ВОПРОСЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЕЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ЮЖНО-ЛУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Ключевые слова:

шельф,

разломная

тектоника,

водонапорный

бассейн,

геологическое

моделирование,

гидродинамическое

моделирование,

вероятностная

оценка,

метод Монте-Карло, Южно-Лунское газоконденсатное месторождение.

УДК 553.981:553.068.22:550.8(571.64)

Вопросы геологических неопределенностей при проектировании разработки Южно-Лунского месторождения

С.В. Зиновкин1, Г.М. Гереш1*, Я.И. Штейн2, М.Б. Шевелев3

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1

2 OOO «Красноярскгазпром нефтегазпроект», Российская Федерация, 660075, г. Красноярск, ул. Маерчака, д. 10

3 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 196105, г. Санкт-Петербург, Московский пр-т, д. 156, лит. А, БЦ «Электро»

* E-mail: G_Geresh@vniigaz.gazprom.ru

Тезисы. На примере Южно-Лунского газоконденсатного месторождения рассмотрена возможность типизации экранирующей способности тектонических нарушений на морских месторождениях Киринского перспективного участка, и на ее основе приведены результаты оценки технологических показателей разработки.

Для комплексного проектирования разработки группы морских месторождений в условиях, когда оценка запасов углеводородов (УВ) выполняется в основном по данным сейсмической разведки при очень низкой плотности разведочного бурения, актуальным является определение диапазона неоднозначности геологических параметров. Авторы исследовали эту проблему на примере Южно-Лунского газоконденсатного месторождения, расположенного в северо-восточной части шельфа о. Сахалин в пределах Киринского перспективного участка недр.

Характерной особенностью геологического изучения объектов на акваториях морей является необходимость решения комплекса геологоразведочных задач с помощью минимально необходимого числа поисковых и разведочных скважин. Плотность размещения разведочных скважин на месторождениях Киринского перспективного участка очень низкая в сравнении с месторождениями на суше. Небольшое число разведочных скважин обусловливает необходимость обоснованного прогноза геологического строения и распространения свойств среды на большие межскважинные расстояния. Поэтому решения задач картирования, прогноза и установления свойств вмещающей среды, геометризации залежей, геологического и фильтрационного моделирования, подсчета запасов, проектирования разработки морских месторождений во многом основаны на применении высокоточных площадных геофизических методов - технологий интерпретации, инверсии и атрибутного анализа сейсмических данных.

Как показывает опыт анализа разломной тектоники на месторождениях Киринского перспективного участка и ее влияния на формирование залежей УВ, для формулирования предположительного, но вместе с тем обоснованного вывода о проводимости либо экранирующей роли каждого из выделенных в процессе структурной интерпретации разрывных нарушений или их систем необходимо в комплексе учесть пять основных факторов:

• морфологические особенности самого разлома (тип нарушения; амплитуду смещения; протяженность; форму в плане; связанность сети; является ли разлом единичным тектоническим швом или частью системы сближенных нарушений, которые прослеживаются при структурной интерпретации сейсмических данных в виде нарушенной зоны без возможности выделения отдельных швов);

• строение и вещественный состав вмещающей среды, которую нарушает разлом (расчлененность разреза; состав; текстуры и структуры пород, подвергшихся разрывной деформации; свойства и парагенезис отдельных литологических типов).

Однотипные разрывные нарушения в разрезах разных типов могут проявлять различные свойства. Кроме того, разломы в зависимости от вмещающей среды могут формировать зоны трещиноватости и хрупких деформаций, создавая вертикальные каналы миграции либо субвертикально распространенные тела глин трения (милонитов), выполняющих функции локальных экранов;

• заполнение пустотного пространства (часто разрывные нарушения демонстрируют различные свойства для разных сред, например, хорошо проницаемы для газов и непроницаемы для жидкостей, как это отмечено при изучении ряда месторождений);

• фактор времени. В масштабе времени формирования залежи УВ разлом может быть проницаем и не оказывать влияния на миграцию, но в сравнительно короткий период разработки залежи представлять собой локальный экран;

