Переинтерпретация моделей строения
месторождений на северном крыле
Жигулёвско-Самаркинской системы валов
месторождений на северном крыле
Жигулёвско-Самаркинской системы валов
Трошкин С.В., Рейтюхов К.С., Захарова И.Р., Папухин С.П.,
Ильин П.А.
ООО «СамараНИПИнефть»
АО «Самаранефтегаз»
Ильин П.А.
ООО «СамараНИПИнефть»
АО «Самаранефтегаз»
В статье представлены два примера пересмотра геологического строения месторождений, расположенных на северном крыле Жигулёвско-Самаркинской системы валов, на основе данных сейсморазведки 3D. Анализ сейсмических исследований позволил уточнить геологическое строение территории и сопутствующих им залежей за счет актуализации сейсмогеологических моделей после бурения новых скважин и результатов региональных работ. Пересмотр моделей строения с антиклинальных на тектонически ограниченные привел к значительному приросту запасов, что экономически целесообразно для месторождений старого фонда с развитой инфраструктурой.
Поддержание добычи и максимальное раскрытие потенциала действующих месторождений являются одними из значимых приоритетов АО «Самаранефтегаз» в области разведки и добычи на суше.
В современных условиях при снижении ресурсной базы возрастает ценность добываемого углеводородного сырья из старого фонда месторождений с развитой инфраструктурой. Такие месторождения требуют серьезной переоценки с целью установления истинных остаточных ресурсов.
В связи с этим закономерно возникает потребность в восполнении ресурсной базы на изученных месторождениях. Поскольку данное направление является перспективным, была поставлена цель: уточнить геологическую модель известных месторождений с помощью данных сейсморазведки 3D на конкретных примерах, что и является предметом рассмотрения в данной статье. Так как на крупных тектонических валах Самарской области содержится более 75 % начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, участки на переинтерпретацию были выбраны на северном крыле Жигулёвско-Самаркинской системы валов.
В современных условиях при снижении ресурсной базы возрастает ценность добываемого углеводородного сырья из старого фонда месторождений с развитой инфраструктурой. Такие месторождения требуют серьезной переоценки с целью установления истинных остаточных ресурсов.
В связи с этим закономерно возникает потребность в восполнении ресурсной базы на изученных месторождениях. Поскольку данное направление является перспективным, была поставлена цель: уточнить геологическую модель известных месторождений с помощью данных сейсморазведки 3D на конкретных примерах, что и является предметом рассмотрения в данной статье. Так как на крупных тектонических валах Самарской области содержится более 75 % начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, участки на переинтерпретацию были выбраны на северном крыле Жигулёвско-Самаркинской системы валов.
Пример переинтерпретации Ново-Ключевского месторождения.
Начальные этапы разведки и разработки Ново-Ключевского месторождения удовлетворялись простой антиклинальной моделью залежи по всем основным пластам. После проведения исследований МОГТ 3D-модель значительно изменилась.
В ООО «СамараНИПИнефть» планомерно ведется работа по трассированию региональных разломов 1, 2 и 3 порядка по всей территории области. Было установлено, что Мухановский разлом проходит через площадь работ. После проведенной дополнительной обработки материалов сейсморазведочных работ удалось выявить разлом и успешно его закартировать. Новая модель позволяет предположить больший объем запасов при прежней площади залежи, так как эффективные толщины пластов остаются максимальными вплоть до разрывного нарушения, а не плавно сокращаются, как в случае пластово-сводовой залежи (рис. 1).
В ООО «СамараНИПИнефть» планомерно ведется работа по трассированию региональных разломов 1, 2 и 3 порядка по всей территории области. Было установлено, что Мухановский разлом проходит через площадь работ. После проведенной дополнительной обработки материалов сейсморазведочных работ удалось выявить разлом и успешно его закартировать. Новая модель позволяет предположить больший объем запасов при прежней площади залежи, так как эффективные толщины пластов остаются максимальными вплоть до разрывного нарушения, а не плавно сокращаются, как в случае пластово-сводовой залежи (рис. 1).
