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.
вмещающих их отложений. Зоны улучшенных коллекторов пласта П2 тяготеют к центральной
части месторождения. Как правило, это коллектора IV и III классов, а также ряд пропластков
пород-коллекторов V класса с высокими значениями пористости (более 13 %). Максимальные
суммарные толщины отложений указанных классов достигают 10-15 м (скважины 21, 15, 16 и
17). Зоны улучшенных коллекторов пласта П1 располагаются в южной части
месторождения.
Максимальные суммарные толщины коллекторов IV и V класса с высокими значениями
пористости (более 13 %) не превышают 1-2 м.
2. На основе анализа построенных полей распространения пористости и проницаемости были
выявлены закономерности распространения пород-коллекторов в плане и в разрезе
Ковыктинского месторождения, и локализованы перспективные участки для доразведки
месторождения.
3. Проектируемые технологические документы по промышленной
разработке Ковыктинского
месторождения должны быть адаптированы к выявленным особенностям распределения
проницаемых отложений в плане и в разрезе залежи.
Рисунок 2. Зоны развития улучшенных пород-коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского
месторождения.
Литература
1. Воробьев В.С., Воробьев С.В. Комплексирование материалов ГИС и результатов
петрофизических исследований для определения коэффициента проницаемости
сложнопостроенных терригенных коллекторов вендского продуктивного комплекса Лено-
Тунгусской провинции. // "Геомодель-2008": Тез. докл. конференции, Геленджик, 2008.
2. Воробьев С.В. Методика выделения
и прогноз коллекторов в террегенном венде центральных
районов Лено-Тунгусской провинции //Автореферат дисс. на соискание уч. степени кандидата
геол. - минер, наук. - Новосибирск. 1994. - 17 с.
3. Дробот Д.И., Пак В.А., Девятилов Н.М. и др. Нефтегазоносность докембрийских отложений
Сибирской платформы, перспективы подготовки и освоения их углеводородного потенциала //
Геология и геофизика, т
. 45., № 1, 2004, с.110-120.
4. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы/ Гурова
Т.И., Чернова Л.С., Потлова М.М. и др. – М.: Недра, 1988.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ВОЗМОЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ СОВРЕМЕННЫХ АЭРОГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ ИЗУЧЕНИИ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕРРИТОРИЙ
(ПО РЕЗУЛЬТАТАМ РАБОТ ПОСЛЕДНИХ ЛЕТ).
Бабаянц П.С., Контарович О.Р.* (ЗАО «ГНПП “Аэрогеофизика”»)
Аэрогеофизические методы и технологии находят свое применение на всех этапах изучения
нефтегазоперспективных территорий, начиная с ранних стадий опоискования и вплоть до транспорта
добытой нефти. При
этом использование результатов аэрогеофизических съемок на ранних стадиях
изучения перспективных территорий прочно вошло в практику мировых лидеров нефтяного бизнеса.
Увеличение объемов аэрогеофизических работ при изучении объектов нефтегазового комплекса в
первую очередь связано с прогрессом аэрогеофизических технологий, обусловленным широким
внедрением в практику работ спутниковых навигационных систем, использованием современной
элементной базы (микропроцессорных технологий
), развитием новых систем интерпретации данных,
основанных на использовании высокопроизводительной компьютерной техники. При этом
аэрогеофизика – одна из немногих современных отраслей, в которых отечественные компании могут
успешно конкурировать с Западом. Более того, по целому ряду направлений приоритет
отечественной аэрогеофизической школы неоспорим.
Получаемая с помощью аэрогеофизических технологий информация об особенностях строения
кристаллического фундамента
и осадочного чехла, уточнение структурно-тектонической позиции
территории, возможность идентификации при благоприятных условиях прямых признаков
локализации залежей углеводородов позволяют существенно снизить затраты на дорогостоящие 3D-
сейсморазведку и поисковое бурение за счет их более обоснованного позиционирования. В то же
время эффективность этих работ сильно зависит от качества исходных полевых материалов. Хотя
объекты исследований
при поисках месторождений нефти и газа имеют значительные размеры как в
плане, так и в разрезе, порождаемые ими аномалии весьма малоконтрастны. Это ограничивает
возможности использования для решения поставленных задач результатов съемок прошлых лет.
