CC BY
1
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-9-15-21 УДК 550.8.011 I Научная статья
Комплексный подход к оценке ресурсного потенциала и геологических рисков нового поискового объекта при отсутствии скважинных данных
Ванин В.А.1, Тукаев М.А.1, Hernández J.2, Абрашов В.Н.2, Pérez Y.3, Morales E.3
J000 «Тюменский нефтяной научный центр» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Тюмень, Россия; 2Grupo Mar Nova C.A., Каракас, Венесуэла;
3"Petrolera Cyprus LTD", Каракас, Венесуэла [email protected]
Аннотация
Поиск углеводородного (УВ) сырья в рассматриваемом бассейне шельфа Карибского моря начался в прошлом веке. В конце 1970-1980-х гг. проведен большой объем морской 2й-сейсморазведки, и по результатам ее интерпретации и бурения в 1985-1991 гг. последовательно открыты четыре месторождения газа. Позднее, в 2008 г., все 4 месторождения были доизучены Эй-сейсморазведкой. С целью экономической оценки целесообразности ввода в эксплуатацию месторождений одной из задач стало уточнение их ресурсной базы. В связи с этим в последние несколько лет усилия геологов и петрофизиков были направлены на переобработку и переинтерпретацию Эй-сейсморазведки, каротажа скважин и анализ данных керна. В результате применения современных технологий и программного обеспечения удалось существенно улучшить качество сейсмических данных, скорректировать параметры продуктивных пластов и уточнить их начальные запасы. Вместе с тем по сейсмическим атрибутам обнаружены новые поисковые объекты, в том числе самый крупный из них С-А в пределах одного из указанных месторождений. Объекту присущи свои индивидуальные особенности, он не изучен бурением на рассматриваемом месторождении и поблизости не имеет разведанных аналогов. Все это дает множество геологических неопределенностей. В статье рассматриваются идея связи тектогенеза изучаемого месторождения с реликтами вулканической дуги, задачи оценки ресурсного потенциала вновь выявленного объекта и геологических рисков, связанных с его разведкой.
Материалы и методы
На основе результатов переобработки и переинтерпретации 2й-, Эй-сейсморазведки и ГИС, а также с использованием научных отчетов, публикаций по месторождению-аналогу и методических руководств российских и зарубежных компаний выполнена оценка ресурсного потенциала новой крупной нетрадиционной ловушки,
выявленной на шельфе Карибского моря и оценены геологические риски ее разведки.
Ключевые слова
ресурсы, карбонатный пласт, вероятность геологического успеха, риски
Для цитирования
Ванин В.А., Тукаев М.А., Hernández J., Абрашов В.Н., Pérez Y., Morales E. Комплексный подход к оценке ресурсного потенциала и геологических рисков нового поискового объекта при отсутствии скважинных данных // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 9. C. 15-21. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-9-15-21
Поступила в редакцию: 01.11.2024
GEOLOGY UDC 550.8.011 I Original Paper
An integrated approach to assessing the resource potential and geological risks of new exploration targets in the absence of well data
Vanin V.A.1, Tukaev М.А.1, Hernández J.N.2, Abrashov V.N.2, Pérez Y.E.3, Morales E.3
^'Tyumen petroleum research center" LLC ("Rosneft" PJSC Group Company), Tyumen, Russia; 2Grupo Mar Nova C.A., Caracas, Venezuela;
3Petrolera Cyprus LTD, Caracas, Venezuela [email protected]
Abstract
Prospecting of raw hydrocarbon deposits in the considered basin of the Caribbean Sea shelf began in the last century. In the late 1970s-1980s, a large scope of marine 2D seismic exploration was carried out and, based on its interpretation and drilling, 4 gas fields were successively discovered in 1985-1991. Later, in 2008, all four fields were studied by 3D seismic. In order to assess if these fields operation is economically reasonable their resource base was clarified. In this regard, over the past few years, geologists and geophysicists focused on re-processing and reinterpretation of 3D seismic data, well logging and core data analysis. Because of the advanced technologies and software, it became possible to significantly improve the quality of the desired seismic signal, adjust the parameters of productive formations and clarify the initial volumes of reserves. At the same time, new prospects were discovered using seismic attributes, including the largest of them, C-A, within one of these fields. The prospect is characterized by its own individual parameters, was not studied by drilling and nearby has no proven analogs. All this causes many geological uncertainties. The paper describes the idea of how tectogenesis of the field is associated with relicts of the volcanic arc, the issues related to the assessment of resource potential of the newly identified prospect and geological risks associated with its exploration.