Рис. 1. Сравнение старой и новой модели Ново-Ключевского месторождения
В скважинах 21 и 22 Кожемякских увеличена мощность турней-девонских отложений, в то время как все вышележащие толщи во всех скважинах выдержаны, такие особенности распределения осадков указывают на тектонические подвижки (рис. 2).
Рис. 2. Корреляционная схема по линии скважин 21, 22 — Кожемякские; 640, 534, 498, 535, 496, 497 — Ново-Ключевские
Если предположить, что территория Ново-Ключевской площади развивалась в слаботектонодинамических условиях до бобриковского времени, то возникает вопрос к двум областям, где отмечается значительное разрастание мощности девонских отложений; если представить, что произошел надвиговый взброс в пределах Ново-Ключевской структуры, то объясняется как наличие депрессии с увеличенными толщинами к северу от структуры, так и существование малоамплитудной синеклизы к югу от поднятия. Разлом в волновом поле прослеживается до поверхности турнейского яруса.
По предварительным данным, за счет изменения модели прирост извлекаемых запасов составил 25 %.
По предварительным данным, за счет изменения модели прирост извлекаемых запасов составил 25 %.
Пример переинтерпретации Хилковско-Алакаевского месторождения.
Следующей была рассмотрена Хилковско-Алакаевская площадь. Анализ скважинной информации позволил предположить наличие разрывного нарушения, которое осложняет залежь. На корреляционной схеме скважины 634 и 647 Хилковские находятся в зоне увеличения девонских отложений, что косвенно указывает на разлом.
На выполненной ранее модели осадконакопления без влияния тектонического фактора выделены необъяснимые зоны увеличенных толщин. По региональным работам было спрогнозировано, что в пределах площади должен находиться разлом, который в итоге был прослежен по сейсморазведочным работам [1]. Таким образом, получается, что скважины 634 и 647 пробурены в пределах лежачего крыла надвига, что объясняет их непродуктивность, тогда как остальные — в куполе надвига, где и сформировалась тектонически ограниченная залежь.
По старым данным было сложно уточнить положение разлома, по новым данным — применение процедур препроцессинга позволило решить эту проблему, то есть уточнить положение разлома (рис. 3).
По старым данным было сложно уточнить положение разлома, по новым данным — применение процедур препроцессинга позволило решить эту проблему, то есть уточнить положение разлома (рис. 3).
Рис. 3. Результат препроцессинга входных сейсмограмм
Анализ атрибутных горизонтальных и вертикальных срезов подтверждает наличие разлома. По предварительным данным, за счет изменения модели прирост запасов составил 30 % извлекаемых запасов.
В ходе работ на Ново-Ключевской и Хилковско-Алакаевской площадях был подтвержден региональный разлом, осложненный, в свою очередь, мелкими тектоническими нарушениями. Анализ полученной информации и данных региональных работ показал, что именно к этому крупному элементу приурочено большое количество месторождений (рис. 4).
В ходе работ на Ново-Ключевской и Хилковско-Алакаевской площадях был подтвержден региональный разлом, осложненный, в свою очередь, мелкими тектоническими нарушениями. Анализ полученной информации и данных региональных работ показал, что именно к этому крупному элементу приурочено большое количество месторождений (рис. 4).
Рис. 4. Обобщение данных по региональному разлому
После проведения описанных выше работ на этапе обработки и интерпретации на новом Южно-Уваровском ЛУ была изначально учтена разломная модель строения месторождения [2, 3].
Проанализированы данные скважин, пробуренных до девона, их на этой площади мало, они позволили предположить наличие разрывного нарушения за счет увеличенных толщин в скважине № 56.
Анализ временных разрезов подтвердил наличие разрывного нарушения и позволил предположить наличие надвиговой структуры. По полученным атрибутным картам и срезам установлено, что разлом прослеживается до поверхности турнейского яруса.
