В связи с этим, перед специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» стоит задача по изучению и восстановлению истории геологического развития сухопутных регионов и морских акваторий, характеризующихся различным геологическим строением и степенью изученности, с целью определить перспективы их нефтегазоносности [2]. Главная особенность этого вида работ – изучение недр не отдельных месторождений или лицензионных блоков, а крупных регионов. В пределах последних часто выделяется нескольких потенциально нефтегазоносных осадочных бассейнов, различающихся по своей природе и возрасту.
В целом, можно говорить о том, что вектор развития российской региональной геологии сегодня направлен на восток и север. В первую очередь речь идет о слабоизученных, но традиционно рассматриваемых как перспективные, регионах России, таких как Восточная Сибирь и Арктика [1-3]. В некоторых из этих районов до сих пор не пробурено ни одной скважины, например, на шельфе Восточной Арктики и севере Карского региона. Именно поэтому изучение таких областей и прогноз их нефтегазоносности зачастую представляет весьма трудную научно-практическую задачу. Тем не менее, необходимо подчеркнуть, что проведение таких региональных работ является необходимым условием для дальнейшего роста и устойчивого развития ресурсной базы и реализации планов компании по увеличению добычи углеводородов [1].
При реализации региональных проектов в НТЦ применяется ряд хорошо зарекомендовавших себя современных методов и технологий, основанных как на использовании классических геолого-геофизических методов, так и на новаторских методиках компьютерного моделирования, применяющихся в определенной логической последовательности: от интерпретации сейсмических данных (рис. 1) с целью создания сейсмогеологической 3D модели, через седиментационное к бассейновому моделированию (рис. 2).
Интерпретация сейсмических данных
Важнейшим базовым геофизическим методом для проведения региональных исследований на нефть и газ является сейсморазведка 2D. В ООО «Газпромнефть НТЦ» оценивается качество результатов сейсморазведочных работ, после чего, при необходимости, с помощью подрядчиков проводится обработка или переобработка сейсмического материала с использованием самых современных технологий и программных средств. Дальнейшая интерпретация данных сейсморазведки производится специалистами НТЦ. Интерпретация сейсмогеологических границ производится с четким соблюдением фазовых, амплитудных и частотных изменений, в тесном сотрудничестве с региональными и структурными геологами. В ситуациях, где однозначное определение границы затруднено, проводится работа по интерпретации в разрезе, отношения вертикального и горизонтального масштабов которого близки или равны 1:1 (для представления о реальном поведении отражающих границ и выделенных сейсмокомплексов).
При невозможности однозначного определения стратиграфического диапазона осадочного чехла (и, соответственно, возраста его отдельных комплексов) для районов арктического шельфа с отсутствием пробуренных скважин применяется методика, которую можно условно назвать «структурно-тектонической корреляцией». Ее основной отправной точкой является сопоставление структурного стиля, наблюдаемого на сейсмических профилях с установленным по результатам исследования прилегающих частей материковой и островной суши. Одним из ключевых моментов здесь является определение возраста тектонического фундамента (по ряду геолого-структурных, стратиграфических и геохронологических данных), подстилающего стратифицированные комплексы чехла. Для возрастной привязки выделенных единиц чехла используется информация о региональных тектонических событиях, выраженных в изменении фациальных обстановок осадконакопления, а также наличию крупных перерывов и несогласий. Данные о времени и последовательности проявления основных этапов тектонической эволюции на суше также могут сопоставляться с основными несогласиями, выделяемыми на сейсмических профилях, и, соответственно, нести ключевую информацию для понимания природы и возраста фундамента и стратификации осадочного чехла слабо изученных акваторий. Такая методика, применявшаяся ранее для осадочного чехла шельфа морей Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского, сегодня получила достаточно широкое признание [4-6].
Данные сейсморазведки часто комплексируются с данными других геофизических методов поиска, например, электроразведкой. Конечным результатом интерпретации сейсмических данных, в совокупности с другой имеющейся геолого-геофизической информацией, является создание региональной сейсмогеологической модели 3D.