Materials and methods
Based on the results of reprocessing and reinterpretation of 2D, 3D seismic surveys and well logging data, as well as using scientific reports, publications on an analogous field and methodological manuals of Russian and foreign companies, the resource potential of a
new large unconventional trap identified on the Caribbean Sea shelf was assessed together with geological risks associated with its exploration.
Keywords
resources, carbonate reservoir, probability of success, risks
For citation
Vanin V.A., Tukaev M.A., Hernández J.N., Abrashov V.N., Pérez Y.E., Morales E. An integrated approach to assessing the resource potential and geological risks of new exploration targets in the absence of well data. Exposition Oil Gas, 2024, issue 9, P. 15-21. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2024-9-15-21
Received: 01.11.2024
Введение
Оценка ресурсного потенциала любого слабоизученного месторождения углеводородного сырья всегда затруднена. Особые проблемы возникают, когда перспективный объект выявлен лишь по данным сейсморазведки, не охарактеризован геофизическими исследованиями скважин (ГИС) и керном, не имеет аналогов в радиусе многих сотен километров. В данном случае речь идет о многопластовом газовом месторождении N1, открытом на шельфе Карибского моря более четырех десятков лет назад на основе данных 2й-сейсморазведки. На месторождении пробурены 6 поисковых и разведочных скважин, две из которых вскрыли породы фундамента. Запасы газа нескольких терригенных объектов верхнего миоцена и нижнего плиоцена подтверждены успешными испытаниями и числятся в официальных документах. В 2008 г. месторождение доизучено 3й-сей-сморазведкой, дополнительные скважины не бурились.
Экономическая целесообразность ввода месторождения N в эксплуатацию во многом зависит от его ресурсного потенциала. В свою очередь точность оценки запасов и ресурсов углеводородов месторождения определяется как качеством самих сейсмических и каротажных исследований, так и качеством, технологиями их обработки и интерпретации. Существенная часть запасов месторождений N и М приурочены к миоценовым клиноформам. С целью уточнения моделей залежей и перспективных объектов, запасов и ресурсов месторождений было принято решение о переобработке и переинтерпретации 3й сейсмических данных на площади шельфа более 1,2 тыс. км2 и каротажных материалов с применением современных программных комплексов.
В результате целенаправленных усилий мультидисциплинарной Российско-Венесуэльской группы специалистов кроме уточнения запасов газа удалось выявить целый ряд новых перспективных для доразведки объектов, в том числе самый крупный из них, получивший название С-А. Пласт залегает в самой нижней части осадочного чехла, практически на поверхности фундамента. Атрибутный анализ показывает, что указанный объект с большой вероятностью является газоносным, а ресурсы приурочены к трем структурно-ли-тологическим ловушкам, расположенным на северной склоновой части основного поднятия N (рис. 1). При этом границами потенциальных залежей являются зоны выклинивания пласта. Ни одна из пробуренных скважин его не вскрыла.
По предварительным выводам, стратиграфически С-А приурочен к олигоцен-ниж-не-миоценовым отложениям и несогласно
залегает на породах фундамента позднеме-лового возраста. Видимые площадь и толщина сейсмических аномалий достаточно велики, что может предопределять существенный объем ресурсов углеводородов и целесообразность их разведки бурением. Однако с объектом связан целый ряд геологических неопределенностей и рисков, поскольку его разведанные аналоги в изучаемом районе Карибского моря отсутствуют. Непонятен генезис пласта. Поэтому к основным неопределенностям относятся: литологический состав, тип коллектора и его доля в общем объеме пород, фильтрационно-емкостные свойства, наличие и свойства покрышки. Глубина залегания С-А в исследуемом районе более 3,3 км, поэтому наряду с задачей оценки его ресурсного потенциала стоит важная задача тщательной оценки геологических рисков.
Концептуальная модель объекта
По пласту С-А в северной части площади выделены три перспективные ловушки (предположительно насыщенные газом) С-А1, С-А2 и С-А3. Для уточнения геометрии ловушек в целевом районе была выполнена дополнительная сейсмическая интерпретация по отражающему горизонту В (поверхность фундамента) и по кровле пласта С-А, реализованы расчеты и анализ сейсмических атрибутов, построены структурные карты. По3йсейсмическимданным(поамплитудным характеристикам на временных разрезах)
определены общие толщины газонасыщенных интервалов, которые по залежам С-А1, С-А2 и С-А3 составляют в среднем 164 м, 148 м и 136 м соответственно.
