Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011
Подождите немного. Документ загружается.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОДСОЛЕВОЙ ЧАСТИ ОСАДОЧНОГО
ЧЕХЛА ЮЖНОГО СКЛОНА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ.
Попов Д.Д.* (ЗАО Иркутское электроразведочное предприятие)
История тектонического развития южной части Сибирской платформы имеет большое
значение для понимания условий формирования регионально развитых пластов-коллекторов и
вмещающих толщ, их структурно-морфологических, литологических особенностей. Использование
данных палеотектонического анализа повышает эффективность
поисково-разведочных работ на
углеводородное сырье.
Белоусов В.В. [1] полагает, что в условиях морского бассейна, располагающегося в области
устойчивого шельфа, который подвергается только спокойным эпейрогеническим движениям,
толщина осадков является преимущественно функцией темпа и амплитуды тектонических движений.
Именно такие палеоусловия были распространены на Сибирской платформе в венд-кембрийское
время.
По Вассоевичу
Н.Б. [2] на юге Сибирской платформы подсолевую часть осадочного чехла
венда можно выделить в макроцикл третьего порядка, с общей направленностью смены фаций от
терригенно-обломочных до карбонатно-галогенных. В вендских образованиях непской, тирской и
даниловской свит доминируют циклиты прогрессивной направленности [3]. В основаниях циклов
осадконакопления, как правило, присутствует регионально продуктивный пласт-коллектор
,
сложенный песчаным или карбонатным материалом.
На графике (рис. 1) показано распределение толщин интервала М2-Ф от современного
гипсометрического положения его кровли. Интервал включает отложения от кровли тирской (а в
зонах ее отсутствия - непской) свиты до поверхности кристаллического фундамента. Представляет
собой начальный цикл осадконакопления на юге Сибирской платформы в рифей-вендское время
.
Характеризуется в нижней части преимущественно терригенным, в верхней – терригенно-сульфатно-
карбонатным составом. В областях, тяготеющих к Предпатомскому региональному прогибу,
встречены пласты галогенного происхождения, т.н. Торсальские соли (Даниловская, Частинская,
Ичерская, Демьяно-Ичерская, Рассохинская площади). На большей части Ангаро-Ленской ступени, в
Предпатомском прогибе и Присаяно-Енисейской синеклизе осадконакопление началось в
рифейское
время. В венде на данной территории трансгрессия моря привела к затоплению сначала южного
склона Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА), а затем и ее сводовой части. Наименьшие толщины,
как и следовало ожидать, находятся в присводовой части НБА. В этом районе расположено
Верхнечонское месторождение, Вакунайская, Преображенская, Санарская, Юктанская,
Нижненепская и другие площади бурения
. Минимальные толщины интервала говорят о
существовавшей палеоструктуре, которая была расположена западнее Непско-Пеледуйского свода.
Более того, в раннем венде свод занимал бóльшую площадь и был в значительной степени
пенепленизирован. В пользу последнего говорят выдержанные толщины интервала и слабо
меняющийся градиент толщин. Прирост толщины, очевидно, происходит во всех направления от
палеосвода, но, в силу ограниченного количества доступных к изучению скважин и не
кондиционной сети их расположения, наиболее детально был рассмотрен юго-западный склон НБА.
В этом направлении наблюдается закономерное увеличение толщины отложений М2-Ф по мере
погружения поверхности фундамента. Это указывает на заполнение осадочным материалом
рассматриваемой территории при унаследованном прогибании. Такое
строение наблюдается вплоть
до Сосновской площади (скв. 158), как вскрывшей наибольшую толщу осадочных пород интервала
М2-Ф. Эта зависимость характерна для значительного числа скважин (рис. 1, обведены красными
линиями), выявляя региональный тренд. Тем не менее, порядка 65 из 519 скважин расположились на
графике со значительным отклонением от этой зависимости. Это говорит о нарушении процесса
унаследованного прогибания, смене знака тектонических движений после накопления осадков.
Такие условия наблюдаются в трех значительно разнесенных друг от друга областях.
Первая область (рис. 1, тренд 1) расположена в южной части Ангаро-Ленской ступени (АЛС).