Геологическая интерпретация аэрогеофизических данных осуществляется нами с помощью
технологии геологической интерпретации комплексных аэрогеофизических данных, разработанной
нашими специалистами
специально применительно к изучению нефте-газоперспективных
территорий. При этом основной упор делается на решение задач общегеологического содержания,
нацеленных на изучение геологического строения всего разреза изучаемой территории, от дневной
поверхности до глубин 10 км и более.
С помощью указанной технологии успешно решаются следующие геологические задачи.
1. Изучение геологического строения кристаллического фундамента, в т.
ч. оценка морфологии его
поверхности; вещественно-петрофизическое картирование слагающих фундамент пород;
картирование разрывной тектоники; объемное 3D-моделирование с оценкой пространственной
морфологии объектов с аномальными значениями плотности и намагниченности, залегающих ниже
поверхности фундамента. Указанная задача решается с использованием оригинальных алгоритмов,
реализующих 3D – моделирование потенциальных полей, по реально измеренным в узлах
нерегулярных сетей полям, для
которых заданы все три координаты.
2. Изучение геологического строения осадочного чехла, в т.ч. оценка морфологии опорных
горизонтов в составе осадочного чехла; оценка закономерностей распространения осадочных
образований, в т.ч. потенциально нефтематеринских и нефтелокализующих; уточнение положения
разломов и оценка их влияния на условия формирования ловушек углеводородов, в том числе
уточнение границ
распространения надвиговых зон в осадочном чехле и прогноз ловушек
дизъюнктивно экранированного типа; изучение влияния наложенных процессов, связанных с
миграцией углеводородов. Указанная задача решается на основе редуцирования исходных
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
гравитационного и магнитного полей за влияние объектов, расположенных в фундаменте,
посредством вычитания из них модельных полей, полученных на первом этапе интерпретации.
3. Выявление прогнозно-поисковых геофизических критериев размещения нефтегазовых и
рудоносных геологических структур как в толще осадочных образований, так и в породах
кристаллического основания и в верхней части разреза.
Далее приводятся
примеры решения перечисленных задач в разных регионах России.
Комплексная аэрогеофизическая съемка масштаба 1:50 000 на территории Восточной Сибири и
Республики Саха (Якутия) были выполнены в 2005-09 гг. В состав комплекса методов входили
аэромагнитометрия, аэрогравиметрия и аэрогамма-спектрометрия. Исследуемая территория весьма
сложна для исследования геофизическими методами, причем наиболее серьезную проблему
представляет широкое развитие трапповых образований
. Тем не менее, использование упомянутой
выше технологии интерпретации комплексных аэрогеофизических данных позволило получить
следующие основные результаты.
1. При интерпретации магнитного поля удалось эффективно редуцировать влияние траппов на
основе их аппроксимации субгоризонтальным слоем, ограниченным сверху – дневной поверхностью,
а снизу – горизонтальной плоскостью, проходящей по уровню нижних кромок трапповых покровов.
Результаты совместной интерпретации потенциальных
полей были использованы для получения
согласованных структурно-тектонических и прогнозно-поисковых моделей изучаемой территории в
интервале глубин от дневной поверхности до 10÷20 км.
2. С помощью специальной технологии было выполнено вычисление альтитуд главной
магнитоактивной поверхности (ГМАП), представляющей собой огибающую верхних кромок
аномально намагниченных объектов, которая, после редуцирования влияния верхней части разреза,
ассоциируется
с поверхностью кристаллического фундамента.
3. Выполнено вещественно-петрофизическое картирование верхней части разреза фундамента, для
чего использовались результаты автоматизированного моделирования гравитационного и магнитного
полей. Полученные по результатам моделирования распределения намагниченности и плотности с
помощью специальной программы были разделены на однородные структурно-петрофизические
области, характеризующиеся устойчивыми значениями указанных параметров.
4. Выполнено картирование тектонических
нарушений, контролирующих зоны и площади
тектонической активизации в фундаменте, с использованием специальных методов компонентного
анализа.