Фундамент сложен преимущественно базальтами и пирокластикой (вулканический туф), а также метаморфизованными породами позднемелового возраста. В пределах лицензионного блока зафиксирована субширотная гряда вулканогенных поднятий.
Предыдущими исследованиями [2] показано, что в своде поднятия N верхнемеловые отложения контактируют со среднемиоцено-выми, демонстрируя либо перерыв осадкона-копления более 50 млн лет, либо эрозию осадков, либо то и другое (рис. 2). По данным ГИС скважины N2, свод поднятия перекрыт 0,6 км глинами нижне-среднемиоценового возраста, при этом глинистые отложения полностью компенсируют северный склон и залегают субгоризонтально, образуя мощный флюидо-упор для рассматриваемых поисковых объектов. Вместе с тем те же авторы отмечают, что с тектонической точки зрения рост указанного поднятия проходил с олигоцена до конца раннего миоцена вследствие развития регионального правостороннего сдвига субширотного простирания, развивавшегося вдоль южной границы Карибской плиты.
В части тектогенеза месторождения N следует упомянуть, что Карибская плита начала свою миграцию на восток 80 млн лет назад
Рис. 1. Новый поисковый объект: a — временной разрез по линии I-I'; б — амплитудные аномалии
Fig. 1. New prospect: a - time section along line I-I'; б - amplitude anomalies
в конце мелового периода. Это привело к образованию вулканической дуги от северо-запада Южной Америки до полуострова Юкатан. Дуга периодически образовывала сухопутный мост вдоль восточной и северной границ Карибской плиты. Движение вулканической дуги на «буфере» Карибской плиты сопровождалось последовательным отрывом ее фрагментов на юге и севере, выстраивая субширотные цепи потухших вулканов (рис. Э). Месторождение N приурочено к восточной части Южной цепи реликтов вулканической дуги. Вулканогенное поднятие N заняло свое окончательное место в исследуемом районе бассейна как раз в олигоцене. К тому
времени в бассейне уже были накоплены эо-ценовые терригенные осадки.
Можно отметить и действующую в настоящее время тектоническую активность региона — постоянное движение Карибской плиты на восток со скоростью около 22 мм в год по отношению к Южно-Американской платформе. Выступ фундамента стал основой для формирования в отложениях миоцена и плиоцена структур облекания. При этом формирование описываемого кайнозойского бассейна проходило со значительным превышением скорости седиментации над интенсивностью тектонической деятельности.
Рис. 2. Временной сейсмический разрез через основное поднятие месторождения N и эвстатическая кривая (R. Carter) [3]
Fig. 2. Time seismic section across the main uplift of the field N and eustatic curve (R. Carter) [3]
j Active yolcanic arcs
г
д Extinct volcanic arcs (L. Cret. - Paleogene)
Atlantic ocean
f ! Yucatan ' S Basin
, * ......suture ophiolites
, Horth Amanean plata
- 'Great Arc of the Caribbean"
Cariöüeaiip/ai^^^Jl^^^^a
¡Chorp* block ir
South Amencan Plate
jt ■ - ' f
if. ■ '
f WW
7 / W>$
!/W '
IX — ранний мел; ис — поздний мел; Р — палеоцен; Е — эоцен; О — олигоцен; М — миоцен движения реликтов вулканической дуги ^^ активные вулканы направление движения Карибской плиты потухшие вулканы
месторождение
Рис. 3. Палеогеодинамика региона (компиляция García-Casco и др. (2006) с дополнениями авторов 2024 г.)
Fig. 3. Paleogeodynamics of the region (compilation by García-Casco at al. (2006) with the author's additions, 2024)
Сейсморазведка без скважинных данных дает только геометрические характеристики объекта. Для обоснования фильтраци-онно-емкостных свойств пласта пришлось прибегнуть к расширенному поиску объектов-аналогов по открытым интернет-источникам. Ближайшим аналогом оказался карбонатный пласт крупного газового месторождения Перла, изученный в западной части Карибского моря, залегающий в том же стратиграфическом интервале. Объект также приурочен к структурно-литологической ловушке и залегает на северном склоне поднятия.
Результаты поисково-разведочного бурения показывают, что коллекторы месторождения-аналога находятся на сопоставимой с месторождением N глубине и представлены толщей известняков олиго-цен-раннемиоценового возраста, имеющей в среднем Э00 м толщину. Пласт делят на 5 интервалов, в которых NTG изменяется от 0,73 до 1, средневзвешенное по толщине значение этого параметра составляет 0,96. Пористость пласта в нижней водоносной части варьирует от 15,8 до 17,5 %, в средней газоносной 18,5 %, а в верхней достигает 21,2-24,9 %, средневзвешенное значение 21,2 %. Данное месторождение введено в разработку (рис. 4).
