Geomodel 2014 - 16th EAGE science and applied research conference on oil and gas geological exploration and development

Последние десять лет в средствах массовой информации появилось и активно обсуждается понятие «сланцевая революция». Но возникает два вопроса: «Революция ли это?» и «Сланцевая ли?» Терминологическое несовпадение названий на русском языке и после перевода с английского породило некоторую путаницу в понятийном аппарате. В зарубежной литературе встречаются два термина, обозначающие сланцевую нефть: shale oil – высоковязкая сланцевая смола из горючих сланцев, и tight oil – легкая нефть из аргиллитоподобного коллектора с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Однако для извлечения shale oil и tight oil требуются разные технологические методы. В отечественной литературе аналог shale oil – это горючий сланец, т.е. полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов. Это осадочная порода, глинистая, известковистая, кремнистая, тонкослоистая, содержит органическое вещество до 60-80%, даёт при сухой перегонке сланцевое масло – смолу, близкую по составу к нефти. Экономически целесообразна добыча сланцевого масла при толщине пласта не меньше 30 м и производительностью от 90 л на тонну сланца. Способ добычи открытый (или шахтный), с последующей переработкой на специальных установках-реакторах, активно развивался в СССР (Эстония, Ленинградская область) с начала 1930-х годов.

Многоволновая сейсморазведка новый этап технического развития в отрасли, что дела-ет доступным проведение многокомпонентных (4С) сейсморазведочных работ в Аркти-ке. В 2013 г. в рамках двух проектов ОАО «МАГЭ» выполнило сейсморазведочные работы 2D-4C объемом 400 км с применением морской донной бескабельной системы автономной регистрации сейсмических волн АДР типа OBX Geospace (OYO Geospace Ind.,США). На временных сейсмических разрезах удалось проследить отражающие горизонты - С, Г, М1, М, Б, Т4, в том числе горизонты, связанные с поверхностью палеозойского складча-того комплекса. Анализ данных по X-, Y-компонентам показал возможность регистрации PS волн с низким уровнем помех в условиях мелководья арктического шельфа; получены разрезы PP, PS волн

Обсуждается изменение подходов к контролю качества на новом технологическом уровне наземной сейсморазведки 3D, характеризующемся точечным возбуждением упругих колебаний и их точечной регистрацией, полной азимутальностью, высокой плотностью наблюдений, высокой производительностью и (почти) непрерывной регистрацией данных. Показано, что содержание полевого контроля качества в мега-партиях должно неизбежно трансформироваться от визуальных и количественных оценок исходных сейсмограмм к контролю выбранных и утверждённых Заказчиком технологий производства полевых работ. А качество выполненных сейсморазведочных работ должно оцениваться по окончательным результатам обработки и интерпретации

Рассматриваются особенности обработки одиночных возбуждений перед суммированием с целью устранения волн-помех от треска льда на тундровых реках и озерах при работах с импульсными источниками СЭМ-100 и вибраторами. Помехи от треска льда очень сложно подавить на этапе обработки из-за перекрытия помехи и сигнала по частотам и кажущимся скоростям. При работе с импульсными источниками необходимо регистрировать одиночные возбуждения на каждом ПВ и затем накапливать записи программно по предлагаемому автором алгоритму энергетической редакции. В методе Вибросейс предлагается работать с включенным редактором шумов “Enhanced Diversity Stack”. Анализируется алгоритм “Enhanced Diversity Stack”. На синтетических и реальных сейсмограммах показано, как проявляются недостатки линейного накопления при коррекции статических поправок, динамическом анализе, оценке качества полевых сейсмограмм, AVO, определении пластовых скоростей и поверхностно-согласованной деконволюции. Линейное накопление при наличии треска льда может приводить к неверной оценке качества сейсмограмм программами QC. Но графики S/N для линейного накопления и энергетической редакции могут совместно использоваться для обнаружения и картирования зон аномального треска льда

В работе рассматриваются методы обработки сейсмических данных, существенно расширяющие возможности обработки и интерпретации сейсмической информации. Развиты методы подавления кратных волн для земляных и морских данных, подавления подповерхностных (релеевских) волн в случае наличия только одной компоненты волнового поля Uz. На основе метода подавления кратных и однократных волн развита методика идентификации продуктивных коллекторов УВ. Приводятся примеры обработки реальных данных. Принципиальным отличием предлагаемой методики обработки сейсмических данных является её независимость от глубинно-скоростной модели и геологии среды