5. Получены редуцированные за влияние фундамента гравитационное и магнитное поля,
обусловленные влиянием образований осадочного чехла. На основе анализа морфологии остаточных
гравитационного и магнитного полей, в т.ч. с помощью технологии фильтрации методом Главных
компонент, откартированы основные
разрывные нарушения в осадочном чехле.
6. Для изучения строения самой верхней части разреза использованы локальная составляющая
магнитного поля, данные аэрогамма-спектрометрии совместно с цифровой моделью рельефа.
7. Результаты специализированной обработки и интерпретации аэрогеофизических данных
использовались для составления объемной геолого-тектонической модели территории, а также при
прогнозе размещения нефтегазоперспективных структур.
Комплексная (аэромагнитная и
аэрогравиметрическая) съемка масштаба 1:50 000 на площади свыше
190 000 кв. км территории Южного федерального округа завершается в 2011 году. По результатам
физико-математического моделирования и комплексной интерпретации полученных данных
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
выполнено структурно-тектоническое картирование территории, в рамках которого получены
следующие основные результаты.
1. Выполнено картирование рельефа поверхности кристаллического фундамента с расшифровкой его
внутренней структуры.
2. Уточнено положение разломов и оценено их влияние на условия формирования ловушек
углеводородов, на условия миграции углеводородов и свойства коллекторов, в том числе уточнения
границ распространения надвиговых зон
в осадочном чехле.
3. Уточнено расположение и строение тектонического контакта Восточно-Европейской и Скифской
платформ на протяжении между известным Северным надвигом Донбасса и Астраханским надвигом
(Северо-Донецкий - Астраханский надвиг), в т.ч. с целью возможного выявления поднадвиговых
залежей углеводородов вдоль его простирания.
4. С целью изучения морфологии структур осадочного чехла выполнено
объемное моделирование
редуцированных за влияние фундамента гравитационного и магнитного полей специальными
методами интерпретационной томографии.
5. Выявлено юго-западное продолжение нефтегазоносных средне-верхнедевонских -
нижнекаменноугольных барьерных рифовых сооружений прибортовой зоны Прикаспия в
Саратовском Поволжье, погружающихся под краевой надвиг.
6. Изучено внутреннее строение складчатых палеозойских толщ фундамента Кряжа Карпинского с
целью выявления в нем
возможных карбонатных рифовых тел как трещинных коллекторов для
залежей углеводородов.
7. Уточнены границы распространения угленосных толщ карбона Донбасса и характер их
взаимодействия с палеозойскими отложениями кряжа Карпинского.
Детальные аэргеофизические работы на отдельных лицензионных площадях с использованием
вертолета в качестве носителя позволили получить аэрогравиметрические материалы,
характеризующиеся погрешностью определения аномалий силы тяжести в
редукции Буге 0.2 мГал и
полностью удовлетворяющие требованиям кондиций масштаба 1:50 000.
В районах развития солянокупольной тектоники при этом по результатам комплексной
интерпретации аэрогеофизических данных удалось с достаточно высокой точностью оценить
морфологию кровли соленосных толщ. При этом на первом этапе интерпретации выполняется
редуцирование гравитационного поля за влияние фундамента с использованием его модели,
полученной по
магнитному полю, а затем методами регрессионного анализа с использованием
данных бурения (2 – 3 скважины) вычисляются альтитуды кровли солей.
Моделирование остаточных гравитационного и магнитного полей методами интерпретационной
томографии позволило получить объемные модели распределения эффективных параметров,
характеризующие морфологию плотностных (магнитных) неоднородностей в составе осадочного
чехла (рис. 1).
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 1. Модель распределения эффективной плотности, полученная по результатам
моделирования остаточного гравитационного поля методами интерпретационной томографии в
слое от 0 м до -5000 м
В настоящее время выполняются работы на территории Дальневосточного федерального округа,
включая акваторию северных морей (шельф моря Лаптевых и Восточно-Сибирского моря).
