловушки

могли аккумулировать только газ и газоконденсат.

Подобная закономерность в распределении залежей ожидается и в пределах структуры

Астрахановская-море. В пределах древних конседиментационных поднятий, где нефтематеринские

породы в настоящее время

находятся в зоне газогенерации, прогнозируется соотношение нефть/газ

70/30 (по аналогии с Некрасовским месторождением). Аналогичная картина прогнозируется в

пределах структур, где основные нефтематеринские толщи в настоящее время находятся в зоне

нефтегенерации. В пределах молодых обособленных поднятий, не существовавших на момент

реализации нефтематеринского потенциала основными нефтематеринскими толщами, по аналогии с

Астрахановским и

Узловым месторождениями, прогнозируется обнаружение исключительно

газоконденсатных скоплений. В молодых блоках, расположенных в непосредственной близости от

древних конседиментационных поднятий, прогнозируется соотношение нефть/газ на уровне 30/70.

Соотношение объемов нефти и газа при оценке ресурсов учитывалось через соотношение площадей

нефтяной и газовой части прогнозируемых залежей.

В целом, по результатам расчётов перспективы нефтегазоносности Астрахановской морской

структуры оцениваются несколько ниже, чем предыдущими исследователями, но всё-таки довольно

высоко.

Литература

1. Waseda A., Kajiwara Y., Nishita H. and Iwano H. Oil-source rock correlation in the Tempoku basin of

northern Hokkaido, Jappan // Organic Geochemistry, Vol. 24, No. 3, pp. 351-362, 1996

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ВЕРХНЕДЕВОНСКИХ РИФОГЕННЫХ

ОТЛОЖЕНИЙ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ С

ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЛЕКСНОЙ МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ 3Д ОГТ

П.Г. Пономаренко* (Fugro-Jason), А.А. Алабушин (ЛУКОЙЛ-Коми), В.Д. Порошин

(ПечорНИПИнефть), К.Е. Филиппова (Fugro-Jason), А.А. Коженков (Fugro-Jason)

Введение

Изучение геологического строения залежей нефти и газа в карбонатных коллекторах

всегда

сопряжено с большими трудностями. Это, прежде всего, связано с высокой латеральной и

вертикальной неоднородностью коллекторских свойств карбонатных резервуаров, что обусловлено

как крайне изменчивой фациальной зональностью, так и с процессами развития трещиноватости,

интенсивно влияющих на фильтрационные характеристики карбонатных коллекторов. В связи с

такой высокой степенью неоднородности карбонатных коллекторов их изучение только

использованием скважинных данных малоэффективно. Единственным, эффективным способом

заглянуть в межскважинное пространство является метод сейсмической съемки 3Д ОГТ. В связи с

чем, в последнее десятилетие метод завоевал огромную популярность. Все большая и большая часть

перспективной на нефть и газ территории нашей страны покрывается сетью высокодетальной съемки

3Д ОГТ, а сейсмические

данные, полученные и обработанные несколько лет назад,

переобрабатываются заново, с целью достижения возможности применения современных способов

извлечения из сейсмических данных геологической информации. В результате за время

существования метода сформировался ряд приемов работы с сейсмическими данными,

обеспечивающих максимально эффективное извлечение из волнового поля информации о строении

резервуаров для нефти и газа.

В настоящей работе приведены некоторые из них на примере одного из

месторождений нефти ТПП.

Общие сведения о геологическом строении.

Исследуемый объект расположен в Усинском районе республики Коми. В тектоническом отношении

площадь расположена в южной части Денисовского прогиба Печоро-Колвинского авлакогена

Тимано-Печорской провинции.

Основным целевым объектом на изучаемом месторождении являются

отложения задонского

горизонта фаменского яруса верхнего девона (D3zd). Они сложены рифогенной пачкой карбонатных

пород, среди которых преобладают микробиальные, образованные комбинацией бактерий,

цианобактерий и водорослей, и оолитовые известняки, которые в различной степени

доломитизированы, вплоть до образования вторичных доломитов. Глубина залегания продуктивных

отложений от 3700 до 3900 м. Среднее значение пористости составляет 7%. Дебиты нефти в

пробуренных

скважинах варьируют от 4 до 700 м

/сут.