Сейсмические данные фактически указывают на то, что карбонатный рамп Перла соединялся с выступом фундамента (палео-островом или изолированной платформой), который мог быть частью архипелага [1]. Схема в нижней части рисунка 4 иллюстрирует ретроградационную геометрию отложений карбонатного рампа в северном секторе па-леоострова Перла [1]. Такая последовательность отложений формируется в условиях трансгрессии моря.
Поскольку связь Карибского бассейна с открытым океаном очевидна, стоит обратить внимание на глобальные колебания уровня океана в течение олигоцена-ранне-го миоцена (рис. 2). На Перла нижняя часть пласта, сформировавшаяся на рубеже рупе-лия-чаттия, представлена силицитами — продуктами разрушения самого поднятия (фундамента), сложенного гранодиоритами и тоналитами пермского возраста. Этому времени как раз соответствует весьма существенная регрессивная фаза, когда уровень океана снизился на 180 м, что и привело к выходу поднятия в субаэральную экспозицию. Период с позднего олигоцена (чаттий) и почти до конца раннего миоцена (аквитаний) сопровождался трансгрессией и накоплением карбонатных осадков вверх по склону поднятия Перла. По имеющимся данным видно, что карбонатные осадки перекрыли свод поднятия. Однако очередная регрессия середины раннего миоцена привела к частичной денудации массива и формированию шлейфа карбонатных обломков вниз по склону. Верхняя часть продуктивного пласта месторождения Перла состоит из переотложенных карбонатов. Во время последовавшей затем трансгрессии, в конце бурдигалия, сформировались глинистые отложения, ставшие позже надежной покрышкой в составе ловушки углеводородов.
На рисунке 2 показаны отложения С-А месторождения N. Они, как и на Перла, залегают на северном склоне поднятия и, судя по отражениям, имеют также четко выраженный трансгрессивный характер. Эти данные, наряду с возрастом глин, перекрывающих поднятие N позволяют полагать, что пласт С-А и карбонатные отложения Перла формировались в одно и то же геологическое время
в аналогичных палеогеографических условиях под влиянием одних и тех же глобальных изменений уровня океана. Карбонатный массив N, так же как и на Перла, мог покрывать свод поднятия, но впоследствии — в период регрессии (середина раннего миоцена) — был практически полностью разрушен, осадки переотложены на северном склоне.
Улучшение технологий обработки и интерпретации сейсмических данных за последние 10-15 лет, инновационное использование комбинаций сейсмических характеристик, извлечение геоморфологических данных и новых количественных методов значительно расширили понимание погребенных комплексов и процессов [5]. Трехмерные данные стали фундаментальным инструментом для создания концептуальных моделей шель-фовых отложений, позволяя понять, как се-диментологические взаимосвязи менялись с течением времени в ответ на тектонические, океанографические и климатические воздействия.
При отсутствии скважинных данных по C-A месторождения N авторы использовали имеющиеся наработки зарубежных коллег [5], отвечающие за связь сейсмических имиджей с той или иной областью шельфа (рис. 5).
SF1 — субгоризонтальные параллельные отражения, выдержанные высокоамплитудные (глубокий шельф); SF2 — волнистые и субгоризонтальные параллельные отражения, выдержанные высокоамплитудные (лагуна); SF3 — наклонные субпараллельные клино-формы, от слабовыдержанных до выдержанных, средне-высокоамплитудные (склон); SF4 — наклонные сигмоидные клиноформы полувыдержанные, средне-высокоамплитудные (обломки карбонатов, склон); SF5 — бугристые отражения, невыдержанные и слабовыдержанные, слабо- и среднеамплитудные (барьерный риф, патч-риф); SF6 — хаотические и волнистые отражения, невыдержанные, разорванные, слабоамплитудные (берег, банка, песчаная гряда); AE1 — глубокий шельф; АЕ2 — склон; АЕ3 — барьерный риф; АЕ4 — песчаные гряды, банки; АЕ5 — лагуна; АЕ6 — патч-риф; АЕ7 — карст.
Определяя наиболее вероятное положение рассматриваемых объектов в олиго-цен-миоценовом бассейне седиментации, имеет значение положение континента Южной Америки как основного источника сноса и также тот факт, что три потенциальные залежи C-A локализованы только на северном склоне поднятия N. Следует отметить, что несколько соседних месторождений изучаемой части региона Карибского шельфа вместе с N приурочены к последовательной цепи поднятий, вытянутой вдоль северного побережья Южной Америки, следовательно, именно их северные склоны обращены в сторону глубокого шельфа.