Коллизия горно-складчатых сооружений Восточного Саяна на южное обрамление Сибирской
платформы в каледонское время привела к общему подъему этой
территории. Толщина интервала
М2-Ф этого района варьирует от 240 до 480 м, причем, чем больше толщина, тем более высокое
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
гипсометрическое положение занимает эта толща. Такое строение наблюдается в скважинах
Зиминской, Тагнинской, Тыретской, Бильчирской, Осинской площадей. Шелонинская,
Балаганкинская, Шамановская, Карасайская площади, расположенные внутри АЛС, характеризуются
меньшими толщинами рассматриваемого интервала и небольшим подъемом.
Рисунок 1. График зависимости абсолютных отметок подошвы даниловской свиты от
суммарной толщины непской, тирской свит и отложений рифея. 1,2,3 – тренды (описание в
тексте)
Вторая область (рис. 1, тренд 2) простирается в широтном направлении от центральной части
АЛС к Предпатомскому региональному прогибу. Здесь также наблюдаются черты строения,
характерные для территорий, подвергшихся подъему. В направлении с Подволочной через
Правобережую, Знаменскую, Грузновскую, Ковыктинскую к Хандинской площади наблюдается
одновременный рост толщин (240-440 м) и уменьшение абсолютной глубины залегания кровли
интервала
М2-Ф с -2500 м до -2100 м. Таким образом, в южной и восточной частях АЛС наблюдается
тектоническая инверсия, выраженная в общем подъеме данной территории, местами со значительной
амплитудой (Тагнинская площадь на 2,2-2,5 км, Ковыктинская на 1,1 км).
Третья область (рис. 3, тренд 3) находится на северо-восточном склоне Непско-Ботуобинской
антеклизы (НБА). Она охватывает территорию восточнее
р.р. Чона и Вакунайка, в пределах
Чаяндинского месторождения. Современный структурный план этой территории имеет наклон в
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
северо-восточном направлении. Фазовый состав залежи ботуобинского пласта этого месторождения,
подчиняясь структурному фактору, имеет нефтяную оторочку в северо-восточном окончании. Если
же посмотреть на суммарные толщины тирской и непской свит на Чаяндинском месторождении (без
рифейских отложений, выполняющих грабены), то наблюдается устойчивый рост значений от 170 м
до 415 м в юго-восточном направлении
. Таким образом, совместный анализ толщин и современного
структурного плана этих отложений говорит о проявлении разных тектонических режимов на
территории в период седиментации и при последующей истории развития.
Большой географический разрыв между второй и третьей областями обусловлен крайне
некондиционной сетью скважин, сгущение которой наблюдается в пределах месторождений и
практически полное отсутствие
данных бурения на землях сравнительно невысоких перспектив,
каковым является Предпатомский региональный прогиб. По профилю скважин Демьяно-Ичерской –
Рассохинской – Частинской площадей установлено уменьшение абсолютных глубин с запада на
восток на 170 м при увеличении толщины с 235 м до 812 м.
В главной зависимости также наблюдаются локальные отклонения. Особенно заметно это в
местах с высокой
плотностью скважин, как правило, на месторождениях нефти и газа.
Подводя итог, можно сказать, что южная и восточная окраины южной части Сибирской
платформы подверглась обширному подъему, который способствовал переформированию и
образованию залежей, подчиненных новому структурному плану.
Интервал Б-М2 (рис. 2) включает в себя карбонатные и глинисто-карбонатные породы
даниловской свиты. Толщина
составляет 200-622 м. Стоит отметить, что 80% скважин (575 из 713)
вскрыли толщину в диапазоне 200-280 м. Такие выдержанные значения интервала на протяжении
почти 800 км и однотипный характер отложений говорят о чрезвычайно выровненном участке дна
бассейна осадконакопления, равномерном погружении всей территории и отсутствии близких
областей сноса терригенного материала. В юго-западном и северном направлениях от Непско
-
Пеледуйского свода происходит погружение отложений с -700 м до -1900 м, толщины при этом
возрастают незначительно – на 20-40 м. На графике это хорошо иллюстрирует тренд
преобладающей зависимости (рис. 2, обведен красными линиями). Наблюдаются значительные
Рисунок 2. График зависимости абсолютных отметок кровли даниловской свиты от ее
толщины (условные обозначения см. рис 1).
