CC BY
62
УДК 550.8:004
Региональное геологическое моделирование как средство повышения эффективности поисково-разведочных работ
Д.Н. Крылов1*, Е.Е. Поляков1, Е.А. Пылёв1, Г.Р. Пятницкая1, В.А. Скоробогатов1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: D_Krylov@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. К важным итогам последнего десятилетия относятся: модернизация государственных геоло-региональное гических фондов и кернохранилищ; возобновление регионального сейсмического профилирования
моделирование, за счет средств бюджета и обязательная сдача результатов геологических изысканий в территори-
геологическая альные геологические фонды; упрощение доступа к уникальному массиву геолого-геофизической
3D-модель, информации, собранному за последние семьдесят-восемьдесят лет.
осадочный чехол, Эти перемены помогли реализовать замысел создания уникальной региональной трехмер-
переходная зона ной цифровой геологической модели осадочного чехла и переходной зоны фундамента террито-фундамента, рии Ямал-Гыдан-Карского ареала, весьма актуальной для газодобывающей отрасли. Цель работ: си-
Ямал-Гыдан- стематизация геолого-геофизического материала; построение структурного каркаса и наполнение
Карский ареал, его петрофизическими параметрами на основе данных региональной и детальной сейсморазвед-
систематизация ки, бурения, геофизического исследования скважин, гравиметрической и магнитной съемок, тер-
данных мобарических и гидрогеологических исследований; построение трехмерной цифровой модели оса-
геологоразведки, дочного чехла, включая верхнюю часть разреза (многолетнемерзлые породы) и глубокие горизон-переоценка ты (до 12 км); выделение разрывных нарушений и блоков в осадочном чехле; наглядное представ-
ресурсов ление геологического строения исследуемой территории; оценка достоверности и переоценка тра-
углеводородов, диционных и нетрадиционных ресурсов углеводородов п-овов Ямала и Гыдана, Обской губы и ак-
обоснование ватории Карского моря; выделение ранее неизвестных перспективных структур; обоснование работ
направлений по лицензированию, поискам и разведке на исследуемой территории.
и объемов работ. Помимо решения классических задач геологоразведки привлечение региональной информа-
ции в форме цифровой модели дает возможность: оптимизировать поисково-разведочное бурение; определить порядок ввода объектов в эксплуатацию, увязав его с прогнозами успешности геологоразведочных работ; обосновать региональную схему производства, подготовки и транспортировки добытой продукции.
Со второй половины ХХ в. освоение новых территорий начиналось с проведения региональных и поисковых работ. На этом этапе собиралась вся доступная информация о регионе, проводились аэросъемка местности и первичное геологическое дешифрирование, геологическая и геофизическая съемки, параметрическое и поисковое бурение. Итогом работ служили наборы геологических карт и региональные геологические разрезы, позволявшие геологам изучать историю осадконакопления и выделять наиболее перспективные районы. Только после этого начинались поисково-разведочные работы на наиболее перспективных участках.
Подобный системный подход впервые был применен в нашей стране, а спустя некоторое время его переняли и крупные зарубежные нефтяные компании. Наилучшие результаты достигнуты Мингео СССР к восьмидесятым годам ХХ в., что самым позитивным образом отразилось на темпах роста добычи полезных ископаемых на территории СССР и дружественных стран, где выполнялись подобные работы. Прошедшие 25 лет подтвердили высокую эффективность системного и поэтапного планирования геологоразведочных работ (ГРР).
К сожалению, с развалом СССР, ликвидацией министерства геологии и переходом на рыночные механизмы взаимоотношений развалился и отлаженный механизм региональных поисковых исследований. Поисковый этап исследований в части выявления перспективных территорий практически перестал существовать. Были ликвидированы многие тематические экспедиции, закрыты региональные научные
институты, утеряна накопленная за десятилетия геофизическая, керновая и отчетная информация, приостановлены региональные геофизические работы и параметрическое бурение. С другой стороны, недропользователей законодательно «привязали» к границам их лицензионных участков и горных отводов, ограничив их стимулы самостоятельно выполнять региональные работы. Кроме того, система лицензирования не гарантировала первооткрывателям месторождения автоматического получения добычной лицензии на него. Результатом стало резкое снижение количества открытых месторождений и залежей. Появление современного геофизического оборудования, компьютерного и программного обеспечения отчасти исправило ситуацию, не решив главной проблемы - реального, а не бумажного восполнения минерально-сырьевой базы.