• динамику водоносных горизонтов изучаемой площади (области вблизи зон глинизации отдельных пластов терригенного состава могут продуцировать элизионные воды, которые, в свою очередь, создают обратный напор в проницаемом пласте и оказывают влияние на миграцию УВ и заполнение ловушки). Очевидно, что особенности динамики водоносного горизонта необходимо учитывать при интерпретации результатов газодинамических исследований. При изучении месторождений отмечено, что в регионе северо-восточного шельфа о. Сахалин имеются отдельные аномальные зоны, линейные в плане, с водонапорным режимом, резко отличающимся от фонового. Генезис этих зон к настоящему времени не ясен, однако их влияние на строение залежей УВ очевидно. В исследуемом регионе также существуют однозначно не объясненные на данный момент аномалии минерализации пластовых вод.

В то же время единственным источником сведений о проводимости разломных зон служит скважинная информация: различия в отметках контактов, содержании конденсата в пробах газа, трендах градиентов пластового давления. На сегодняшний день отсутствуют данные о горизонтальной проницаемости отдельных разрывных нарушений и их систем, подтверждающие либо опровергающие блоковое разделение залежей месторождений Киринского перспективного участка. Поэтому

свойства разрывных нарушений (горизонтальная и вертикальная проводимость, изолирующая способность) требуют дальнейшего тщательного изучения, предполагающего как теоретические исследования связности, амплитуд смещения, свойств пород на крыльях и др., так и специальные гидродинамические исследования в процессе испытания эксплуатационных скважин и на этапе разработки месторождения.

При оценке начальных запасов УВ важно учитывать неоднозначности определения тектонических разломов, характеристик водоносного бассейна, глинистых перемычек. В дальнейшем при выборе системы разработки месторождения значения этих параметров необходимы для достоверного определения извлекаемых запасов пластового газа и газового конденсата.

Авторы задались целью изучить экранирующую способность тектонических нарушений месторождений Киринского перспективного участка и оценить влияние геологических неопределенностей на технологические показатели разработки, а именно коэффициенты извлечения газа (КИГ) и конденсата (КИК). Подразумеваются следующие этапы исследования:

• типизация разрывных нарушений по степени их влияния на условия разработки залежей;

• классификация выделенных на площадях месторождений разрывных нарушений по различным критериям;

• формирование модификаций геологических и фильтрационных моделей с учетом неопределенности проводимости тектонических нарушений;

• вероятностная оценка геологических и технологически извлекаемых запасов УВ.

Южно-Лунское месторождение открыто в 2016 г. и относится к крупным месторождениям сложного геологического строения. Вся его площадь охвачена сейсмической 3D съемкой высокого качества. На площади месторождения пробурена одна поисково-оценочная скв. Южно-Лунская-1. Продуктивные отложения вскрыты в интервале глубин 2429,3...2549,2 м. При испытании получен промышленный приток газового конденсата дебитом 235 м3/сут, дебит газа составил 1003,5 тыс. м3/сут.

В пределах месторождения выделяется единая залежь УВ, приуроченная к структурной ловушке антиклинального типа

с частичным тектоническим экранированием. Залежь объединяет несколько алевролито-во-песчаных пластов-коллекторов, разделенных слабопроницаемыми глинисто-алевро-литовыми прослоями, и относится к массивным тектонически экранированным. Залежь подстилается единым зеркалом пластовых вод и именуется Dg 1. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке минус 2523,2 м. Размер залежи в плане составляет 7,9^4,1 км, высота - 156,2 м. Запасы сухого газа по месторождению оцениваются примерно в 50 млрд м3, извлекаемые запасы конденсата - примерно в 8 млн т.

На площади месторождения установлено наличие крупной системы тектонических нарушений субширотного простирания. Разрывные нарушения этой системы пересекают брахи-антиклинальную складку в крест длинной оси. Наиболее крупный тектонический шов установлен в южной части площади. Он формирует тектоническое ограничение залежи месторождения с юга, что обусловлено амплитудой тектонического нарушения, превышающей высоту залежи.