Известно, что карбонатные массивы, в том числе рифовые, могут быть очень устойчивы к воздействию атмосферных осадков и оставаться неразрушенными в течение продолжительного времени. Однако в данном конкретном случае именно северный берег острова подвергался постоянным вол-ноприбойным, штормовым воздействиям как наиболее интенсивным в сравнении с обстановкой лагуны на внутренней платформе. К разрушению карбонатных ассоциаций могли приводить и землетрясения, которые были и остаются характерными для данного региона.
С учетом изложенного, сопоставляя типичную модель с фактическим материалом
Рис. 4. Концептуальная модель месторождения-аналога [4] Fig. 4. Conceptual model of the field-analog [4]
Рис. 5. Интерпретация с учетом условий залегания карбонатных отложений и их типичныхлитофациальных ассоциаций [5]
Fig. 5. Interpretation taking into account the conditions of carbonate deposits occurrence and their typical lithofacies associations [5]
рисунка 2, зону SF4 на рисунке 5 можно принять как наиболее подходящую для соответствия условиям формирования пласта С-А. Соответствие выражается не только в концептуальной локации, но и в характере сейсмической записи, присущей указанной зоне. На рисунке 6 показано положение в разрезе и строение поискового объекта С-А.
3D-модель, оценка ресурсов и рисков
С учетом выстроенной геологической концепции создана цифровая трехмерная геологическая модель пласта С-А. Для построения геологической модели были использованы следующие материалы: • уточненная интерпретация
3й сейсмических данных по поверхности фундамента и кровле пласта С11В А;
• результаты динамического анализа 3й-сейсморазведки в интервале С-А;
• фактические данные по скважинам месторождения-аналога Перла.
При создании куба литологии использовались результаты динамической интерпретации сейсмических данных — границы амплитудных аномалий как области развития залежи, результаты вариограммного анализа и двумерные тренды. При распределении в трехмерном пространстве в качестве тренда использовалась двумерная карта доли коллектора в объеме пород, зафиксированная в Перла. Петрофизические параметры
Рис. 6. Положение в разрезе и строение поискового объекта C-A Fig. 6. Sectional position and structure of the prospect C-A
также взяты по аналогии с указанного аналога для всех трех залежей. Объемный коэффициент Bg, необходимый для перевода объемов ресурсов газа из пластовых условий в поверхностные, принят как аналог по залежи вышележащего пласта С-РБ месторождения N с корректировкой на глубину залегания пласта С-А.
На первом этапе оценка выполнена без учета геологических рисков. Самый большой объем ресурсов содержит залежь С-А1, обладающая наибольшим газонасыщенным объемом пород.
Вероятность открытия месторождения/ залежи УВ является величиной мультипликативной и определяется [6]:
• вероятностью существования резервуара Р1 (Р1а — обстановки осадконакопления и фации, Р1Ь — постседиментационные изменения в коллекторах);
• вероятностью существования ловушки Р2 (Р2а — существование замкнутого контура, Р2Ь — вероятность существования флюидоупора);
• вероятностью заполнения ловушек углеводородами Р3 (наличие и зрелость не-фтегазоматеринской толщи, реализация УВ потенциала и пути миграции);
• вероятностью сохранности залежи УВ (Р4).
Соответственно, вероятность геологической успешности Pg = Р1хР2хР3хР4. Такая оценка выполняется как с привлечением объективных статистических данных по результатам выполненных геологоразведочных работ, так и путем интерполяции и экстраполяции параметров углеводородных систем на основе субъективных представлений о геологическом строении участка недр. Диапазон значений Р(1-4) определяется: качеством и плотностью геолого-геофизической информации; адекватностью и детальностью геологических моделей.
Учитывалось также деление исходных геолого-геофизических данных на 3 группы: кондиционные, косвенные и ограниченные — с присвоением каждой группе диапазона вероятности, характеризующей меру уверенности в используемой модели. Полученные значения Pg по залежам оказались в пределах 0,15-0,18 (табл. 1).
По мнению П.Р. Роуз [7], а также согласно методическому руководству компании Chevron по оценке рисков [8], уровень риска, лежащий в пределах 0,125-0,25, считается средним.