После 2005 г. ситуация начала исправляться, но, к сожалению, прежние показатели пока еще не достигнуты. Самыми существенными изменениями стали модернизация государственных геологических фондов и кернохра-нилищ, возобновление регионального сейсмического профилирования на средства бюджета и обязательная сдача результатов геологических изысканий добывающих компаний в территориальные геологические фонды. Налаживается система лицензирования, мониторинга выполнения лицензионных обязательств и отчетности недропользователей. Больше возможностей и прав получили и недропользователи: улучшилась система лицензирования для первооткрывателей месторождений, появились электронные каталоги фондовой геолого-геофизической информации, многие материалы уже оцифрованы, но, самое главное, существенно облегчился доступ к уникальному массиву геолого-геофизической информации, собранному за последние семьдесят-восемьдесят лет.
Эти перемены помогли реализовать замысел создания уникальной региональной трехмерной цифровой геологической модели осадочного чехла и переходной зоны фундамента территории Ямал-Гыдан-Карского ареала (рис. 1), являющейся весьма актуальной для газодобывающей отрасли [1, 2]. Цели этих работ:
• систематизация геолого-геофизических материалов о перспективном для газодобычи регионе;
• построение структурного каркаса и наполнение его петрофизическими параметрами
на основе данных региональной и детальной сейсморазведки 2D и 3D МОВ ОГТ1, бурения, геофизического исследования скважин (ГИС), гравиметрической и магнитной съемок, термобарических и гидрогеологических параметров;
• построение трехмерной цифровой геолого-геофизической модели всего осадочного чехла, включая верхнюю часть разреза (толщу многолетнемерзлых пород), глубокие горизонты (4...12 км);
• выделение разломов, блокового строения переходного комплекса и фундамента, межблоковых зон в осадочном чехле;
• наглядная визуализация геологического строения исследуемой территории, понятная не только профильным, но и всем смежным специалистам добывающих и сервисных подразделений компании;
• оценка достоверности и переоценка традиционных и нетрадиционных ресурсов углеводородов (УВ) п-овов Ямала и Гыдана, Обской губы и акватории Карского моря;
• выделение ранее неизвестных перспективных локальных структур;
• обоснование последующих работ по лицензированию, поискам и разведке на исследуемой территории.
Работы по построению модели Ямало-Карского региона выполнялись ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва) и ОАО «СибНАЦ» (Тюмень) в 2009-2010 гг., а по построению Гыдан-Карской модели - ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Ухта).
Методика проведения работ
Последние несколько лет интенсивно развивается и набирает популярность направление «регионального» бассейнового моделирования, основанное на палеореконструкции структурно-термобарических и геохимических изменений в ходе осадконакопления. Созданы несколько мощных компьютерных программ, продвигаемых известными западными компаниями. Первоначально планировалось именно на основе этой методики построить модель Ямало-Карского региона, но после тестирования одного из таких комплексов стали понятны существенные недостатки подобного подхода, отмеченные и другими авторами [3]. Основные недостатки кроются как в методических
МОВ ОГТ - метод отраженных волн в модификации общей глубинной точки.
Рис. 1. Контур (показан зеленым) сводной региональной трехмерной геологической мегамодели Ямал-Гыдан-Карского региона, суша и шельф
(по данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ОАО «СибНАЦ»)
предпосылках (субъективность закладываемых исходных параметров), так и в технических ограничениях: размеры участка ограничивались площадями порядка 100x100 км, что в российских реалиях не соответствует понятию «региональный».
Кроме того, «бассейновая» модель получалась псевдотрехмерной, состоящей из наборов двухмерных субмоделей, что ограничивало возможности ее последующего использования. Дополнительным минусом служило и то, что основной упор делался не на структурные
построения с последующим наполнением пе-трофизическими параметрами, а на геохимические и термобарические.
В ходе поиска альтернативных вариантов предложено простое, но оригинальное решение - использовать для регионального структурного моделирования один из популярных пакетов трехмерного моделирования месторождений, а именно Petrel (Schlumberger) или IRP RMS (Roxar). Технические возможности обеих программ при нормальной величине ячеек, необходимой для создания гидродинамической модели разработки, как правило, ограничены размером участка 100x100 км. С одной стороны, для региональной модели такая точность не нужна: можно существенно увеличить размер ячеек и расширить границы площади до необходимых 1000x1000 км. С другой, выявленные ранее небольшие месторождения и структуры могут просто «раствориться» в ходе укрупнения ячеек. В худшем случае на месте локального поднятия может «появиться» локальный «провал». Поэтому было решено сделать «плотность» модели (размер ячеек) переменной: в местах выявленных месторождений и структур плотность данных увеличить (уменьшив размер ячеек), а в остальных местах сеть разредить (максимально увеличив ячейки). Правильность этого подхода подтверждает анализ геолого-геофизической изученности: в районах выявленных локальных поднятий плотность поисковой сети сейсмической съемки выше, в районах месторождений и локальных структур есть плотные разведочные 2Б-сети, имеются в наличии данные высокоточной трехмерной съемки МОВ ОГТ. Более 95 % поисково-разведочных скважин также попадают в районы локальных поднятий.