Интенсивное развитие разрывных нарушений напрямую связывается с формированием линейной антиклинали и происходило синхронно процессу образования складки на пост-седиментационном этапе развития, что подтверждается палеотектоническим анализом,

проведенным по материалам сейсморазведки 3D. Тектонические движения в регионе привели к формированию крупных клавишных нарушений переменной амплитуды с элементами сбросовой и сдвиговой составляющих. Антиклинальное поднятие, формирующее ловушку залежи, представляет собой южное окончание крупной линейной глубинной штам-повой структуры над выступом кристаллического фундамента. На площади месторождения отмечаются протяженные разрывные нарушения сбросового типа с постоянной амплитудой, а также кулисообразные системы сбросо-сдвигов, состоящие из тектонических швов с переменной амплитудой. Последние сформированы в результате сложения нескольких векторов тектонических напряжений. Несмотря на интенсивное развитие разрывной тектоники и тектоническое экранирование, для залежи Южно-Лунского газоконденсатного месторождения блоковое строение не устанавливается.

При классификации разрывных нарушений информация детально анализировалась по совокупности критериев, что позволило установить тип проводимости для каждого разлом-ного шва (рис. 1). На данном этапе по степени влияния на условия разработки залежей можно выделить четыре основных типа разрывных нарушений:

1) проводящие - амплитуда смещения на всей протяженности разлома позволяет

■ массивныипесчаник

■ слоистыйколлектор

I глинистая перемычка

Рис. 1. Типы разрывных нарушений: а - проводящие; б - ограниченной проводимости; в - слабо проводящие; г - непроводящие

контактировать коллекторам с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС);

2) ограниченной проводимости - амплитуда смещения достаточно велика и не позволяет сохранить контакт коллекторов с улучшенными ФЕС. Коллекторы с улучшенными ФЕС преимущественно контактируют со слоистыми глинизированными коллекторами;

3) слабо проводящие - разделяют песчаные коллекторы и глинистые дагинские отложения. Предполагается, что фильтрация газа возможна в геологическом масштабе времени;

4) непроводящие - амплитуда разлома превышает мощность продуктивного интервала. Дагинские отложения контактируют через разлом с региональной покрышкой - глубоководными окобыкайскими глинами.

Для определения типа проводимости вдоль каждого разлома строилась серия ортогональных сечений, на которых отображались разрезы модели литологии (рис. 2). По совокупности этих разрезов оценивались контакты через плоскость разлома пород с различными ФЕС. Кроме того, при определении типа проводимости учитывались морфологические характеристики разломов - максимальная амплитуда смещения и длина, а также изменения сейсмических атрибутов «Amplitude»,

«LaRo», «Coherence» вдоль каждого из разломов. Результаты классификации приведены на рис. 3.

По мере изучения месторождений Киринского перспективного участка выявлены основные группы геологических рисков, включающие неопределенности при построении исходной геологической модели месторождений и оценке начальных геологических запасов. К факторам, вносящим наибольшую неопределенность, относятся точность структурных построений продуктивных пластов и распространение ФЕС в межскважинном пространстве.

Вариативная оценка распределения начальных геологических запасов газа Южно-Лунского месторождения выполнена методом статистических испытаний Монте-Карло [1]. При оценке запасов моделировались объемы газонасыщенных пород, коэффициенты пористости и газонасыщенности. Вариативность остальных параметров установлена как низкая, и их вклад в оценку начальных геологических запасов незначителен.

Неопределенность оценки объема газонасыщенных пород может быть связана с наличием изолированного тектонического блока на севере площади. Корреляция дизъюнктивных нарушений в этой зоне затруднена

Рис. 2. Серия ортогональных сечений вдоль плоскости разлома

по причине искажения сейсмической записи акустическими аномалиями, находящимися в верхней части разреза. По этой же причине накладываются ограничения на использование данных атрибутного анализа сейсморазведки. В случае если пара сближенных тектонических нарушений с запада сочленяется с разломом на востоке, существуют вероятность наличия тектонического ограничения залежи с севера и риск переоценки запасов месторождения (рис. 4). В качестве верхней границы диапазона

Ш ,1

ЩШОщЩ

ш | I \\ш\\ С южно-яи^ \ в®.