Итоги
На основе геолого-геофизических обобщений, региональных предпосылок, локальных особенностей и разведанного месторождения-аналога авторами впервые разработана концептуальная модель новой нетрадиционной ловушки газа на шельфе Карибского моря. Найденные аналогии, в том числе с учетом типичной модели карбонатной платформы, позволили установить приуроченность объекта к фациальной зоне склоновых осадков шельфа с карбонатными обломками, оценить ресурсы газа и геологические риски разведки.
Выводы
Выполненные оценки ресурсов газа и геологических рисков указывают на достаточно высокий потенциал и перспективность разведки объекта. Степень риска — средняя. Разведку объекта С-А рекомендуется начать с залежи С-А1 как имеющей наибольшие ресурсы газа и наименьший геологический риск.
Литература
1. Moscariello А., Pinto D., Agate M. Revisited play concept for distally-steepened carbonate ramps: the relevance of sediment density flows in the stratigraphic record.
Search and Discovery, 2018, Article № 51514, 16 p. (In Eng).
2. Valencia Y., Ramirez R. Interpretation of tectonosequence in a structural high containing gas fields in the Carupano basin, Offshore Northeastern Venezuela. IGRC, Copenhagen, Denmark, 2014. (In Eng).
3. Carter R. Two models: global sea-level change and sequence stratigraphic architecture. Sedimentary Geology, 1998, Vol. 122, issues 1-4, P. 23-36. (In Eng).
4. Pinto D., Diaz N., Tang G., Arends A., Ramirez R., Pomar L., Padron V. Carbonate ramps interpretation associated to paleo-islands in Caribbean Sea (Gulf of Venezuela) during Oligocene-Miocene. A case study: the Perla giant Gasfield. PDVSA E&P, 2015. (In Eng).
5. Hendry J., Burgess P., Hunt D., Janson X., Zampetti V. Seismic characterization
of carbonate platforms and reservoirs: an introduction and review. Downloaded from URL: http://sp.lyellcollection.org/ (accessed: 23.10.2024). (In Eng).
6. Поляков А.А., Мурзин Ш.М. Международный опыт анализа геологических рисков. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т. 7. № 4. 29 с. URL: https://ngtp.ru/ rub/3/60_2012.pdf
(дата обращения:: 23.10.2024).
7. Rose P. Evolution of E&P Risk analysis (1960-2017). AAPG Search and Discovery Article #42063, 45, 2017. (In Eng).
8. Otis R., Schneidermann N. A Process for Evaluating Exploration Prospects. AAPG Bulletin 1997; Vol. 81, issue 7, P. 10871109. (In Eng).
ENGLISH
Results
Based on geological and geophysical generalizations, regional prerequisites, local features and an explored field-analog, the authors for the first time developed a conceptual model of a new unconventional gas trap on the Caribbean Sea shelf. The found analogies, taking into account the typical model of the carbonate platform, made it possible to establish the proximity of the target to the facies zone of slope sediments of the shelf with carbonate debris, to assess gas resources and geological exploration risks.
Conclusions
The performed assessments of gas resources and geological risks indicate a sufficiently high potential and prospects for exploration of the target. The risks assessed as medium. Exploration of the C-A target shall be started from the C-A1 deposit, since it has the greatest gas resources and the lowest geological risk.
Табл. 1. Обоснование параметров рисков Tab. 1. Justification of risks parameters
Залежь Вероятность существования пород-коллекторов (PI) Вероятность существования ловушки (Р2) Вероятность существования НГМТ (РЗ) Сохранность залежи (Р4) PoS
Наличие фаций коллекторов карбонатных пластов — Pia Качество карбонатных пластов — Р1Ь Наличие замкнутого контура — Р2а Наличие флюидоупора — Р2Ь Наличие и зрелость НГМТ - РЗа Вероятность миграции УВ - РЗЬ Вероятность сохранности залежи — Р4
C-Al Обстановки осадконакопления — мелководный шельф со свободным водообменом. Нет скважин на расстоянии <100 км от рассматриваемого объекта. На основе сейсмофациального анализа установлены признаки пород-коллекторов в волновом поле. Диапазон 0,5-0,6. Наибольший размер аномалии, наименьшая глубина залегания, наибольшая толщина аномалии 100-500° для газа (глубина залегания 3 000-5 ООО м для газа). Первичная структура не распознана (кристаллические карбонаты). Анализ основан на бассейнах-аналогах. Диапазон 0,4-0,6. Глубина залегания 3,3 км. Высокий = 0,96 аналога, удаленность от аналога > 1 тыс. км Высоко-амплитудные ловушки и низкая сложность структуры. Интерпретация не вызывает затруднений, достоверная корреляция отражающих горизонтов. 