Решение интерпретационных задач в рамках построения единой модели связано с анализом огромных объемов разнородной геолого-геофизической информации [4]. Так, сейсмические данные о Ямало-Карском регионе в основном были представлены результатами съемок МОГТ 2D конца семидесятых - начала девяностых годов прошлого века, кратность которых варьировала от 24...48 до 96. Возникли трудности взаимной увязки данных бурения и особенно сейсморазведки разных лет, полученных с применением различных методик и на фоне существенных отличий интерпретационных подходов, реализуемых недропользователями
на соседних лицензионных участках. При этом динамическая информация старых сейсмических данных была зачастую недостоверной (либо изначально невозможна обработка с целью сохранения амплитуд, либо жестко ограничен динамический диапазон регистрации).
В этих условиях потребовалось создание некоторой технологии, обеспечивающей наиболее полную интеграцию всех имеющихся данных, особенно сейсмических, и необходимую детальность исследований в целях равномерного изучения территории в рамках одного проекта. Задача решена на основе модификации сейсмического скоростного анализа, получившей название литологической инверсии мгновенных эффективных скоростей (ЛИМЭС) (рис. 2). В случае если кривые мгновенной эффективной скорости «недостаточно хорошо вписываются» между базовыми зависимостями скорости в песчаниках и глинах от глубины в исследуемом интервале, зависимости (зависимость) можно откорректировать, сдвинув их в область повышенных или пониженных скоростей на величину, равную 10.25 % стандартного отклонения [5]. Однако если значения эффективных или интервальных скоростей существенно расходятся с прогнозными значениями нормальных зависимостей, то их отбраковывают. Наиболее часто приходилось отбраковывать данные, полученные в начале семидесятых годов. В редких случаях, когда отдельные значения сейсмических скоростей не попадали в доверительный интервал между зависимостями для глин и песчаников, их приравнивали к соответствующему максимуму (песчаники) или минимуму (глины). Выбор интервалов осреднения кривых мгновенной эффективной скорости обычно производился в пределах установленных геологических формаций и для обеспечения приемлемой точности оценок песчанистости или глинистости по мощности не должен быть менее 100.150 и более 500.700 м.
Технология ЛИМЭС использована для изучения литологического строения перспективной части разреза мелового возраста в интервалах между реперными сейсмическими горизонтами Г (кровля сеномана), М (подошва апта) и Б (кровля юры). После того как результаты ЛИМЭС были получены и проанализированы, потребовалось более года для завершения переобработки и переинтерпретации сейсмических данных по всему району работ.
0
-500 -1000 -1500 -2000 -2500
-4000
-4500
песчаники глины
промежуточные породы газовая залежь
2000 2500 3000 3500 4000 4500
V , V , V ,м/с
пор' песч' гл'
Рис. 2. Схема, демонстрирующая использование принципа среднего времени для определения коэффициента песчанистости (Кпес) по значению скорости в породе (Упор)
на определенной глубине, которая пропорциональна влиянию скоростей в песчаниках (^песч) и в глинах (Угя). Показаны зависимости скоростей в глинах и песчаниках от глубины (Н) и литологические модели: 1 - реальная; 2 - эффективная
Вдобавок, поскольку некоторые части территории, главным образом на шельфе, оказались не охарактеризованными по результатам динамической интерпретации из-за низкого качества исходных данных, материалы ЛИМЭС позволили заполнить эти «белые пятна» [5, 6].
Описание региональных моделей
Информационная база моделирования.
В ходе построения региональный модели Ямало-Карского ареала (включая Обскую губу) систематизирован уникальный массив первичной и обработанной геолого-геофизической, петрофизической и буровой информации, хранившийся в региональных и территориальных геологических фондах, библиотеках и коммерческих организациях. В рамках выполнения работы специалистами ОАО «СибНАЦ» переобработаны 81900 пог. км сейсмических профилей ОГТ-2D, данные по 493 разведочным скважинам (из более чем 800, пробуренных в данном регионе), выполнена интерпретация по основным отражающим горизонтам.