% изошпсакровликоллектора Тектоническиенарушения:

о пробуреннаяскважина ^ проводимость1-готипа

\ контургазоводяногоконтактазалежи ^ проводимостьЗ-готипа

Рис. 3. Схема классификации разрывных нарушений Южно-Лунского месторождения

Рис. 4. Фрагмент структурной карты по кровле пласта Dg 1 Южно-Лунского месторождения

изменений принят объем пород полностью заполненной ловушки. Нижней границе соответствует объем пород, уменьшенный на объем пород «северного блока». Для вероятностной оценки объема газонасыщенных пород месторождения выбрана нормально распределенная случайная величина, 95 % реализаций которой попадают в выбранный диапазон.

При построении куба пористости в процессе трехмерного геологического моделирования полученные в результате интерпретации скважинных данных ФЕС распространяются в объеме месторождения с применением выявленных вертикальных и латеральных закономерностей. Модель газонасыщенности построена на основе данных капилярометрии, что позволяет получить более корректные распределения параметра в объеме залежи и хорошо согласовывается с первичными результатами интерпретации скважинных данных. Для вариативной оценки коэффициентов пористости и газонасыщенности использовались распределения, полученные при интерпретации сква-жинных данных в газонасыщенном разрезе. Гистограммы этих распределений, обосновывающие выбор граничных значений параметра и закона распределения случайных величин, приведены на рис. 5.

По результатам серии статистических испытаний (100 тыс.), оценка начальных геологических запасов газа Южно-Лунского месторождения с вероятностями 10, 50 и 90 % составила примерно 58, 48 и 39 млрд м3 соответственно.

Для выбора системы разработки месторождения в условиях недоизученности и неопределенности характера тектонических нарушений рассмотрены несколько модификаций фильтрационной модели месторождения с различной проводимостью разрывных нарушений [2]. Аналогично исследовался вопрос степени влияния на разработку водоносного бассейна, а именно проведена оценка извлекаемых запасов газа и конденсата для варианта разработки со следующими основными показателями: максимальный объем годовой добычи пластового газа - 2,1 млрд м3; количество добывающих скважин с подводным обустройством устья - 3; срок разработки - 26 лет.

Модификации фильтрационной модели отличаются числовыми значениями переменной «проводимость через разломы»: 0; 0,005; 0,01; 0,1; 0,5. В модификации 0 все разломы считаются непроводящими; максимальное

£ 0,4

0,3

0,2

0,1

1

/ \

1 { р 1 ■

2 0,20

0,16

0,12

0,08

0,04

0,16 0,18 0,20 0,22 0,24 0,26 0,28 0,30 Коэффициент пористости

г 1

_1 и

1

к г 1

0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

Коэффициент газонасыщенности

а б

Рис. 5. Гистограммы распределения коэффициентов пористости (а) и газонасыщеннности (б) с оценкой вида распределения (см. синюю кривую) по скв. Южно-Лунская-1

0

значение проводимости принято для модификации 4; базовой является модификация 2, где проводимость, равная 0,01, в наибольшей степени соответствует оценке величины извлекаемых запасов. Анализ результатов моделирования показал, что при типизации тектонических нарушений на площади газоносности КИГ варьирует в диапазоне 73,2...74,4 % в зависимости от выбранного варианта модификации (размах вариации - 1,2 %). С учетом моделирования активности водоносного горизонта диапазон изменения КИГ составляет 65,3.77,8 % (размах вариации - 12,5 %). Необходимо отметить, что влияние неопределенности характеристик водонапорного бассейна на показатели разработки месторождения, включая достигаемые значения КИГ, наиболее значимо по отношению к неопределенности величины «проводимость разломов».

Для вариативной оценки извлекаемых запасов использованы случайные значения величины геологических запасов УВ и случайные значения КИГ и КИК. На основе анализа результатов многовариантных расчетов показателей разработки в качестве формы распределения случайных величин «КИГ» и «КИК» выбрана форма треугольного распределения. Параметры треугольного распределения - граничные и модальное значения - соответствуют полученным по результатам моделирования показателям КИГ и КИК. На рис. 6 представлена гистограмма распределения КИГ. В качестве

модального принято значение КИГ, оцененное согласно базовому варианту фильтрационной модели, граничные значения приняты по наилучшим и наихудшим показателям.