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
приращения по современной глубине залегания и малые изменения толщин. Следовательно, в
палеоплане территория характеризуется очень малым углом наклона, соответствующим склонам
НБА. Оставшиеся 20% скважин с толщинами интервала Б-М2 больше 280 м формируют два четких
тренда.
Один из них (рис. 2, тренд 1) характеризует строение Братской и Литвинцевской зон, где
отмечаются толщины 400-500 м; Седановской и
Ковинской со значениями 550-622 м. Эти зоны
отличаются иным градиентом на графике, чем у главной зависимости. Прирост толщин по глубине
стал более значительным, это говорит о разной степени прогибания этой территории в период
накопления отложений интервала Б-М2. Стоит отметить, что в данном районе толщины интервала
увеличены также за счет наличия
пластовой интрузии траппов в среднем на 30-40 м.
Второй тренд (рис. 2, тренд 2)
соответствует скважинам АЛС. Наклон
тренда изменился на противоположный.
Характерно увеличение толщины с
одновременным подъемом отложений. Такая
ситуация могла произойти, как и в случае с
нижележащими отложениями, в связи с
влиянием на юго-западную окраину
Сибирской платформы горно-складчатых
сооружений Восточного
Саяна. Исходя из
толщин интервала следует, что Осинская и
Парфеновская площади в период
седиментации интервала Б-М2 находились в
одинаковых структурно-тектонических
условиях с Братской площадью. По
современному положению они отличаются по
высоте на 1 км, причем по мере приближения
к Саянам, амплитуда подъема возрастает.
Комплексный анализ толщин
нефтегазоносных комплексов и
современного
структурного плана (рис. 3) позволяет
прогнозировать условия залегания залежей,
их приуроченность к стратиграфическим
комплексам. Так, например, при сокращении
толщин терригенных отложений на
палеосводе до минимальных (10-20 м),
перспективным становится вышележащий
нефтегазоносный комплекс даниловского
резервуара. В самом базальном терригенно-
карбонатном комплексе (непская и тирская
свиты и их аналоги) также наблюдается смена
стратиграфического положения
залежей при
движении вкрест современной структуры.
Ярким примером служит Марковско-Ярактинская зона, в которой по мере выклинивания песчаного
материала парфеновского горизонта, продуктивным становится нижележащий ярактинский горизонт.
Литература
1. Белоусов В.В. Основные вопросы тектоники. М.: ГОНТИ, 1954. 606 с.
2. Вассоевич Н.Б. Уточнение понятий и терминов, связанных с осадочными циклами,
стадийностью
литогенеза и нефтегазообразования // Основные теоретические вопросы
цикличности седиментогенеза. М.: Наука, 1977. С. 34-58
3. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980. 242 с.
Рисунок 3. Цвет - Изопахиты интервала M2-
Ф; изолинии – современный структурный план
подошвы даниловской свиты (преображенский
горизонт).
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Шилов Г.Я. , Захаров А.И.* (ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»)
Опыт освоения многих морских нефтегазовых месторождений показал, что в отличие таковых на
суше, на шельфе всегда присутствует относительно слабая изученность продуктивных интервалов
каротажными и геолого-промысловыми исследованиями, что
в свою очередь затрудняет составление
проектов разработки и обустройства.
Отметим в этом отношении следующие проблемы геологического изучения морских
месторождений:
1)Получение достоверной оценки по геологической неоднородности залежи углеводородов,
даже когда бывает создана цифровая геологическая модель. На практике во многих случаях
учитывается неоднородность залежи по вертикали разреза (когда в полной мере
используется
каротажная информация), но не уделяется внимание геологической неоднородности в
горизонтальном направлении. Здесь имеется ввиду, что разрезы многих морских месторождений
часто сложены полифациальными песчаными телами ( по площади и по разрезу залежи). Например,
шельфовые песчаники могут быть прорезаны отдельными песчаными телами русловых песчаников.