В результате переобработки геофизических данных значительно улучшена корреляция реперных отражающих горизонтов (рис. 3 и 4). Существенно лучше стали прослеживаться блоковый фундамент и структура заполнения осадочными породами межблоковых зон (палеограбенов) [8]. Переобработка скважинных данных
позволила получить и обосновать средние характеристики фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов по выделенным зонам исследуемой территории (в том числе по каждому месторождению), такие как Кпес, пористость, нефтегазонасыщенность, удельные дебиты и флюидонасыщение коллекторов целевых пластов. Эти результаты были использованы для параметрического наполнения цифровой геологической модели акватории Карского моря (рис. 5). Необходимость районирования по зонам продиктована в первую очередь практически полным отсутствием данных о структурах, открытых в пределах прилегающих к п-ову Ямал акваторий, в частности в акватории Карского моря, геологическое строение которой в настоящее время охарактеризовано данными бурения семи разведочных скважин.
Кроме данных сейсморазведки и ГИС в ходе исследований использованы материалы дистанционного зондирования, данные гравиметрической и магнитной съемок. Интерпретация всего массива геолого-геофизической информации в рамках одного проекта позволила тщательно увязать данные съемок разных лет (см. рис. 5), тем самым повысив достоверность структурно-литологических построений. На основе выполненной интерпретации создан набор структурных карт в масштабе 1:200000 [9, 10].
Рис. 3. Контрольные временные разрезы ОГТ по профилю 2389026: а - предварительный; б - после коррекции статики и кинематики (по данным ОАО «СибНАЦ», 2010 г.)
скв. Нейтинская 27 скв. Сеяхинская 4 А А
Рис. 4. Составной сейсмогеологический разрез, включающий сейсмические профили 52 и 43, с увязкой данных ГИС и выделением реперных отражающих горизонтов
(по данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ОАО «СибНАЦ», 2011 г., см., например, [7])
Ямал. В осадочном разрезе п-ова Ямал выделены два структурных этажа: промежуточный (доплитный) этаж и платформенный чехол. Доплитный тектоно-седиментационный этаж сложен пермо-триасовой вулканогенно-осадочной толщей, заполняющей систему
грабен-рифтов в основании мегасинеклиз. Юрско-кайнозойский (плитный) чехол перекрывает всю территорию, достигая мощности почти 9000 м на севере и уменьшаясь до 1000 м и менее на юге. Его строение осложнено рядом пологих локальных поднятий,
в большинстве случаев прослеженных до фундамента, реже имеющих бескорневой характер.
Для мезозойско-кайнозойских образований юга Ямальской области отмечается высокая литолого-фациальная изменчивость одновоз-растных осадочных образований, связанных с переходами от континентальных фаций к прибрежным и морским.
В пределах неизученной бурением Южно-Карской впадины кроме литолого-фациальной характеристики осадочных образований платформенного чехла выполнен прогноз мощностей отдельных стратиграфических подразделений, характера их песча-нистости, наличия пород-коллекторов, ФЕС. В процессе работы использовались данные
комплексного сейсмогеологического моделирования.
Специалистами ОАО «СибНАЦ» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в базе данных собраны кривые ГИС по 66 площадям полуострова и шести площадям акватории, которые представлены 542 скважинами в следующих форматах:
• 355 скважин (из них 22 скважины по акватории Обской губы и Карского моря) в форматах LAS;
• 109 скважин в виде скан-образов;
• 78 скважин в виде подготовленных планшетов (в графическом формате);
• по 562 скважинам выполнена интерпретация и определены подсчетные параметры (эффективные мощности, пористость и насыщенность).
Собраны более 80 тыс. пог. км перерабо-тайных профилей МОГТ.
Впервые создана единая трехмерная цифровая геологическая модель Ямало-Карского региона, включая акваторию Карского моря и Обской губы, установлены закономерности распространения и региональные особенности строения основных природных резервуаров. Составлены оригинальные геологические, литолого-фациальные, геотермические и гидрогеологические карты и разрезы, изучены геохимия пород и физико-химические характеристики УВ-флюидов в залежах и их изменение в пространстве. Установлено, что газовый потенциал открытых месторождений на порядок превышает потенциал жидких УВ (по запасам), что было учтено при прогностических расчетах.
Впервые полномасштабно обобщены данные по генерационным свойствам органического вещества (ОВ), в том числе концентрированного (углей), и катагенезу ОВ на базе новейших достижений в области геохимии и бассейнового анализа. Детально проанализированы все процессы в рамках онтогенетической цепочки: генерация УВ-газов и битумоидов, первичная и вторичная миграция, аккумуляция и консервация скоплений УВ в ловушках, эволюция скоплений газа и нефти с частичным их разрушением. На базе этих исследований дана качественная раздельная оценка перспектив газо- и нефтеносности продуктивных комплексов на суше и в шельфовых зонах.