Отложения девонского продуктивного интервала характеризуются сильной фациальной

изменчивостью коллекторских свойств. На достаточно узком участке, площадью 230 кв. км,

представлены отложения сформировавшиеся в широком спектре обстановок осадконакопления на

карбонатном шельфе, это и обстановки барьерной рифовой системы, внутреннего шельфа с

зарифовыми фациями, фациями внешнего (глубоководного) шельфа, подводящими каналами и

конусами выноса. Многообразие

фациальных обстановок осадконакопления и влияние вторичных

процессов обусловило сильную изменчивость коллекторских свойств по площади и по разрезу.

Основные геологические задачи на изучаемом месторождении: построение объемной модели

распределения коллекторов и характеристика их ФЕС с целью детализации строения залежей верхне

девонского продуктивного интервала (D3zd) и выявления зон улучшенных коллекторских свойств

для оптимизации сети эксплутационного

бурения.

Тектоническое строение площади

На площади исследований огромное влияние имели тектонические процессы. Происходило

несколько этапов активизации тектонических процессов на ранних этапах создавших особые условия

для формирования разнофациальных отложений на площади, на более поздних в продуктивном

интервале сформировалась сложная система разрывных нарушений и трещиноватости.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Основное влияние оказывали процессы сдвиговой тектоники. По кровле ордовикских отложений

отмечается линейно вытянутое амплитудное разрывное нарушение рассекающее площадь в

центральной части. Тектоническое нарушение имеет простирание с юго-запада на северо-восток.

Морфологическая характеристика кровли ордовикских отложений свидетельствует о латеральном

смещении северного и южного блоков друг относительно друга (Рис. 1).

Наиболее эффективным инструментом

для изучения тектонических процессов является

использование кубов когерентности в комплексе с анализом исходного волнового поля. На

вертикальных и горизонтальных срезах амплитуд сейсмического волнового поля и кубов

когерентности четко видно как происходило развитие сдвига. Единая зона сдвига в основании разреза

преобразуется в систему оперяющих разрывных нарушений в верхней части разреза, т.

н. “flower

structures”.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что на территории исследований на большом отрезке

геологической истории существовали тектонические подвижки, имеющие сдвиговую природу.

Сдвиговые процессы захватывают интервал продуктивных отложений. Площадь работ проекцией

сдвигового нарушения разделяется на две части: северную и южную. Область развития сдвига может

выполнять функцию гидродинамического экрана, разделяющего

залежи в северном и южном

тектонических блоках.

Рис. 1. Проявление левостороннего сдвига в структурном плане кровли ордовикских отложений и в

сейсмическом волновом поле.

Создание структурно-тектонического каркаса.

Следующим этапом работы после выделения разрывных нарушений стало создание структурно-

тектонического каркаса. Корреляция отражающих горизонтов уточнялась по кубу акустического

импеданса полученного в результате

детерминистической инверсии. В этом случае коррелируются

уже не акустически контрастные границы, а физически обоснованные геологические границы. Кроме

того, при переходе от сейсмического волнового поля к акустическому импедансу снижается влияние,

т.н. «тюнинг-эффекта», за счет чего разрешающая способность волнового поля увеличивается.

Морфологическая поверхность кровли продуктивного интервала уже несет много информации

многообразии фациальных обстановок осадконакопления на исследуемой площади.

Протягивающаяся через всю территорию с севера на юг относительно узкая положительная

структура с крутым восточным и пологим западным бортами, характеризует проявление задонской

барьерной органогенной постройки, обрывающейся вблизи зоны сдвига, которая разделяет внешний

глубоководный шельф от внутреннего шельфа. Пологая положительная структура в предрифовой

зоне

, на севере площади, морфологически отражает конус выноса, который подтверждается

подводящим палео-каналом, проявившимся на горизонтальном срезе с куба когерентности вблизи

кровли резервуара (рис. 2). Разрезы сейсмического волнового поля и акустического импеданса

иллюстрируют различное основание барьерной органогенной постройки задонского возраста в

Горизонтальный срез с

куба

когерентности на времени

830 мс

Вертикальный срез с куба

когерентности по линии

I-I

З В

Уровень

среза

когерентности

Временной сейсмический

разрез по линии

I-I

З В

Уровень

среза

когерентности

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

северной и южной частях площади. На юге площади задонская органогенная постройка унаследовано

развивается на одиночной органогенной постройке позднефранского возраста. В северной части

площади основанием служит проградационная толща заполнения позднефранского возраста,

облекающая одиночную органогенную постройку на юге (рис. 2).