30-сейсмика. Диапазон 0,9-1,0. Четко замкнутый контур аномалий Литологически экранированные ловушки. Изолированные, висячие ловушки. Хорошая мощность > 10 м, пластичная глина. Диапазон 0,6-0,7. Мощный флюидоупор интерпретируется по комплексу ГИС и 30-сейсмо разведке В пределах ЗНГН открыты месторождения. Диапазон 0,9-1. Материнская порода эоцена исследована в скважинах Р!С-1 и СагасоП1о-1 Локальная восходящая миграция (НГМТ бассейна СагасоП1о непосредственно граничите резервуаром). Выше по разрезу открыты залежи газа. В интервале С-А наличие 0Н1 на сейсмических данных. Диапазон 0,9-1. Коэффициент принят с учетом аналога Выявлены субвертикальные разломы. Тектоническая активность после накопления УВ. Диапазон 0,8-1. По сейсмике 30-разломы не нарушают герметичность покрышки, но не изучена их раскрытость/ проводимость 0,18
0,6 0,5 1 0,7 1 0,95 0,9
C-A2 Обстановки осадконакопления — мелководный шельф со свободным водообменом. Нет скважин на расстоянии <100 км от рассматриваемого объекта. На основе сейсмофациального анализа установлены признаки пород-коллекторов в волновом поле. Диапазон 0,5-0,6. Средний размер аномалии, наибольшая глубина залегания, наименьшая толщина аномалии 100-150° для газа (глубина залегания 3 000-5 ООО м для газа). Первичная структура не распознана (кристаллические карбонаты). Анализ основан на бассейнах-аналогах. Диапазон 0,4-0,6. Глубина залегания 33 км. Высокий = 0,96 аналога. Удаленность от аналога > 1 тыс. км Высоко-амплитудная ловушка и низкая сложность структуры. Интерпретация не вызывает затруднений, достоверная корреляция отражающих горизонтов. 30-сейсмика. Диапазон 0,9-1,0. Четко замкнутый контур аномалий Литологически экранированные ловушки. Изолированные, висячие ловушки. Хорошая мощность > 10 м, пластичная глина. Диапазон 0,6-0,7. Мощный флюидоупор интерпретируется по комплексу ГИС и 30-сейсмо разведке В пределах ЗНГН открыты месторождения. Диапазон 0,9-1. Материнская порода эоцена исследована в скважинах Р!С-1 и СагасоП1о-1 Локальная восходящая миграция (НГМТ бассейна СагасоП1о непосредственно граничите резервуаром). Выше по разрезу открыты залежи газа. В интервале С-А наличие 0Н1 на сейсмических данных. Диапазон 0,9-1. Коэффициент принят с учетом аналога Выявлены субвертикальные разломы. Тектоническая активность после накопления УВ. Диапазон 0,8-1. По сейсмике 30-разломы не нарушают герметичность покрышки, но не изучена их раскрытость/ проводимость 0,15
0,5 0,5 1 0,7 1 0,95 0,9
C-A3 Обстановки осадконакопления — мелководный шельф со свободным водообменом. Нет скважин на расстоянии <100 км от рассматриваемого объекта. На основе сейсмофациального анализа установлены признаки пород-коллекторов в волновом поле. Диапазон 0,5-0,6. Наименьший размер аномалии, средняя глубина залегания, средняя толщина аномалии 100-150° для газа (глубина залегания 3 000-5 ООО м для газа). Первичная структура не распознана (кристаллические карбонаты). Анализ основан на бассейнах-аналогах. Диапазон 0,4-0,6. Глубина залегания 33 км. Высокий МТв = 0,96 аналога. Удаленность от аналога > 1 тыс. км Высоко-амплитудные ловушки и низкая сложность структуры. Интерпретация не вызывает затруднений, достоверная корреляция отражающих горизонтов. 30-сейсмика. Диапазон 0,9-1,0. Четко замкнутый контур аномалий Литологически экранированные ловушки. Изолированные, висячие ловушки. Хорошая мощность > 10 м, пластичная глина. Диапазон 0,6-0,7. Мощный флюидоупор интерпретируется по комплексу ГИС и 30-сейсмо разведке В пределах ЗНГН открыты месторождения. Диапазон 0,9-1. Материнская порода эоцена исследована в скважинах Р!С-1 и СагасоП1о-1 Локальная восходящая миграция (НГМТ бассейна СагасоП1о непосредственно граничите резервуаром). Выше по разрезу открыты залежи газа. В интервале С-А наличие 0Н1 на сейсмических данных. Диапазон 0,9-1. Коэффициент принят с учетом аналога Выявлены субвертикальные разломы. Тектоническая активность после накопления УВ. Диапазон 0,8-1. По сейсмике 30-разломы не нарушают герметичность покрышки, но не изучена их раскрытость/ проводимость 0,17
0,55 0,5 1 0,7 1 0,95 0,9
References
1. Moscariello A., Pinto D., Agate M. Revisited play concept for distally-steepened carbonate ramps: the relevance of sediment density flows in the stratigraphic record. Search and Discovery, 2018,
Article № 51514, 16 p. (In Eng).