Понять это можно только, если с помощью фациального анализа
установить фациальную
принадлежность вскрытых бурением терригенных отложений. Как известно, оценка фаций
околоскважинного пространства производится по керну и ГИС с помощью генетических каротажных
моделей фаций. Оценка фаций межскважинного пространства осуществляется по данным
сейсморазведки, но с привязкой к каротажным данным и керну. Для учета латеральной геологической
неоднородности площади исследуемого месторождения при получении
геологической модели залежи
требуется построение кубов пористости по ГИС (с учетом керна), где в качестве горизонтального
тренда используют карты средней пористости для различных срезов (горизонтов), но согласованных
с фациальными оценками интервалов разреза. Для разработки залежей в этом случае получают
сведения о глубинах залегания наиболее высокопроницаемых продуктивных коллекторов, куда
могут планироваться бурение
эксплуатационных скважин, в том числе горизонтальных.
2)Получение по результатам интерпретации ГИС и керна сведений по возможным
максимальным дебитам при эксплуатации тех или иных продуктивных горизонтов.
Как правило, ограниченность геолого-промысловой и керновой информации не позволяет
применить количественные методики интерпретации данных ГИС для прогноза дебитов
эксплуатационных объектов морских месторождений. В
этом случае для целей разработки могут
применяться различные классификации коллекторов, по которым можно получить качественные
оценки продуктивности продуктивных пластов. Примером такой классификации может служить
фациально-фильтрационно-емкостная классификация терригенных коллекторов сеномана,
разработанная Шиловым Г.Я. [1].
В основу данной классификации положена поэтапная интерпретация данных каротажа и
результаты фациального анализа. Интерпретационный процесс геолого-геофизических материалов
состоит из предварительного этапа, фациального анализа и анализа комплекса геофизических
признаков.
На предварительном этапе проводится анализ геологических материалов, который
заключается в использовании данных региональной геологии, результатов секвенсной стратиграфии
и формационного анализа для оценки обстановки осадконакопления при формировании исследуемых
коллекторов.
На этапе фациального анализа используются материалы сейсмостратиграфии, оценки
фаций
с помощью генетических каротажных моделей фаций [2] и результаты определения фациальной
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
характеристики пород по керну исследуемого интервала разреза, а также предварительные оценки
классов коллекторов (по А.А. Ханину).
Заключительный этап интерпретации состоит в использовании комплекса геофизических
признаков (качественных и количественных) с целью окончательного определения класса
терригенных коллекторов в изучаемом интервале разреза, а используя классификацию Шилова Г.Я –
установить наиболее вероятный дебит
коллекторов при их разработке. При этом, понятно, что
фациальные отличия выделенных песчаников обуславливают и их различие в ФЕС и потенциальных
дебитах, что требует учета при обосновании технологических решений для эксплуатации залежей
нефти и газа на шельфе.
3)Обоснование эксплуатационных объектов разработки и системы размещения скважин на
морских месторождениях требует более детального
анализа. Как известно, под эксплуатационным
объектом понимают один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют
(объединяют) исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для совместной
разработки одной группой скважин. При этом для выделения многопластовых объектов разработки
используют следующие критерии:
• между различными эксплуатационными объектами должны находиться надежные
гидродинамические экраны;
• между продуктивными пластами внутри эксплуатационного объекта не должно быть
водоносных коллекторов;
• объединяемые для совместной эксплуатации пласты должны иметь близкие контуры
газоносности (нефтеносности). Газовые и газоконденсатные пласты, имеющие единую поверхность
ГВК, могут быть объединены в единый эксплуатационный объект;
• объединяемые пласты должны иметь близкие фильтрационно-емкостные свойства и
термодинамические параметры
.
Таким образом, при выделении эксплуатационных объектов фактически устанавливаются
«резкостные» границы в разрезе многопластового месторождения, т.е. поверхности, при переходе
через которых терпят скачкообразные изменения основные свойства этих объектов. Кроме того, в
песчано-глинистом разрезе эксплуатационные объекты, как правило, должны совпадать по объему с
крупными песчано-алевролитовыми телами определенного генезиса (бары
, песчаные тела древних
русел, пляжей и др.) [1,2].