Вероятностная оценка извлекаемых запасов газа (рис. 7) получена по результатам серии из 100 тыс. статистических испытаний, выполненных методом Монте-Карло (вычислялись произведения реализаций случайных величин «геологические запасы», «КИГ», «КИК»). Извлекаемые запасы пластового газа с вероятностями 10, 50 и 90 % составили соответственно 42, примерно 35 и около 28 млрд м3.

киг,%

Рис. 6. Гистограмма распределения случайной величины «КИГ»

1,0

«

& 0,8 U

m

0,6

0,4

0,2

Максимальная оценка

□ гистограмма □ кумулятивная кривая Г

Базовая оценка

п

F ч

Минималь ная J ■

оценка ¡в

15

20

25

30

35 40 45 50 55

Извлекаемые запасы пластового газа, млрд м3

Рис. 7. Оценка распределения случайной величины «извлекаемые запасы газа»

Таким образом, в условиях неоднозначности определения некоторых геологических характеристик месторождения, обусловливающих особенности дренирования залежи, при отсутствии возможности проведения детальных геологоразведочных работ (по технико-экономическим причинам) выполненная аналитическая работа по типизации разрывных нарушений с позиции их влияния на условия разработки позволила сформировать различные модификации геологической и фильтрационной моделей. По результатам многовариантного моделирования на основе статистического анализа определен диапазон величин геологических и извлекаемых запасов газа.

В ходе проектирования разработки месторождения рекомендуется на основе различных модификаций геолого-технологической модели оценивать:

• технологические риски при выборе количества, конструкции, технологического режима работы скважин;

• время ввода дополнительных мощностей компримирования при определении продолжительности периода постоянных отборов.

Дальнейший технико-экономический анализ показателей разработки позволит выявить необходимость количества резервных скважин и других объектов добычи на перспективу во избежание упущения выгоды проекта.

Надежная оценка извлекаемых запасов УВ и научно обоснованных технологических показателей разработки Южно-Лунского газокон-денсатного месторождения будет способствовать успешности освоения недр Киринского перспективного участка в целом.

Список литературы

1. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа / Ю.П. Ампилов. -М.: Спектр, 2008. - 384 с.

2. Гереш Г.М. Использование результатов гидродинамического моделирования для оценки прогнозного состояния газовой залежи на поздней стадии разработки / Г.М. Гереш, А.Ш. Гафаров, Р.Р. Исхаков // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. -

№ 4 (20): Проблемы разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - С. 45-49.

Geological uncertainties at designing development of South Lunsk field

S.V. Zinovkin1, G.M. Geresh1*, Ya.I Shteyn2, M.B. Shevelev3

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation

2 Krasnoyarskgazprom neftegazproyekt LLC, Bld. 10, Mayerchaka street, Krasnoyarsk, 660075, Russian Federation

3 Gazprom PJSC, Business center "Elektro", Bld. 156A, Moskovskiy prospekt, St. Petersburg, 196105, Russian Federation

* E-mail: G_Geresh@vniigaz.gazprom.ru

Abstract. As exemplified by South Lunsk gas-condensate field, authors studied possibility to typify the screening capacity of the tectonic deformations at the offshore fields of the Kirin prospective site. On the grounds of this type design practice the production data were predicted.

Keywords: continental shelf, fault tectonics, aquifer, geological simulation, hydrodynamic modelling, probabilistic assessment, Monte Carlo technique, South Lunsk gas-condensate field.

References

1. AMPILOV, Yu.P. From seismic interpretation to simulation and assesment of oil and gas fields [Ot seysmicheskoy interpretatsii k modelirovaniyu i otsenke mestorozhdeniy nefti i gaza]. Moscow: Spektr, 2008. (Russ.).

2. GERESH, G.M., A.Sh. GAFAROV, R.R. ISKHAKOV. Use of hydrodynamic modeling results for evaluation of the forecast condition of the gas deposit at the latest development stage [Ispolzovaniye rezultatov gidtodinamicheskogo modeliravaniya dlya otsenki prognoznogo sostoyaniya gazovoy zalezhi na pozdney stadia razrabotki]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2014, no. 4 (20): Problems of development of gas, gas condensate and oil/gas/condensate fields, pp. 45-49. ISSN 2306-8949. (Russ.).