Geomodel 2004 - 6th EAGE science and applied research conference on oil and gas geological exploration and development

В настоящее время, одной из основных задач на территории деятельности ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» является прирост запасов углеводородного сырья, в том числе и за счет открытия новых малоразмерных залежей в пределах активно разрабаты¬ваемых и существенно выработанных месторождений. В этом плане, не являются исклю¬чением и районы южного борта Западно-Кубанского прогиба, где промышленная экс¬плуатация залежей нефти и газа осуществляется с середины прошлого столетия. Наиболее эффективно такие задачи решаются с использованием трехмерной сейсморазведки 3Д. В качестве примера приводятся результаты использования интегрированной интерпретации данных сейсморазведки 3Д, ГИС и бурения по миоценовым отложениям (чокрак-сармат¬ский интервал) в пределах Абино-Украинского месторождения.

Ковыктинская площадь является сегодня объектом пристального внимания многих крупных проектов по добыче и транспортировке газа. За последние 15 лет на Ковыктинской площади выполнен большой объем сейсморазведочных работ МОГТ и пробурено более 40 скважин. Основные активные запасы газа на Ковыктинском месторождении связываются с парфеновским горизонтом, который залегает в верхней части подсолевого комплекса осадочного чехла.
Как отдельный элемент модели подсолевого комплекса, парфеновский горизонт не имеет четкого изображения на сейсмических разрезах (рис.1). Несмотря на невозможность точной идентификации геологических границ парфеновского горизонта, его положение на временном разрезе может быть определено достаточно уверенно, относительно опорного регионально выдержанного горизонта М2.

В докладе представлен прогноз коллекторских свойств нефтегазоперспективных горизонтов средней юры в пределах Наримановского лицензионного участка.
На территории исследований находятся Бешкульское и Тинакское месторождения нефти в терригенных отложениях байосского и батского ярусов.
В юго-восточной части участка были выявлены признаки обширной постройки барового типа в среднеюрских отложениях. Для повышения достоверности выявленного объекта осуществлялся прогноз его физических свойств в сравнении с вмещающими отложениями.

В последние десятилетия проведено большое количество исследований и появилось много публикаций по составлению литолого-фациальных моделей нефтегазоносных толщ по данным ГИС [ 1,4]. Методические подходы и критерии диагностики осадочных фации по данным керна и каротажа, широко освещенные в литературе, имеют существенный недостаток – прогнозирование фаций в межскважином пространстве осуществляется, как правило, с привлечением интерполяционного подхода. В лучшем случае, используются представления о закономерностях латеральной миграции седиментологических моделей. Сейсморазведка в последние годы активно привлекается для прогноза в межскважином пространстве петрофизических свойств, мощности и морфологического строения стратиграфических интервалов [ 2,5 ]. Широко исполъзуется в практике сейсмической интерпретации понятие сейсмофации и проводится их картирование, но результаты подобного вида интерпретации чаще всего слабо коррелируются с фациями, выделенными по ГИС. Комплексных исследований по составлению литолого-фациальных моделей, где наряду с интерпретацией ГИС широко используются данные сейсморазведки единичны, и методическая база данного рода исследований находится в стадии становления [ 2,3]. В то же время актуальность работ по составлению реальных и высокоточных моделей фации нефтепродуктивных толщ очевидна: подготавливается реальная база для выделения и картирования НАЛ, дается объективная оценка активных запасов разрабатываемых месторождений, уточняется литолого-фациальная модель продуктивного пласта.

Интересный объект для тектонической интерпретации представляют собой зоны развития надвигов. В пределах надвиговых зон расположено немало перспективных участков для поисков месторождений нефти и газа. Наличие подобного тектонического элемента существенно осложняет сейсмогеологические условия и требует принципиально иных подходов на каждом этапе сейсмических исследований.