На территории п-ова Ямал выделены 158 перспективных объектов (664 ловушки)
и произведена оценка их локализованных ресурсов. При варианте 50%-ного заполнения всех ловушек углеводородами ресурсы кат. С3, определенные оперативно, составили 5,2 трлн м3 газа и 0,5 млрд т конденсата (извлек.).
Аналогичные исследования проведены для меловых толщ Обской губы и Карского моря. Общая ресурсная оценка 55 наиболее перспективных объектов на море достигает 4,7 трлн м3.
На основании всего собранного авторами материала и разработанной новейшей геолого-геофизической модели региона проведена переоценка потенциальных и неоткрытых ресурсов газа, конденсата, нефти и нефтерастворен-ного газа для следующих перспективных и фактически нефтегазоносных объектов:
• газ-салинской пачки турона-сенона (впервые для Ямала);
• альб-сеноманского нефтегазоносного комплекса (НГК) по слагающим его подкомплексам;
• неоком-аптского НГК (по подкомплексам);
• ачимовской толщи бериаса-валанжина (газ + нефть оценены впервые);
• нижне-среднеюрского комплекса (оценены раздельно горизонты Ю2-Ю7 и Ю10-12);
• терригенного триаса (впервые);
• зоны контакта юры и коренного палеозоя (впервые для газа и нефти).
Установлено, что газовый потенциал недр всего Ямало-Карского региона может быть оценен в 61,0 трлн м3 и, кроме того, 13,8 трлн м3 составляют геологические ресурсы в «пограничных» и плотных коллекторах («плотный» газ), в том числе на суше Ямала - 20.22/4,5 трлн м3 (геол./извлек.), в шельфовых областях -25,1/9,3 трлн м3 (геол./извлек.).
Нефтяной потенциал региона оценивается в 9,5/2,9 млрд т (геол. / извлек.), ресурсы конденсата - 4,4/3,0 млрд т (геол. / извлек.), нефте-растворенного газа - около 0,8 трлн м3 (геол.). Общий УВ-потенциал региона оценивается в 75,6 млрд т у.т. Открытая часть этих ресурсов составляет менее 30 % (запасы и ресурсы традиционных газа и нефти).
Гыданский п-ов. Основой для трехмерного геологического моделирования явились полученные в ходе работ результаты переобработки данных ГИС. Проведена интерпретация данных ГИС в скважинах по место -рождениям и площадям в пределах основных
нефтегазоносных районов п-ова Гыдан в интервале стратиграфических пластовых групп ПК1-9, ХМ6-10, ТП1-9, ТП10-15, ТП16-26, БГ, Ю2-4:
• получены детальные литологические модели (коды литологии) по всем 154 скважинам, пробуренным на суше п-ова Гыдан, 26 скважинам акватории Карского моря, 42 скважинам месторождений Каменномысское, Северо-Тамбейское, Южно-Тамбейское, Тасийское, Хамбатейское, Парусовое, Южно-Парусовое (формат LAS);
• по результатам интерпретации определены подсчетные параметры (эффективная толщина, пористость и нефтегазонасы-щенность) по 90 глубоким скважинам на суше п-ова Гыдан и всем 26 скважинам акватории Карского моря на шести месторождениях (Ка-менномысское-море, Северо-Каменномысское, Чугорьяхинское, Обское, Тота-Яхинское и Ати-паютинское), подготовлены сводные планшеты и таблицы подсчетных параметров (в электронном виде подготовлены базы данных).
Исходя из подобия литологии слагающих пород, выделенных стратиграфических толщ и минерализации пластовых вод продуктивные пласты объединены в группы: ПК19, ХМ6-10, ТП1-9, ТП10-15, ТП16-26, БГ и Ю2-4. Граничные значения параметров эффективной и относительной пористости и проницаемости определялись путем статистической обработки петро-физических исследований представительной коллекции образцов керна. Основные результаты статистического анализа ФЕС коллекторов коррелируются с геологическим строением территории Гыданского п-ова:
• максимальный средний Кпес (> 0,7) наблюдается в отложениях ПК19 в лучших коллекторах с высокими ФЕС. Такие значения Кпес характеризуют разрезы с прерывистыми прослоями коллекторов с высокой и средней гидродинамической связностью;
• в отложениях ХМ610, ТП19, ТП1015, ТП16-26 средние значения Кпес = 0,38.0,44, что соответствует сильно прерывистым коллекторам со средней и слабой гидродинамической связностью;
• в отложениях групп пластов БГ, Ач и Ю Кпес = 0,13.0,15, что соответствует залеганию коллекторов в виде отдельных линз, гидродинамически не связанных между собой.