При этом, одной из главных задач при обосновании эксплуатационного объекта состоит в
таком выборе продуктивных коллекторов, который в дальнейшем сократил бы до минимума
вероятность обводнения газовых скважин. Это же задача относится и к выбору системы размещения
эксплуатационных и нагнетательных скважин.
На наш взгляд
для выполнения такой задачи необходимо использовать, так называемый
фациальный подход [3] к выделению эксплуатационных объектов, учитывая, что наиболее
проницаемые коллектора в исследуемом разрезе являются русловые и пляжевые песчаники, по
которым и происходят, как правило, прорывы нагнетаемой воды, часто катастрофические.
Здесь важно, чтобы стволы горизонтальных скважин оказались в тех интервалах глубин, где
залегают
продуктивные пласты повышенной проницаемости (например, русловые песчаники). Таким
образом, возникает дополнительная задача определения расположения древних речных русел. Как
это реально осуществить в условиях акватории? Очевидно, проводить зигзаг-профильное поисковое
бурение здесь технически трудно и экономически нерентабельно. Единственным способом решить
данную проблему – это проводить седиментолого-фациальное моделирование [3] по данным
сейсморазведки (до
бурения) и по данным ГИС и керна в процессе бурения первых горизонтальных
скважин на кусте.
Конечно, установив местоположение песчано-алевролитовых тел руслового или пляжевого
генезиса, необходимо скорректировать проектные решения по еще не разбуренным горизонтальным
скважинам. И самое главное, нагнетательные скважины целесообразнее не направлять в русловые
песчаники, вследствие вероятности катастрофического обводнения газовых
скважин.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
4)Учет геологической неоднородности пластов, в первую очередь по их проницаемости,
применяют при обосновании глубины спуска насосно-компрессорных труб в горизонтальные газовые
скважины [4].
Как известно, при проектировании конструкции горизонтальных скважин на морских
месторождениях и заканчивании их строительством для обеспечения проектной производительности
и регулирования технологического режима работы таких скважин необходимо решать вопрос
об
оптимальной глубине спуска насосно-компрессорных труб, что в значительной мере определяется
положением и толщиной высоко- и низкопроницаемых пропластков в общей толщине продуктивного
пласта. В геологическом отношении это означает, что продуктивный коллектор часто может быть
представлен следующими фациальными типами пород:
1) Баровыми песчаниками (песчаниками барьерных островов, береговых валов), когда значения
проницаемости пропластков, слагающих продуктивный пласт, уменьшаются с глубиной;
2) Пляжевыми песчаниками, когда значения проницаемости пропластков не изменяются в
зависимости от глубины по толщине продуктивного пласта;
3) Русловыми песчаниками (отложениями дельтовых проток, приливных каналов и др.), когда
значения проницаемости пропластков увеличиваются с глубиной от кровли к подошве
продуктивного пласта.
При этом необходимо
учитывать, что наибольшая депрессия на пласт будет приходиться на участок
расположения башмака НКТ и расположение данного участка в зоне высокопроницаемых
пропластков приводит к наиболее эффективному извлечению углеводородов из них. Результаты
расчета производительности горизонтальной скважины и давлении на устье для трех вышеуказанных
случаев распределения проницаемостей продуктивного пласта приведены на рисунках 1 и 2.
Анализ полученных зависимостей показал следующее.
Так для случая, когда продуктивный пласт представлен баровыми песчаниками наибольший дебит
скважины достигается при спуске лифтовой колонны на глубину не более чем на 100м в
горизонтальный ствол, находящийся ниже кровли продуктивного пласта (рис.1). Данный результат
объясняется возникновением максимальной депрессии у башмака НКТ, установленного в зоне
пропластков с высоко проницаемость. Это приводит к наиболее интенсивной их отработке, что и
отражается в резком увеличении дебита в кровельной части продуктивного пласта. Такая глубина
спуска НКТ здесь оказывается наиболее предпочтительней с точки зрения технической реализации,
так как при нем сводится к минимуму вероятность прихвата лифтовой колонны и металлозатраты. В
то
же время, если рассматривать данный случай с точки зрения максимизации устьевого давления, то
он оказывается наименее выгодным (рис.2).