По завершении интерпретации сейсмических данных и построения сейсмогеологической модели 3D, для дальнейшего решения задач по выделению перспективных участков специалисты НТЦ последовательно используют программное обеспечение французской фирмы Beicip Franlab для седиментационного (DIONISOS) и бассейновое моделирования (TEMIS).
Седиментационное моделирование
Седиментационное моделирование является инновационным методом, который дополняет, детализирует и может заменить традиционные палеогеографические и литолого-фациальные построения. Используя данные региональной геологии, тектоники, стратиграфии, моделирование седиментационных систем дает обоснованный прогноз распределения пород-коллекторов и нефтематеринских комплексов в осадочном бассейне. Принципы численного моделирования заключаются в математическом описании процессов транспортировки обломочного материала разных фракций от источников сноса в бассейн с учетом таких параметров, как скорости прогибания бассейна, палеорельеф, колебания уровня моря, климатические условия и др. Построенная таким образом модель дает возможность оценить наиболее вероятное распределение осадочных пород, их фаций, мощностей комплексов, предсказать стратиграфическое строение и изучить влияние процессов осадконакопления на углеводородный потенциал бассейна. Седиментационное моделирование может выполняться как для слабоизученных, так и для зрелых регионов, при этом масштабы модели могут варьировать в широких пределах от десятков до сотен километров. В результате этой работы создается 3D седиментационная модель региона, которая, в свою очередь, служит основой для построения комплексной модели формирования и эволюции углеводородных систем изучаемого осадочного бассейна.
Бассейновое моделирование
Последующее 1D, 2D и 3D моделирование углеводородной системы бассейна в программном пакете Temis дает представление об эволюции процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, что, в итоге, позволяет выделить резервуары и ловушки, перспективные на нефть и газ, сделать прогноз фазового состояния углеводородов и дать их ресурсную оценку.
В целом же, методики современного бассейнового моделирования отражают эволюционное развитие и способ воплощения в жизнь теоретических представлений и практического опыта нефтяной геологии, накопленных в ХХ веке. Этот подход уже более 10 лет с успехом применяется крупнейшими нефтяными компаниями и институтами всего мира в различных нефтегазоносных провинциях планеты, главным образом в Европе и Северной Америке, включая также прилегающие акватории (в том числе и арктические). В компании, как и в целом в стране, применение данных методик только начинает входить в постоянную практику проведения региональных работ [2].
Наиболее масштабным проектом последних лет по применению бассейнового моделирования в России можно признать опыт специалистов корпоративного научно-технического центра ОАО «НК „Роснефть“» для оценки перспектив нефтегазоносности шельфа Восточной Арктики [7]. Заслуживает внимания также и достигнутый при участии ряда авторов в последние годы прогресс в реализации Уватского проекта ТНК-BP.
Уватская группа месторождений, расположенная в Тюменской области Западной Сибири, известна уже достаточно давно – первую скважину здесь заложили более 50 лет назад, однако успешность поисково-разведочного бурения была крайне низкой [8]. На протяжении десятилетий основной проблемой здесь являлось недостаточное понимание закономерностей формирования и размещения зон улучшенных коллекторов и условий формирования залежей углеводородов. Однако, в течение 2004–2010, было открыто 16 месторождений, а ресурсная база проекта возросла на порядок – почти до 500 млн т. К таким кардинальным изменениям привело построение региональной геологической модели, что позволило по-новому оценить перспективы нефтегазоносности. Следующим этапом стала постановка на основе региональной модели сейсмических работ 3D, выполнение седиментационных и геохимических исследований, моделирование формирования залежей. Как следствие, удалось добиться существенных успехов в понимании сложной структуры коллектора и определены оптимальные места для бурения скважин [8].
Таким образом, сегодня становится очевидным тот факт, что для эффективной доразведки уже имеющихся активов и успешного поиска новых месторождений необходимо применять весь комплекс современных методик исследований, неотъемлемой частью которых являются методы седиментационного и бассейнового моделирования.