Таким образом, современные аэрогеофизические методы являются эффективным
средством изучения
нефтегазоперспективных территорий, предоставляя информацию о геологическом строении
кристаллического фундамента и осадочного чехла, а также в благоприятных случаях –
непосредственно о локализации залежей. При этом основной эффект от их использования
достигается за счет более обоснованного позиционирования сейсмических и буровых работ.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
ПОСТРОЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПЕЛЯТКИНСКОГО
ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
Голярчук Н.А.*, Крохалев И.В., Рязанцев Г.А. (ОАО «Таймыргаз», ул. Одржоникидзе, 14а, 663318
Норильск, Красноярский край, Россия).
Пеляткинское месторождение относится к разряду крупных газоконденсатных месторождений.
Газовые и газоконденсатные залежи приурочены к пластам-коллекторам в малохетской и
суходудинской свитах нижнего мела. Месторождение разрабатывается с
2003 года. В настоящее
время в пределах горного отвода ОАО «Таймыргаз» пробурено 15 разведочных и 24
эксплуатационные скважины. В зимний сезон 2009-2010 годов выполнены сейсморазведочные
работы 3-Д с вибросейсмическими источниками. В 2000-2002 годах проведено трехкомпонентное
ВСП от 9 пунктов возбуждения в скважине 830. В результате обработки и интерпретации всех этих
данных, а также данных ГИС и бурения
в настоящее время получены качественные цифровые модели
для всех суходудинских залежей. Создана полномасштабная геолого-геофизическая модель
Пеляткинского ГКМ, в которую оптимально интегрирована вся существующая на данный момент
информация.
В течение 8 лет непрерывно пополнялись базы данных. Эти данные включали в себя весь комплекс
ГИС, данные бурения, анализа керна, результаты газодинамических и
газоконденсатных
исследований и показатели разработки месторождения. После обработки данных сейсморазведки
удалось получить по всем залежам кондиционные структурные построения, карты эффективной
газонасыщенной мощности, сеточные модели пористости. Эффективные значения пористости,
газонасыщенности и проницаемости получены из результатов современной обработки керна. В
результате появилась возможность надежно пересчитать остаточные запасы по категории С1 и
выполнить гидродинамическое
моделирование. Обработка данных ВСП позволила уверенно
привязать волновые поля ВСП и сейсморазведки 3-Д к данным бурения и ГИС (рис.1).
Рисунок 1. Стратиграфическая привязка волнового поля.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
При обработке данных 3-Д основная проблема заключалась в том, что полевые данные были
получены в разные годы с различными источниками возбуждения. Кроме характеристик
возбуждаемого импульса эти записи отличаются уровнем регистрируемого сигнала, параметрами
затухания, частотным составом, характеристиками групп сейсмических приемников. В результате
цифровой обработки эта проблема была решена (рис. 2, 3).
Рисунок 2. Сопоставление суммарных сейсмических трасс по исходным полевым данным (А) и после
потрассной обработки (Б) в общих по ОГТ точках куба 3D.
Рисунок 3. Исходный временной разрез (слева) и обработанный разрез (справа) по линии,
пересекающей взрывной и вибрационный варианты съемок 3Д.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Добыча газа на Таймыре не связана с единой системой газоснабжения России, является автономной и
ориентирована на единственного потребителя – компанию «Норильский никель». Отсутствуют
возможности резервирования и накопления газа и конденсата. Значительные колебания температуры
в течение года приводят к сезонной неравномерности потребления, добычи и транспортировки газа и
конденсата. Зимняя добыча газа в 2 - 2.5 раза
превышает летнюю. Нередко, в периоды максимальных
отборов газа, создаются критические условия эксплуатации скважин. В таких условиях становится
крайне важной задача просчета ежеквартальных и ежемесячных технологических режимов путем
гидродинамического моделирования. Для определения моделей забоев всех скважин, в том числе и с
горизонтальными окончаниями стволов, применяется полный комплекс термогазодинамических
исследований в скважинах.