При освоении продуктивного пласта, представленного пляжевыми песчаниками, наибольший
дебит скважины достигается при спуске лифтовой колонны на глубину 100-300м (рис.1). Однако
принимая во внимание металлозатраты и вероятность прихвата колонны НКТ, оптимальным в
данном
случае представляется глубина спуска башмака НКТ на глубину 200м.
Для русловых песчаников (отложений потокового генезиса) достижение максимальной
производительности горизонтальной скважины осуществляется при спуске НКТ на глубину от 350 до
450м (рис.1). При данной глубине спуска лифтовой колонны формируется такой профиль
распределения давления вдоль стенки скважины, при котором происходит наиболее равномерная
отработка всех продуктивных пропластков. Однако здесь устьевое давление при наибольшей
производительности скважины является наименьшим.
Таким образом, проектирование строительства горизонтальных газовых скважин на шельфе
требует знание распределения проницаемости пород по толщине всего продуктивного пласта. Это
может решаться по данным измерений проницаемостей отложений по керну, когда произведен отбор
керна по всей толщине
продуктивного интервала. На практике такой вариант случается крайне редко.
Кроме того, проницаемость пород определяют по данным ГИС, если есть надежная
петрофизическая основа для определения проницаемости, т. е. обоснованные петрофизические связи
пористость-проницаемость. Хорошие результаты по оценке проницаемости пластов получают при
применении ядерно-магнитного каротажа.
Вполне приемлемые для практики результаты качественной
оценки профиля проницаемости
возможно также получит при проведении седиментолого-фациального моделирования [3] по данным
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ГИС (используя генетические каротажные модели фаций[2]) и керна в процессе бурения первых
скважин на кусте.
Рисунок 1− Зависимость суммарного дебита горизонтальной скважины от глубины спуска
насосно-компрессорных труб
ЛИТЕРАТУРА:
[1]- Шилов Г.Я. К вопросу о создании фациально-фильтрационно-емкостной
классификации терригенных коллекторов сеномана на месторождениях
Западной Сибири. // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих
районов России до 2030 г.: сб. научных трудов. – М.: ГазпромВНИИГАЗ,
2010, с. 175-183.
[2] -
Шилов Г.Я., Джафаров И.С. «Генетические модели осадочных и вулканогенных
пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-
геофизическим данным» - М.: Инф. Центр ВНИИгеосистем, 2001, 394с.
[3] - Керимов В.Ю, Шилов Г.Я., Поляков Е.Е. и др.
Седиментолого-фациальное моделирование при поисках, разведке и
добычи скоплений углеводородов. М.:
ВНИИгеосистем, 2010,288с.
[4]- Захаров А.И., Исхаков Р.Р. «Учет неоднородности пласта при обосновании глубины
спуска насосно-компрессорных труб в горизонтальную газовую скважину».//
Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. –М.:ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2009, №7, с. 34-43.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
СТРУКТУРНЫЕ МОДЕЛИ СКЛАДОК ТУАПСИНСКОГО ПРОГИБА И МЕТОДИКА ИХ
ИНТЕРПРЕТАЦИИ
М.В. Губарев*, В.В. Гайдук, С.Л. Прошляков, А.А.Асеев (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»)
Проблемы неопределенности и противоречивости структурных моделей актуальны для мно-
гих сложнопостроенных геологических объектов. К сожалению, в практике поисково-разведочных
работ на нефть и газ, при
наличии сложнодислоцированных объектов, данному направлению уделя-
ется недостаточно внимания. Это приводит к увеличению структурных рисков при построении геоло-
гических моделей, планировании ГРР и оценке ресурсов. В то же время внедрение структурно-
геологической экспертизы, как части комплексных работ, позволит существенно сократить структур-
ные риски при геологоразведке и разработке нефтегазовых объектов.
В
докладе представлены решения в области структурного анализа и моделирования - как ин-
тегрированного процесса интерпретации данных сейсморазведки на примере складчато-разломных
объектов Туапсинского прогиба (Черное море).