Таким образом, морфоструктурный анализ сейсмического волнового поля, результатов

детерминистической инверсии и куба когерентности, дали

возможность изучить и выделить

основные геологические объекты на исследуемой площади. Наиболее перспективными объектами, с

точки зрения возможности наличия коллекторов является область развития цепочечной органогенной

постройки, а так же отложения в пределах конуса выноса. Но, для работы с очень изменчивым по

площади и разрезу резервуаром даже в пределах только одной фациальной

зоны выделение

потенциально перспективного объекта мало. Необходимо знать, как ведут себя фильтрационно-

емкостные свойства (ФЕС) пород коллекторов в каждой точке межскважинного пространства.

Рис. 2. Строение продуктивного задонского резервуара на разрезах сейсмического волнового поля и

акустического импеданса, а так же в поле когерентности.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Прогноз коллектороских свойств в межскважинном пространстве

Как известно, карбонатный резервуар характеризуется крайне высокой степенью латеральной и

вертикальной изменчивости ФЕС. Настоящий объект не является исключением. Результаты

интерпретации данных ГИС и работы скважин подтверждают это. Применение классических

алгоритмов, основанных на интерполяции ФЕС в объеме между скважинами для карбонатного

резервуара не применимы.

Для качественного

прогноза распределения коллеткорских свойств пластов в межскважинном

пространстве необходимо объединение высокоразрешенных по вертикали данных ГИС и

непрерывных по латерали сейсмических данных. Такая возможность эффективно реализуется через

алгоритмы геостатистической инверсии. Идея геостатистической инверсии заключается в описании в

виде функций плотности вероятности всех источников информации о резервуаре, с использованием

стохастического алгоритма цепи

Маркова-Монте-Карло. На выходе получаются множественные

реализации объемных моделей свойств (упругих и петрофизических). При этом стоит обратить

внимание на то, что геостатистическая инверсия проходит на стратиграфических сетках, а расчет

кубов упругих (например Vp, Vs и плотность) и петрофизических («литотипы») свойств резервуара

осуществляются одновременно. На выходе геостатистической инверсии получаются множественные

равновероятные высокодетальные объемные

распределения «литотипов», пористости и упругих

свойств среды согласованные с сейсмическим волновым полем. В дальнейшем в процессе

выполнения процедуры ранжирования можно выделить либо некую единую реализацию решения,

либо выполнить вероятностную оценку неопределенности решения, используя вероятностные

квантили прогноза.

В результате на исследуемом объекте получено высоко-разрешенное распределение «литотипов»

коллектор-неколлектор и пористости.

Используя принятый уровень подсчета (УП) получено

распределение коллекторов в нефтенасыщенной части, по которым было скорректировано

эксплуатационное бурение.

На месторождении на момент начала работ на интервал задонских отложений было пробурено 4

скважины после завершения добурено 5 скважин, позволивших подтвердить высокую точность

полученной модели. Подробное описание технологии геостатистической инверсии, а также анализ

подтверждаемости результатов геостатистической

инверсии новыми скважинами приведен в тезисах

конференции Сочи-2011. Проблемы геологии и геофизики нефтегазовых бассейнов и резервуаров [3].

Выводы.

Таким образом, использование кубов когерентности в комплексе с анализом исходного волнового

поля позволяют максимально эффективно изучать тектоническое строение площади.

Акустический импеданс, полученный в результате детерминистической инверсии, дает возможность

повысить точность структурно-тектонической

модели за счет более точного прослеживания

отражающих горизонтов.

Технология геостатистической инверсии реализует возможность максимально обоснованно и точно

выполнить высокодетальный прогноз ФЕС в межскважинном пространстве. Полученную в

результате геостатистической инверсии модель ФЕС можно использовать для задач подсчета запасов

и оценки ресурсов нефти и газа, использовать для создания гидродинамической модели, а также

корректировать

эксплуатационное и разведочное бурение.

Литература

1. Жемчугова В.А., «Природные резервуары в карбонатных формациях Печорского

нефтегазоносного бассейна», М.: МГГУ, 2002, 243с.