Результаты проведенных работ
В ходе выполнения работ систематизирован, оценен и переобработан значительный объем региональных и локальных геолого-геофизических данных. Результаты ЛИМЭС в комплексе с данными структурной интерпретации и ГИС формируют основу информационной базы регионального геологического моделирования (рис. 6).
Геологический анализ результатов ЛИМЭС в исследуемом районе показал:
• области накопления песчаного материала, как правило, не коррелируются со структурным планом;
• шельфовые песчаники в интервале залегания пластов ТП16-26 образуют на картах ЛИМЭС вытянутые аномалии, что, по всей видимости, связано с историей осадконакопления;
• зоны опесчанивания перекрываются в пределах большей части исследуемого региона;
• содержание песчаного материала уменьшается во всех исследуемых интервалах в северо-восточной части района исследований;
• шельф Карского моря к северо-западу от п-ова Ямал высокоперспективен в отношении нефтегазоносности и имеет геологические характеристики разреза, сходные с материковой территорией полуострова (см. рис. 6).
Построена наглядная трехмерная геологическая модель Ямало-Карского региона (рис. 7). Помимо решения классических задач геологоразведки - выявления региональных и локальных закономерностей формирования залежей и поиска новых месторождений УВ - привлечение региональной информации в форме цифровой модели позволяет оптимизировать поисково-разведочное бурение, определить порядок ввода объектов в эксплуатацию, увязав его с прогнозами успешности ГРР, обосновать региональную схему производства, подготовки и транспортировки добытой продукции [6]. Это позволит сэкономить значительные материально-технические ресурсы и решить вопросы стратегического планирования. Следует добавить, что цифровая геологическая модель достаточно легко актуализируется за счет ввода вновь полученной информации и по мере дальнейшего развития вычислительных средств вполне может стать частью постоянно действующей модели комплексного освоения различных регионов.
Рис. 6. Карта песчанистости группы пластов ПК1-9 (сеноман) п-ова Ямал и юго-западной части шельфа Карского моря, построенная по данным ГИС, сейсмических атрибутов и ЛИМЭС
В ходе работы были выделены локальные структуры, залежи и части залежей с ресурсами газа и конденсата категорий С3+Д1л. В качестве основных критериев выделения объектов для дальнейшей геолого-экономической оценки были приняты следующие характеристики объектов: состав и ресурсы УВ-сырья, пространственное местоположение, степень изученности и освоенности, основные геолого-промысловые параметры.
В результате создания региональной модели п-ова Ямал сформирован инвестиционный портфель перспективных объектов, включающий более 150 структур, суммарный ресурсный потенциал которых превышает 12 трлн м3 газа.
Вследствие разработки единой геологической модели строения и нефтегазоносности Гыдано-Тазовского ареала проведена оценка локализованных ресурсов объектов, наиболее
перспективных с точки зрения планирования лицензионной деятельности на севере ЯНАО. В качестве наиболее перспективных объектов с локализованными извлекаемыми ресурсами ~ 100 млн т у.т. и более выделяются 13 объектов, в том числе четыре структуры, обладающие ресурсами более 250 млн т, из них две -с извлекаемыми ресурсами более 300 млн т у.т.
Обоснованы следующие перспективные направления ГРР на газ и нефть в комплексах пород: альб-сеноманское - в юго-западной части района; аптское и верхненеокомское - повсеместно; неокомское клиноформное - основные перспективы связываются с двумя восточными зонами более ранних клиноформ; сред-неюрское - перспективно по всей рассматриваемой территории, однако в наиболее погруженных районах прогнозируется обнаружение мелких газовых скоплений; нижнеюрское -
о
-1000 -2000 -3000 -4000 -5000 -6000 -7000
Рис. 7. Трехмерная геологическая модель Ямало-Карского ареала, построенная в программном комплексе Petrel (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010 г., см, например, [7])
в приподнятых частях региона, перспективы нефтегазоносности ассоциируются с поисками исключительно газовых скоплений. Большая часть ресурсов связана с плотными коллекторами [7].