В результате переинтерпретации данных 2Д-3Д сейсморазведки на полигоне в пределах шельфа Центрального Вьетнама, было уточнено геологическое строение газового месторождения, связанного с плиоценовыми тонкослоистыми коллекторами вблизи молодого глинистого диапира. Основным дискуссионным вопросом являлся возможный уровень контактов основного продуктивного горизонта, не вскрытых на момент начала работ ни одной скважиной (все 4 скважины пробурены в газовой шапке). Ранее для подсчёта запасов был выбран условный уровень, определенный по последнему снизу отверстию перфорации в наиболее глубокой скважине. Проведённая в ходе исследования AVA-инверсия сейсмических наблюдений совместно с петро-упругим моделированием и AVO-анализом позволили прогнозировать новый уровень ГВК. Уровень контакта, расcчитанный независимо по градиенту давлений в скважинах, совпал с «сейсмическим» в пределах погрешности в 0.3%., и был подтверждён последующим бурением. Результаты проведенных исследований позволили обосновать понижение прогнозного контакта для ПЗ и прирастить запасы месторождения по категории С2 приблизительно на 70%.

В представленной работе в краткой форме описываются особенности проведения широкоазимутальной съемки 3Д, а также возможность анализа и интерпретации этих данных для изучения объектов в карбонатных отложениях. Сравниваются опытные результаты сейсмических исследований, полученные в различных азимутальных диапазонах

Работа посвящена вопросу геологического моделирования линзовидных пластов БС102, БС11 Имилорской группы месторождений. Анализ геологической модели, утвержденной на балансе, выявил несоответствие её накопленной информации о строении месторождения. В рамках работы: - проведено обобщение НИР по изучению северо-западной части Сургутского свода; - проведена детальная корреляция пластов группы БС (в интервале подсчетных объектов прослежены границы отдельных линз); - на основе выполненных ранее работ по фациальному анализу соседних месторождений (аналогов) построены карты, отражающие фациальные обстановки осадконакопления пластов БС102, БС11 на Имилорском участке; - на основе представлений о линзовидном строении пластов БС102, БС11 построены альтернативные геологические модели; - проведен анализ рисков геологических моделей; - определены параметры продуктивных пластов в точках проектных скважин

На профилях высокого и ультравысокого разрешения, полученных Институтом океанологии им.П.П.Ширшова РАН в Каспийском море, обнаружено множество аномалий акустического поля: яркие пятна, зоны акустической прозрачности, акустические тени, перемешанные зоны, шероховатые отражающие горизонты, раздваивание отражающих горизонтов, кратные волны обычные, псевдо и зеркально отражённые, несколько мест с возможными BSR. Все аномалии в основном коррелируются со сменой геологических обстановок: от погребённых врезов на шельфе до палеодельт, а также конуса выноса, осадочные волны нескольких типов, и далее на глубину к грязевым вулканам и структурам, связанным с выходами газа. Изучение аномалий и выявление взаимосвязи с геологическими формами/структурами важно как для науки, так и для нефтедобычи Поскольку разработка месторождений предполагает прокладку системы подводных трубопроводов, знание возможных опасностей позволит лучше просчитать негативное воздействие на окружающую среду

В докладе рассматривается разработанный авторами поход к прогнозированию крупных узлов нефтегазонакопления и самых крупных в бассейне месторождений нефти и газа на основе картографического моделирования современной блоковой структуры осадочных бассейнов и распознавания по созданной модели локальных участков с наиболее крупными месторождениями нефти и газа. Геологическими предпосылками предлагаемой технологии прогнозирования крупных месторождений нефти и газа служат молодой (постальпийский) возраст формирования большинства крупных месторождений нефти и газа, их размещение в окрестностях дизъюнктивных узлов в современной блоковой структуре земной коры. В качестве метода моделирования используется формализованное морфоструктурное районирование суши и морского дна, направленное на выявление морфоструктур, с которые могли быть связано формирование крупных узлов и зон нефтегазонакопления. На картографической модели блоковой структуры бассейна выделяются наиболее стабильные участки земной коры - блоки разного иерархического уровня, границы блоков - морфоструктурные линеаменты и зоны сочленения границ блоков - морфоструктурные узлы. Было установлено, что к морфоструктурным узлам приурочено не менее 90% самых крупных месторождений бассейна. Разработаны компьютерные алгоритмы, позволяющие выделять среди морфоструктурных узлов наиболее перспективные объекты. Первый прогноз по этой методологии для бассейнов горного поясв Анд был опубликован в 1986 годы. последующие десятилетия все открытия крупнейших месторождений региона были в местах, указанных в прогнозе. етодология прогноза пршла успешную проверку на ряде крупных бассейнов мира (Западная Сибирь, Северное море, Мексиканский залив, Альберта, Техас, Мидконтинент, Калифорния и др.