2. M.Bacon, R.Simm and T.Redshaw, 2003, 3-D seismic interpretation, Cambridge University Press,

Cambridge

3. Филиппова К.Е. и др. Использование геостатистической инверсии частично-кратных сумм для

построения объемной модели продуктивных рифогенных отложений девона. Материалы 1-й

международной научно-практической конференции для геологов

и геофизиков Сочи-2011.

Проблемы геологии и геофизики нефтегазовых бассейнов и резервуаров. ЕАГО. Сочи: Герс,

2011.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

ПРОГНОЗ ФЕС ПЛАСТА АВ

НА ОСНОВЕ СЕЙСМОФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА НА

ПРИМЕРЕ КЕЧИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Кряквина Т.А.,* Цимбалюк Т.А., Вингалов В.М. (ООО «КогалымНИПИнефть»)

Данная работа направлена на прогнозирование и выделение зон с наилучшими коллекторскими и

фильтрационно-емкостными свойствами на основе анализа условий формирования отложений и

реконструкции фациальных обстановок. Важно не просто спрогнозировать зоны улучшенных

свойств, но и проанализировать в динамике показатели разработки и исходя из этого сделать выводы

о наиболее благоприятных для разработки участках. Как известно, континентальные отложения

(коими являются отложения пласта АВ

) характеризуются резкой изменчивостью,

невыдержанностью проницаемых прослоев и ФЕС по латерали. Это создает определенные сложности

при эксплуатации месторождения. Для решения поставленных задач было привлечено огромное

количество информации: материалы сейсморазведочных работ 3D, результаты промыслово-

геофизических исследований, данные эксплуатации скважин.

При построении модели пласта за исходную информацию, с одной стороны, взяты материалы

Подсчета Запасов

на 01.01.2008г. и Актуализации 2D модели на 01.01.2010г, сделанной на основе

данного подсчета. С другой стороны – данные обработки и интерпретации Суперкуба 3D. Он

представляет собой объединение четырех кубов, выполненных разными организациями в разные

годы, общей площадью 1037 км

: Сшивка кубов проведена на уровне сейсмограмм. В целях

согласования материалов съёмок разных лет выполнена амплитудная и фазо-частотная коррекция

сейсмических данных. Повышена разрешенность сейсмической записи при сохранении её

динамической выразительности, проведена псевдоакустическая инверсия, получены кубы

акустического импеданса и акустических скоростей. Следующим шагом стал атрибутный анализ. С

целью нахождения зависимостей с

геолого-геофизическими параметрами пласта (общая,

эффективная толщина пласта, песчанистость, пористость) проанализированы многочисленные карты

атрибутов, рассчитанные в интервале развития пластов АВ

1-2

, таких как стратиграфические срезы

амплитуда, частота, энергия, фаза, классификация формы записи сейсмического сигнала,

SpecDecomp.

Пласт АВ

залегает в кровле ванденской свиты, распространен повсеместно, отличается высокой

литологической неоднородностью, обусловленной чередованием глинистых и песчано-алевритовых

слоев разной толщины. Накопление коллекторов отдельных ритмов, в зависимости от фациальных

условий, происходило как с хорошо выдержанными глинистыми разделами, так и без них,

результатом чего явилось слияние песчаных ритмов в монолитный пласт. Глинистые

разделы между

пластами АВ

и АВ

незначительные, а в некоторых скважинах пласты-коллекторы объединяются. В

связи с этим на сейсмике отражение непосредственно от пласта АВ

не следится, а рассматриваются

пласты АВ

и АВ

в комплексе. Но, учитывая трансгрессивный генезис пласта АВ

характеризующийся увеличением глинистости вверх по разрезу и однотипным строением,

принимаем, что отложения данного пласта не оказывают принципиального влияния на волновую

картину, которую мы видим на сейсмике в интервале развития пластов АВ

1-2

Для получения принципиальной карты фациального районирования (рис. 1) выполнен комплексный

анализ кривых αПС, карт прогнозных эффективных толщин, карт сейсмофаций и сейсмических

атрибутов. Параметрами для вычислений карты прогнозных эффективных толщин послужили

значения Нэф по скважинам и мультиатрибутный параметр сейсмических данных (рис. 2).