В настоящее время продолжаются работы по построению трехмерной модели Гыдано-Карского ареала. На заключительном этапе планируется создание уникальной трехмерной геологической модели Ямало-Гыдано-Карского мегарегиона (см. рис. 1). Так, на основе структурной карты по отражающему горизонту М (группа пластов ТП16-ТП26) на Гыданском п-ове выделены 32 структурных объекта. Из них 13 объектов имеют амплитуду менее 10 м, восемь - амплитуду 10.20 м. К разряду крупных, площадью более 150 км2, относятся 12 антиклинальных поднятий, приуроченных к западной части Поруйского крупного вала, Гыданскому малому своду, западной части Геофизического крупного купола, Южно-Геофизическому локальному структурному носу, Солетскому крупному куполу, Лунному поднятию и Северо-Танамскому крупному поднятию. Мелкие объекты группируются в западной части Среднесяпсинской мегамоноклинали и центральной части
Антипаютинской впадины. Глубины залегания кровли неокомских отложений здесь в сводовых частях структур изменяются от 1900 до 2300 м. Общая площадь выделенных объектов составляет 3240 км2. На рис. 8 показаны перспективные объекты по отражающему горизонту М (группа пластов ТП16-ТП26).
Всего на территории Гыданского п-ова в разрезе осадочного чехла в модели описаны 284 объекта. Наиболее крупные выделенные объекты приурочены к Гыданскому своду, Геофизическому, Трехбугорному, Солетскому, Приречному, Лунному, Сопочному, Северо-Гыданскому, Вангутинскому и Северо-Танамс-кому поднятиям. С этими структурами связываются основные перспективы нефтегазонос-ности Гыданского п-ова.
Стратегия в области поиска и разведки УВ-сырья должна быть направлена на поддержание рентабельной добычи УВ и обеспечение сырьевых потребностей будущих поколений. Мониторинг изученности перспективных территорий и фонда выявленных объектов позволит более точно оценить стартовую стоимость лицензионного участка, предложить программу его доразведки и решить комплекс сопутствующих задач оптимизации недропользования.
разведанные структуры
перспективные структуры
береговая линия контур геологической модели
Рис. 8. Фрагмент геологической модели Гыданского п-ова. Перспективные объекты по отражающему горизонту М (группа пластов ТП16-ТП26)
Список литературы
1. Скоробогатов В. А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала / В.А. Скоробогатов, В.П. Строганов,
В. Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. -352 с.
2. Скоробогатов В.А. Гыдан. Геологическое строение. Ресурсы углеводородов. Будущее / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов.-
М.: Недра, 2006. - 263 с.
3. Тимурзиев А.И. От нефтегазогеологического районирования недр к технологии бассейнового моделирования - не оправдавшая себя иллюзия / А.И. Тимурзиев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 8.
4. Ахапкин А.А. Геологическая модель как инструмент планирования и принятия управленческих решений по освоению углеводородного потенциала перспективных регионов / А.А. Ахапкин, Д.Н. Крылов, Я.И. Штейн // Газовая промышленность. -2011. - № 668: спецвып. - С. 4-6.
5. Ахияров А.В. Выработка единых поисковых критериев на УВ для оптимизации геологоразведочных работ / А.В. Ахияров, Е.Е. Поляков // Недропользование XXI век. -2013. - № 1(38). - С. 68-73.
6. Крылов Д.Н. Использование модификации сейсмического скоростного анализа на этапе региональных исследований в Западной Сибири / Д.Н. Крылов // Технологии сейсморазведки. - 2015. - № 4. - С. 109-120.
7. Коротков С.Б. Региональные трехмерные геологические модели нефтегазоносных провинций как основа поисково-разведочных работ / С.Б. Коротков, Е.Е. Поляков,
Б.С. Коротков // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31). -С. 308-316.
8. Астафьев Д.А. Тектонический контроль газонефтеносности полуострова Ямал /
Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2006. - С. 20-29.
9. Коротков Б.С. Перспективы поисков промышленно значимых залежей углеводородов на больших глубинах
в России / Б.С. Коротков, С.Б. Коротков, В.Ф. Подурушин. - М.: Газпром экспо, 2009. - 114 с. - (Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений).
10. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. -М.: Недра, 1975. - С. 88-111.
Regional geological simulation as a way to improve efficiency of prospecting
D.N. Krylov1*, Ye.Ye. Polyakov1, Ye.A. Pylev1, G.R. Pyatnitskaya1, V.A. Skorobogatov1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: D_Krylov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Among the important benefits of last decade there are: modernization of state geological funds and core storages, restoration of regional seismic profile shooting on the taxpayers' dime with statutory delivering results of geological surveys to the territorial geological funds, and simplification of access to a unique array of geological-geophysical information which has been collected during recent seventy-eighty years.