Традиционно сетки пластовых давлений по показателям разработки вычисляются путем
интерполяции и экстраполяции замеренных давлений. Такой подход обладает тремя существенными
недостатками. Во-первых, при этом нарушается уравнение материального баланса газа в пласте. Во-
вторых, не учитываются граничные условия на контуре залежи. В-третьих, часто пластовые давления
не измеряются глубинными манометрами, а
вычисляются по статическим давлениям на устье и
отягощены значительными погрешностями из-за недолгого предварительного простоя скважин. Мы
вычисляем текущие сетки пластовых давлений в следующей постановке: по заданной в некоторый
начальный момент времени сетке пластовых давлений рассчитать сетку пластовых давлений в
момент времени t таким образом, чтобы она удовлетворяла уравнению материального баланса, то
есть расход газа за это время совпадал с добычей газа по показателям разработки (рис.4). В начале
разработки залежи пластовые давления равны постоянной величине (начальное пластовое давление).
Граничные условия запрещают переток газа сквозь контур ГВК.
Изменение во времени пластовых давлений определяется дифференциальным уравнением
неустановившейся фильтрации газа [1, 2].
),,(2
)(
),(),(),(2
)()(
),(),,(
)()(
),(),,(
22
tyxqp
pz
p
t
yxhyxmyx
y
p
pzp
yxhpyxk
yx
p
pzp
yxhpyxk
x
at
+
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
∂
∂
=
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
∂
∂
⋅
∂
∂
+
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
∂
∂
⋅
∂
∂
α
μμ
(1)
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
где z – коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях; k – коэффициент проницаемости; h –
эффективная мощность коллектора; m – коэффициент пористости;
α
- коэффициент
газонасыщенности; q – дебит газа в точке (x,y);
μ
- коэффициент динамической вязкости. Уравнение
(1) эффективно решается потоковым вариантом метода прогонки. Во время всего процесса расчетов
непрерывно сопоставляются текущие значения наблюденных и вычисленных путем
гидродинамического моделирования пластовых давлений по каждой скважине. Хорошее совпадение
этих графиков по всем скважинам, включая горизонтальные, свидетельствует о качестве
подобранной модели месторождения (Рис.5).
Рисунок 5. Сопоставление графиков
расчетных и наблюденных значений пластового давления.
Текущие технологические режимы получаются из прогнозных сеток пластовых давлений,
полученных уравнением (1) с учетом всех геолого-геофизических данных и показателей разработки.
Интерактивные манипуляции дебитами и депрессиями позволяют определять оптимальное
соответствие прогнозируемой и требуемой добычи газа и оптимальный режим подачи газа и
конденсата в трубопроводы. Одновременно
вычисляются дебиты воды и потребности в метаноле [3].
Авторы выражают искреннюю признательность и благодарность за высококачественную обработку и
интерпретацию сейсморазведочных данных 3-Д и ВСП И.В.Корсунову, Л.Б.Стополянской и
С.П.Симончуку (ООО «Геостайлус», г.Красноярск).
Литература
1. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных
месторождений.
М., Недра, 1989. – 334 с.
2.
Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и
газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1981, 294 с.
3. N.A. Goliarchuk, I.V. Krokhalev. Computer geological monitoring features of gas fields in Taimyr.
AAPG European Region Conference with GSA October 10-13, 2004, Prague, Czech Republic.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
КИНЕМАТИКО-ДИНАМИЧЕСКОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ - ИНСТРУМЕНТ
ПАРАМЕТРИЗАЦИИ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ.
Лангман С.Л. (Сейсмотек), Силаенков О.А.* (Сейсмотек).
Изучение геологических сред со сложным строением требует нетрадиционных способов описания
временных полей отраженных волн. К сходной проблематике приводит и сложное строение верхней
части разреза, наличие рельефа и т.д., когда простые модели статики недостаточны для
адекватной
параметризации поля времен. Заметим, однако, что сами сложные модели среды описываются
гораздо проще, нежели порожденные ими поля отраженных волн (рис.1) . Это простое соображение
лежит в основе обсуждаемой методики.
Рисунок 1.
Всем геофизикам хорошо известны свойства миграционных преобразований: в существенно
различных и неправильных моделях среды получают вполне правдоподобные, хотя и неправильные
изображения. Это совйство, доставляющее множество неприятностей при решении обратных задач,
оказывается весьма полезным для описания годографов отраженных волн. (Рис. 2)