Применение углубленной интерпретации материалов ГИС и сейсморазведки 3D в пределах уже известных нефтегазоносных площадей иногда даёт новую информацию для поисков неструктурных ловушек УВ. Одним из таких примеров является результат работ по северному участку Самотлорского месторождения, степень разведанности которого можно считать высокой (группы пластов А, Б, Ю разбуриваются по эксплуатационной сетке). Основными приёмами интерпретации являлись: совместное использование карт сейсмофаций и данных ГИС; изучение изменений волнового поля на последовательности послойных срезов и восстановление на этой основе условий осадконакопления с контролем по скважинам; детальный интервальный анализ сейсмических атрибутов и их взаимосвязей с характеристиками изучаемых пластов. Итогом исследований явилось составление сейсмогеологических моделей продуктивных пластов.

Переобработка и переинтерпретация сейсмических материалов, полученных в разные годы в пределах восточной (российской) части Азово-Черноморского и Каспийского регионов, позволили определить первоочередные объекты для поисков УВ от юрских отложений до плиоценовых включительно. Применяемый при этом комплексный атрибутный анализ, помогает решать как принципиальные вопросы структурно-тектонического районирования, так и проблемы изучения физических и литологических особенностей мезокайнозойских отложений для оценки фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов [1-4].

Оценка возможности прогнозирования проницаемости коллекторов по упругим свойствам представляет практический интерес как с целью расширения области использования акустического каротажа в комплексе ГИС при оценке фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и прогнозе дебитов скважин, так и с целью расширения круга задач, решаемых наземной и скважинной сейсморазведкой.
Рассматривается возможность прогнозирования по упругим свойствам проницаемости карбонатных коллекторов в биогермных отложениях Волгоградской области. Исходными данными явились общая пористость по комплексу ГИС, динамическая пористости и проницаемость, определенные индикаторным методом радона (ИМР), материалы плотностного и волнового акустического каротажа. В исследуемой скважине биогермные карбонатные отложения семилукско-рудкинского возраста вскрыты в интервале 3261-3424 м. По описанию кернового материала они представлены практически чистыми известняками, микрокристаллическими и мелкокристаллическими, микротрещиноватыми, неравномерно выщелоченными, участками кавернозными. В зависимости от структуры пустотного пространства общая пористость по разрезу изменяется от 0,2 до 8,9 %, динамическая пористость – от 0 до 5,9 %, проницаемость – от 0 до 11,33•10-15 м2.

Одной из классических областей распространения нижнепермских рифов, в том числе и нефтегазоносных, на территории Пермского Прикамья является Предуральский прогиб. Слова «пермский риф», «пермская нефть» сегодня звучат наиболее актуально, в связи с празднованием в 2004 году 75-летия открытия и начала добычи нефти в Пермском крае.
Целенаправленное изучение геологического строения Прикамья, включающего развитие структурно-геологической съемки, структурного бурения, электроразведки и других геофизических методов началось с момента открытия в 1929 году Верхне-Чусовского месторождения нефти, когда при бурении скважины на залежь калийных солей из артинских рифовых известняков был получен фонтанный приток нефти /1/.
На сегодняшний день тенденция снижения эффективности поисково-разведочных работ и, следовательно, спада нефтедобычи в Пермском Прикамье приводит к проблеме поисков новых источников УВ. Наряду с поиском традиционных для нашего региона ловушек, связанных с тектоническим фактором и облеканием органогенных построек позднедевонского возраста, взгляды геологоразведчиков вновь обратились к нижнепермским рифовым сооружениям.

Постоянно возрастающий темп освоения перспективных территорий Западной Сибири требует скорейшего воспроизводства минерально-сырьевой базы этого региона и, следовательно, выявления новых месторождений нефти и газа.
Достаточно очевидно, что при существенном исчерпании в Шаимском нефтегазоносном районе доказанных ресурсов углеводородного сырья, преобладание структурных и литологических факторов формирования залежей заставляет при прогнозировании перспективных участков принимать во внимание в первую очередь палеогеографический фактор.