These changes promoted creation of a unique regional 3D digital geological simulator of a sedimentary mantle and a basement transitional zone of the Yamal-Gydan-Kara areal territory, which is rather topical for gas industry now. The work was aimed at: systematization of geological-geophysical data; building of structural body and filling it up with petrophysical parameters according to data of seismic prospecting, drilling, geophysical logging, gravity and magnetic measurements, thermobaric and hydrogeological tests; construction of a 3D digital model of a sedimentary mantle including an upper part of a column (perennially frozen rocks) and the deep horizons (down to 12 km); marking disjunctive dislocations and blocks in the sedimentary mantle; visualization of geological structure of the studied territory; certainty validation and reassessment of traditional and alternative hydrocarbon resources at the territories of Yamal and Gydan peninsulas, and in waters of the Gulf of Ob and Kara Sea; outlining of previously unknown perspective structures; feasibility substantiation of licensing and prospecting surveys within the framework of the studied territory.
Besides accomplishing of classical tasks of geological prospecting, regional information in a form of a digital model will help to optimize prospect drilling, to put in order commissioning of facilities on account of forecasts for successful geological prospecting, to substantiate a regional flow chart of production, processing and transportation of products.
Keywords: regional simulation, geological 3D-simulator, sedimentary mantle, transitional zone of basement, Yamal-Gydan-Kara areal, systematization of prospecting data, reassessment of hydrocarbon resources, substantiation of a regional work scheme.
References
1. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV, V.D. KOPEYEV. Geological structure and gas-oil-bearing capacity of Yamal [Geologicheskoye stroyeniye i gazoneftenosnost Yamala]. Moscow: Nedra-Bisnestsentr, 2003. (Russ.).
2. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV. Gydan. Geological structure. Hydrocarbon resources. Future [Gydan. Geologicheskoye stroyeniye. Resursy uglevodorodov. Budushcheye]. Moscow: Nedra, 2006. (Russ.).
3. TIMURZIYEV, A.I. Transition from oil-gas-geological zoning of subsoil resources to a technology of basin modeling as a failed illusion [Ot neftegazogeologicheskogo rayonirovaniya nedr k tekhnologii basseynovogo modellirovaniya - ne opravdavshaya sebya illyuziya]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy. 2009, no. 8. ISSN 2413-5011. (Russ.).
4. AKHAPKIN, A.A., D.N. KRYLOV, Ya.I. SHTEYN. Geological model as an instrument of planning and managing development of hydrocarbon potential in promising regions [Geologicheskaya model kak instrument planirovaniya i prinyatiya upravlencheskikh resheniy po osvoyeniyu uglevodorodnogo potentsiala perspektivnykh regionov]. Gazovaya Promyshlennost. 2011, no. 668: spec. is., pp. 4-6. ISSN 0016-5581. (Russ.).
5. AKHIYAROV, A.V., Ye.Ye. POLYAKOV. Working out of unified criteria for hydrocarbon search to optimize geological prospecting [Vyrabotka yedinykh poiskovykh kriteriyev na UV dlya optimizatsii geologorazvedochnykh rabot]. Nedropolzovaniye XXI vek. 2013, no. 1(38), pp. 68-73. ISSN 1998-4685. (Russ.).
6. KRYLOV, D.N. Using a modification of seismic rapid analysis at a stage of regional explorations in Western Siberia [Ispolzovaniye modifikatsii seysmicheskogo skorostnogo analiza na etape regionalnykh issledovaniy v Zapadnoy Sibiri]. Tekhnologii Seysmorazvedki. 2015, no. 4, pp. 109-120. ISSN 1813-4254. (Russ.).
7. KOROTKOV, S.B., Ye.Ye. POLYAKOV, B.S. KOROTKOV. Regional 3D geological models of oil-gas-bearing provinces as a foundation of geological prospecting [Regionalnyye trekhmernyye geologicheskiye modeli neftegazonosnykh provintsiy kak osnova poiskovo-razvedochnykh rabot]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 308-316. ISSN 2306-9849. (Russ.).
8. ASTAFYEV, D.A., V.A. SKOROBOGATOV. Tectonic control of gas and oil presence at Yamal Peninsular [Tektonicheskiy control gazoneftenosnosti poluostrova Yamal]. Geologiya Nefti i Gaza. 2006, pp. 20-29. ISSN 0016-7894. (Russ.).
9. KOROTKOV, B.S., S.B. KOROTKOV, V.F. PODURUSHIN. Outlooks for searching commercial-grade hydrocarbon deposits at great depths in Russia [Perspektivy poiskov promyshlenno znachimykh zalezhey uglevodorodov na bolshikh glubinakh v Rossii]. Moscow: Gazprom expo, 2009. (Russ.).
10. KONTOROVICH, A.E., I.I. NESTEROV, F.K. SALMANOV et al. Petroleum geology of Western Siberia [Geologiya nefti i gaza Zapadnoy Sibiri]. Moscow: Nedra, 1975. (Russ.).