В ООО «Газпромнефть НТЦ» первые региональные проекты с применением технологии бассейнового моделирования были выполнены в 2009 году для шельфа Черного моря и Предпатомского бассейна Восточной Сибири (Непско-Ботуобинская антеклиза). Было проведено моделирование в варианте 2D, которое дало возможность проанализировать поведение углеводородных систем, выделить критические факторы, влияющие на их формирование и развитие, восстановить время и масштабы генерации, определить наиболее благоприятные направления миграции и спрогнозировать основные зоны аккумуляции углеводородов [2].
В 2011 году завершены работы по региональному изучению бассейнов Каспийского и Карского морей. Для анализа углеводородных систем этих бассейнов применено 3D бассейновое моделирование, позволившее оценить перспективы нефтегазоносности регионов не только на качественном, но и на количественном уровне.
Модели УВ систем для Южно- и Северо-Карского бассейнов были построены с использованием результатов седиментологического моделирования, что позволило провести исследования на совершенно новом уровне [9, 10]. Результаты моделирования свидетельствуют о том, что в Южно-Карском бассейне существуют условия для открытия новых гигантских нефтегазоконденсатных месторождений с существенной долей нефти.
Кроме этого выделен ряд неопределенностей, связанных с недостаточной изученностью перспективного Северо-Карского бассейна. Для этого бассейна одними из ключевых факторов риска является распространения региональных покрышек и сохранность залежей. Проведенная переинтерпретация сейсмических данных (рис. 1) с учетом известных региональных тектонических процессов в палеозое (байкальского, каледонского и герцинского тектогенеза) позволила в существенной степени по-новому оценить Северо-Карский осадочный бассейн [9]. Известные битумопроявления на обрамляющих бассейн архипелагах Северной и Новой Земли, традиционно рассматриваемые как признаки нефтеносности недр, при некоторых сценариях развития могут оказаться реликтами существовавших ранее залежей. Более молодые по времени формирования залежи на акватории бассейна могут оказаться преимущественно газовыми. Тем не менее, важно подчеркнуть, что на данной стадии изученности невозможно делать однозначных выводов, поэтому особенно остро стоит вопрос о дальнейшем комплексном изучения этого региона.
Ресурсная оценка
Современные программные продукты позволяют разносторонне анализировать условия, влияющие на формирование залежей нефти и газа, выполнять количественную ресурсную оценку и прогноз фазового состава залежей. Соответственно, и подготовка рекомендаций по новым активам происходит на более высоком качественном уровне.
Следует учитывать, что геологоразведочные проекты требуют огромных капиталовложений на начальном этапе освоения, поэтому процент допустимой ошибки для геологических прогнозов должен быть снижен до минимума. Для этого выполняется оценка геологических рисков, связанная с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, покрышек, наличием ловушек, генерации и миграции флюидов из нефтегазоматеринских пород. Тщательный выбор объектов недропользования имеет большое значение в связи с принятием управленческих решений и размещением инвестиций.
Конечным результатом региональных исследований становится выделение перспективных для недропользования участков. Их размеры и положение границ учитывают возможность изменения площади и геометрии перспективных объектов за счет разведки. Тем не менее, важно определить оптимальный размер участка в связи с необходимостью осуществлять обязательные платежи, которые зависят от площади объекта.
В заключение, необходимо отметить принципиально важное значение, которое имеют региональные исследования, включающие моделирование седиментационных и углеводородных систем. Очевидно, что при должном подходе, их результаты должны приводить к корректировке стратегических планов по освоению малоизученных перспективных бассейнов, а также и любых других регионов, в которые будет направлена экспансия компании.
Авторы статьи выражают благодарность сотрудникам отделов региональных исследований континентальных шельфов и региональных исследований на суше ООО «Газпромнефть НТЦ» за кропотливую работу над региональными проектами и содействие при подготовке текста и графики настоящей статьи. Мы также признательны специалистам компании Beicip Franlab за постоянные консультации и техническую поддержку при проведении седиментационного и бассейнового моделирования.
Источник: oilandgaseurasia
Приобретение доступа к файлам
ВНИМАНИЕ: Данная информация получена путем сканирования, цифровой обработки физических носителей или обмена с неравнодушными пользователями. Она не имеет отметок грифа секретности и тайны, если вы считаете, что эта информация нарушает Ваши авторские или другие права. Незамедлительно сообщите администратору для удаления ее из портала.