Максимальный вес в получении этого параметра приходится на среднеквадратичные значения

амплитуды, затем почти в равной степени значения мгновенной фазы, энергии, частоты, значения

акустических импедансов, анализировалась классификация сейсмотрасс в интервале развития

пластов АВ

1-2

. Значения песчанистости в точках скважин также имеют хорошую зависимость от

сейсмических атрибутов. Прогнозная карта коэффициента песчанистости аналогична прогнозной

карте Нэф.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

На стратиграфических срезах и картах атрибутов (рис. 3) развития пластов группы АВ хорошо

видны локальные аномалии, связанные с условиями формирования пластов. Наиболее ярко на всех

картах видна речная система, представленная руслами рек меандрирующего, фуркирующего,

Рисунок 1. Принципиальная схема фациального районирования пласта АВ

Рисунок 2. Карта прогнозных эффективных толщин пласта АВ

, наложенная на

цветокодированную карту комплексного сейсмического параметра

в интервале развития пластов АВ

, АВ

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рисунок 3. Срезы Кечимовского суперкуба в интервале развития пластов АВ

1-2

спрямленного типа. На карте комплексного параметра (рис. 2) это самые темные (черные) участки.

Им соответствует увеличение песчанистости и соответственно эффективных толщин по пласту АВ

Палеорусла уверенно картируются и на разрезах амплитуд и акустического импеданса (рис. 4). На

западе территории, очевидно, протекала крупная полноводная река (шириной более 5 км), имеющая

постоянное русло и несущая огромное количество песчанистого и песчано-глинистого материала.

Центральная часть территории представляла собой активную гидродинамическую среду с мелкими

реками меандрирующего типа с множеством боковых

русел и проток, которые брали начало на

возвышенных в палеоплане участках. Таким источником сноса было Ключевое локальное поднятие.

Русловые отложения занимают значительную площадь, особенно в центральной части, это связано с

обновлением речной системы во времени. Условно пласт АВ

можно разделить на два или даже три

цикла. И на разных циклах развития были различные палеообстановки. Это отражается на картах

сейсмических атрибутов, где видно, что реки меняли конфигурацию русел (рис. 2, 3). Песчаные тела

русловых отложений по латерали окружены песчано-алевролитовыми отложениями внешней части

поймы (на карте комплексного параметра серые участки) и

глинисто-алевролитовыми отложениями

внутренней поймы (на карте комплексного параметра белые участки) (рис. 2).

Рисунок 4. Палеосейсмические разрезы по кросслинии 830

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Наилучшими коллекторскими свойствами отличаются русловые отложения, они характеризуются

максимальными значениями пористости и проницаемости. Эффективные толщины в таких зонах

составляют от 8 до 19 м, коэффициент песчанистости больше 0.4, пористость 21-25%, проницаемость

2.5-1000 мД.

Коллекторами небольшой мощности представлены континентальные отложения

береговых валов, песков разливов, стариц

боковых русел внешней поймы. Эффективные толщины

4-8 м., коэффициент песчанистости 0.3-0.4. Худшими коллекторскими свойствами обладают

глинисто-алевролитовые отложения внутренней части речной поймы – это временно заливаемые

участки пойм, пойменные озера и болота. Эффективные толщины для этой зоны не превышают 3-4 м,

коэффициент песчанистости менее 0.3.

Главная цель работы – локализовать зоны повышенной продуктивности, дать рекомендации по

размещению эксплуатационного

бурения максимально рационально, а именно в зонах увеличенных

эффективных толщин. Понятно, что там, где эффективная толщина пласта больше, там больше и

текущие отборы жидкости. Максимальные дебиты получены из русловых отложений. Как показала

практика, после актуализации модели с учетом литологической неоднородности и фациальных

обстановок значительно улучшилось качество прогноза эффективных толщин пласта

АВ

. При

анализе геолого-промысловых характеристик сейсмогеологических зон резервуара АВ

1-2

(рис. 5),

отмечена закономерность, что в зоне, соответствующей отложениям внешней части поймы, более

стабильные показатели добычи, минимальный рост обводненность и более стабильный дебит нефти,

при реализованном режиме разработки. В зоне же максимальных эффективных толщин пласта

начальные дебиты больше, но скважины быстро обводняются и дебиты падают.

Рисунок 5. Геолого-промысловая характеристика сейсмо-геологических зон резервуара АВ

+АВ

(по Г.В. Такканду)

Полученные результаты позволяют сделать вывод об успешности выполнения задачи

сейсмогеологического анализа: уточнена геологическая модель строения пласта АВ

, даны

рекомендации по проведению геолого-технологических мероприятий и размещению

эксплуатационных скважин и вторых стволов.