Методика построения структурных моделей в сложных складчато-разломных условиях не-
сколько отличается от методики построения стандартных геологических моделей. Это связано с тем,
что при сильной
изменчивости структуры сложнодислоцированных объектов их лучше визуализиро-
вать с помощью поперечных геологических разрезов, а не карт (рисунок 1). Геологические разрезы
подобных объектов строятся по определенным структурным принципам и подвергаются особой про-
верке - физической и геометрической достоверности (рисунок 2). Поэтому, при структурной интер-
претации сложных складчато-разломных объектов моделируется геометрия и кинематика складок.
Рисунок 1.
Построение цифровой структурной модели на основе геологических разрезов
(Туапсинский прогиб, по данным сейсморазведки 3Д)
На современном этапе исследований Туапсинский прогиб изучен сейсморазведкой 2/3Д. По
доминирующему типу складок здесь преобладают взбросо-складки (складки продвижения надвигов),
в меньшей степени развиты складки срыва и другие тектонотипы.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Сейсмические
данные
Геологическая интерпретация
Построение
геологических
разрезов
Выработка
концептуальной
модели
(кинематика)
Проверка
качества модели
(восстановление,
балансировка)
Сбалансированное
решение
3D моделирование
на основе
сбалансированных
разрезов и
поверхностей
Непротиворечивая
структурная
3 модельD
-
-
структурные карты
геологические
разрезы
Калибровка с
геолого-
геофизическими
данными
нет
да
Данные
каротажа
Данные
керна
Данные
опробования
и история добычи
Расположение,
инклинометрия
2 модельD
3 модельD
Скважинные
данные
Построение
поверхностей
разломов и горизонтов
и их балансировка
(по необходимости)
1, 2, 3...n
1, 2, 3...n
Рисунок 2. Блок- схема построения непротиворечивых структурных 3Д моделей
Складки группируются в узкие линейные антиклинальные зоны северо-западного простира-
ния при средней ширине от 3 до 4 км, амплитуда складок достигает 1,0-1,5 км. Сводовые части от-
дельных складок нередко размыты, что затрудняет их структурную интерпретацию по сейсморазве-
дочным данным. Часто качество материалов позволяет уверенно проследить сейсмические от-
ражающие горизонты, в основном, в
пределах синклинальных зон и висячих крыльях отдельных под-
нятий.
Волновое поле в поднадвиговых частях большинства антиклиналей, ввиду их сложного струк-
турно-тектонического строения, является практически неразрешенным (зоны «сейсмической тени» и
пр.), что вызывает определенные трудности и погрешности при интерпретации. Поэтому, при пере-
даче корреляции в районах антиклинальных зон и структурной интерпретации сейсмических мате-
риалов выполнялось структурно-геологическое моделирование.
В процессе
работы проверялись две возможные кинематических модели образования складок:
1) Модель образования с обратным надвигом и складкой срыва в лежачем крыле;
2) Модель образования с практически вертикальным надвигом, меняющим свою вергент-
ность и напоминающий цветковую структуру (wrench fault). Формирование такого рода нарушений,
вероятно, сопровождалось процессами транспрессии (сдвиго-надвига).
На рисунке 3 представлены пример глубинного
сейсмического разреза 3Д через складку Раев-
ской антиклинальной зоны и ее структурная модель по обоим вариантам. По данным палинспастиче-
ских построений, а также после нанесения моделей горизонтов и разломов на волновое поле, первый
вариант был полностью отброшен, так как линии горизонтов секли отражения.
Не менее важной задачей являлось изучение поведения горизонтов
майкопа в лежачих крыль-
ях антиклинальных поднятий, с которыми могут быть связаны ловушки углеводородов. Очевидно, в
лежачем крыле взбросо-складок имеет место наличие поднятий, вероятно, складок срыва, северные
крылья которых «подныривают» под тыловой надвиг. Судя по всему, данные складки образовались
до основных надвиговых событий, о чем свидетельствует повторение надвигом формы
складок. На
рисунках 4,5,6 показаны примеры балансировки, а также теоретической (по Mitra, 1990) и предлагае-
мой модели формирования такого рода структуры.
По результатам моделирования количественно установлено, что на момент сформировавшейся
складки срыва укорочение разреза за счет надвиговых движений по кровле майкопа составило 13%,
по наиболее древнему горизонту майкопа 26%. Полное укорочение профиля за счет образования
складки
срыва и надвиговых движений составило 31,5%.