2. Valencia Y., Ramirez R. Interpretation of tectonosequence in a structural high containing gas fields in the Carupano basin, Offshore Northeastern Venezuela. IGRC, Copenhagen, Denmark, 2014. (In Eng).
3. Carter R. Two models: global sea-level change and sequence stratigraphic
architecture. Sedimentary Geology, 1998, Vol. 122, issues 1-4, P. 23-36. (In Eng).
4. Pinto D., Diaz N., Tang G., Arends A., Ramirez R., Pomar L., Padron V. Carbonate ramps interpretation associated to paleo-islands in Caribbean Sea (Gulf of Venezuela) during Oligocene-Miocene. A case study: the Perla giant Gasfield. PDVSA E&P,
2015. (In Eng).
5. Hendry J., Burgess P., Hunt D., Janson X., Zampetti V. Seismic characterization
of carbonate platforms and reservoirs: an introduction and review. Downloaded from http://sp.lyellcollection.org
(accessed: 23.10.2024). (In Eng).
6. Polyakov A.A., Murzin Sh.M. International experience in geological risk analysis. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika, 2012, Vol. 7, issue 4, 29 p. URL: https:// ngtp.ru/rub/3/60_2012.pdf (accessed: 23.10.2024). (In Russ).
7. Rose P. Evolution of E&P Risk analysis (1960-2017). AAPG Search and Discovery Article № 42063, 45, 2017. (In Eng).
8. Otis R., Schneidermann N. A Process for Evaluating Exploration Prospects. AAPG Bulletin 1997; Vol. 81, issue 7,
P. 1087-1109. (In Eng).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Ванин Валерий Александрович, главный менеджер управления по геологии и разработке месторождений новых и зарубежных активов, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Тюмень, Россия Для контактов: [email protected]
Тукаев Марат Анварович, начальник отдела геологии и разработки месторождений зарубежных и шельфовых активов, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Тюмень, Россия
Эрнандес Хесус, магистр наук, главный специалист отдела геологии оффшорных проектов, Grupo Mar Nova C.A., Каракас, Венесуэла
Абрашов Вадим Николаевич, менеджер по ГРР и разработке месторождений, Grupo Mar Nova C.A., Каракас, Венесуэла
Моралес Эрика, магистр наук, начальник отдела по геологии и геофизике, Petrolera Cyprus LTD, Каракас, Венесуэла
Перес Ярайша, магистр наук, главный специалист по геофизике отдела геологии, Petrolera Cyprus LTD, Каракас, Венесуэла
Vanin Valery Alexandrovich, head manager of the geology and development dept. of the new and foreign assets, "Tyumen petroleum research center" LLC ("Rosneft" PJSC Group Company), Tyumen, Russia Corresponding author: [email protected]
Tukaev Marat Anvarovich, head of the department of geology and field development of foreign and offshore assets, "Tyumen petroleum research center" LLC ("Rosneft" PJSC Group Company), Tyumen, Russia
Hernández Jesus, master of science, senior specialist at geology department of offshore projects, Grupo Mar Nova C.A., Caracas, Venezuela
Abrashov Vadim Nikolaevich, manager of exploration and field development, Grupo Mar Nova C.A., Caracas, Venezuela
Morales Erica, master of science director of geology and geosciences department, Petrolera Cyprus LTD, Caracas, Venezuela
Pérez Yaraixa, master of science, senior exploration geophysicist at geology department, Petrolera Cyprus LTD, Caracas, Venezuela
ВЫСТАВКА «ГАЗ. НЕФТЬ НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ-КРАЙНЕМУ СЕВЕРУ»
в рамках
ЯМАЛЬСКОГО
НЕФТЕГАЗОВОГО
ФОРУМА
ООО «Выставочная компания Сибэкспосервис»,
г. Новосибирск
Тел.: +7 (383) 335-63-50, e-mail: [email protected], www.ses.net.ru
19-20
МАРТА
г. Новый Уренгой
2025