Литература:

1. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти

и газа. – Л.: Недра, 1984 г.

2. Гордина Р.И. Отчет «Создание цифровой геологической модели и подсчет геологических

запасов нефти и растворенного газа Кечимовского месторождения

». г.Когалым, 2008 г.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ И ЛОВУШКИ СЕВЕРО-

ВОСТОЧНОГО СКЛОНА НЕПСКОГО СВОДА.

Хуснитдинов Р.Р. (ФГУП «СНИИГГиМС»)

Северо-восточный склон Непского склона характеризуется высокими перспективами обнаружения

залежей нефти и газа. Здесь уже открыты газонефтяное Тымпучиканское и нефтегазоконденсатное

Чаяндинское месторождения. Глубоким бурением изучены, помимо месторождений, Западная,

Западно-Ботуобинская, Южно-Джункунская и Бюк-Танарская

площади.

Этаж нефтегазоносности здесь охватывает вендский терригенный и верхневедско-нижнекембрийский

карбонатный нефтегазоносные комплексы, а всего в разрезе осадочного чехла Непско-Ботуобинской

антеклизы выделяется восемнадцать карбонатных и терригенных продуктивных горизонтов.

Для всей территории НБА была разработана схема буквенно-цифровой индексации для

продуктивных горизонтов [5]. Согласно этой схеме индексации выделяются три группы

продуктивных

и возможно продуктивных горизонтов: межсолевые продуктивные и возможно

продуктивные горизонты кембрия – группа А, продуктивные горизонты подсолевого карбонатного

комплекса – группа Б и подсолевого терригенного комплекса – группа В. Для продуктивных

горизонтов группы А цифровая индексация не разработана. Внутри групп Б и В принята цифровая

индексация сверху-вниз.

Перспективы нефтегазоносности северо-восточного склона

Непского свода связаны прежде всего с

отложениями подсолевого комплекса. В подсолевом продуктивном комплексе на рассматриваемой

территории выделяются продуктивные горизонты Б

(осинский) билирской свиты, Б

3-5

(юряхский)

юряхской свиты, Б

(преображенский) успунской свиты, В

(ботуобинский) бюкской свиты, В

(хамакинский, улаханский) паршинской свиты, В

(талахский) талахской свиты.

По результатам сейсморазведочных работ, проводимых на северо-восточном склоне Непского свода,

структурный план территории по поверхности фундамента довольно прост - это пологая

моноклиналь, наклоненная на север, осложненная слабоконтрастными структурными мысами.

Градиент наклона поверхности в среднем 1,6 м/км. Структурные формы по поверхности фундамента

сохраняют основные черты и по более

верхнему уровню – подошве юрегинской свиты нижнего

кембрия.

Практика геологоразведочных работ на смежных с описываемой территориях показывает, что

картируемые сейсморазведкой замкнутые положительные структуры не подтверждаются

последующим бурением. Таким образом, прогноз залежей на основе антиклинальног фактора здесь

малоэффективен. Разрывные нарушения повсеместно распространены на территории Непского свода,

его склонов и хорошо картируются сейсморазведкой.

Что касается смещений по дизъюнктивам, то их

величины по данным бурения и сейсморазведки однозначно не устанавливаются и, в большинстве

случаев, они незначительны. Многие дизъюнктивные нарушения играют флюидоконтролирующую

роль за счет кольматации зон разломов.

Перспективы нефтегазоносности терригенных отложений венда связываются с ловушками

литологического типа с элементами тектонического экранирования, вероятное наличие которых на

рассматриваемой территории определяется трансгрессивной природой отложений проницаемых

горизонтов, наличием зон выклинивания и фациального замещения.

Талахский продуктивный горизонт (В

) выделяется в нижней части непского стратиграфического

горизонта и распространен на большей части территории, за исключением ее северо-западной части,

где происходит выклинивание горизонта. Практически повсеместно, за исключением выявленных

бурением узких грабенообразгных прогибов талахские песчаники залегают на гранитах,

гранитогнейсах фундамента и породах коры его выветривания. В подошве горизонта практически на

Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011

Подождите немного. Документ загружается.