На основании полученных данных, была рассчитана потенциальная модель вероятных залежей в пределах Южно-Уваровской площади в девонских отложениях. По динамическим атрибутам выделены перспективные зоны с вероятно улучшенными коллекторскими свойствами. Так как верхняя часть разреза изучена значительным объемом бурения, интерес вызывают девонские отложения. Вдоль разлома по отражающим горизонтам девона выделяется перспективное поднятие (рис. 5).
Проанализированы данные скважин, пробуренных до девона, их на этой площади мало, они позволили предположить наличие разрывного нарушения за счет увеличенных толщин в скважине № 56.
Анализ временных разрезов подтвердил наличие разрывного нарушения и позволил предположить наличие надвиговой структуры. По полученным атрибутным картам и срезам установлено, что разлом прослеживается до поверхности турнейского яруса.
На основании полученных данных, была рассчитана потенциальная модель вероятных залежей в пределах Южно-Уваровской площади в девонских отложениях. По динамическим атрибутам выделены перспективные зоны с вероятно улучшенными коллекторскими свойствами. Так как верхняя часть разреза изучена значительным объемом бурения, интерес вызывают девонские отложения. Вдоль разлома по отражающим горизонтам девона выделяется перспективное поднятие (рис. 5).
Рис. 5. Перспективные объекты. Южно-Уваровская площадь
Выполнен подсчет ресурсов категории Д0. Общий прирост после изменения модели залежи составил 25 % по одному месторождению. По контуру структуры имеются данные глубокого бурения, в которых выявлены признаки пласта коллектора водонасыщения. Однако все эти скважины находятся вне оптимальных условий [4, 5].
ИТОГИ
Прирост извлекаемых запасов на трех участках за счет пересмотра модели строения месторождения составил 25–30 %. Вдоль регионального разлома выявлено около 10 крупных и средних месторождений нефти, недропользователем которых является
АО «Самаранефтегаз», даже при сохранении величины прироста примерно 20 % при пересмотре моделей на тектонически ограниченные суммарный прирост составит не менее 6–7 млн т в пределах месторождений с развитой инфраструктурой.
АО «Самаранефтегаз», даже при сохранении величины прироста примерно 20 % при пересмотре моделей на тектонически ограниченные суммарный прирост составит не менее 6–7 млн т в пределах месторождений с развитой инфраструктурой.
ВЫВОДЫ
Применение сейсморазведки 3D позволило существенно уточнить геологическое строение глубоких девонских горизонтов, закартировать протяженные тектонические нарушения, которые ранее не удавалось достоверно выделить.
Дальнейшее развитие данного направления: соединение всех съемок 3D и данных региональных исследований в единую модель, где можно увидеть региональный характер даже малоамплитудных тектонических нарушений, которые сложно достоверно картировать на отдельных блоках; оптимизация точек поисково-разведочного и сети эксплуатационного бурения.
Дальнейшее развитие данного направления: соединение всех съемок 3D и данных региональных исследований в единую модель, где можно увидеть региональный характер даже малоамплитудных тектонических нарушений, которые сложно достоверно картировать на отдельных блоках; оптимизация точек поисково-разведочного и сети эксплуатационного бурения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Методическое руководство по использованию разрезов сейсморазведки МОГТ в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ в Куйбышевско-Оренбургском Заволжье. М.: ИГиРГИ, 1981.
2. Астратти В.О.Д., Кларк Э.Б.С.,Толл Б. Обнаружение мелких разломов и трещин с помощью сейсмических данных // Нефтегазовое обозрение. 2012. № 24.
3. Игнатьев С.Ф. Сложное выделение разрывных нарушений и их влияние на формирование залежей углеводородов на территории Оморинского лицензионного участка. 2012.
4. Левянт В.Б., Хромова И.Ю., Козлов Е.А., Керусов И.Н., Кащеев Д.Е., Колесов В.В., Мармалевский Н.Я. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчёта запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа. М.: ЦГЭ, 2010. 250 с.
5. Методические рекомендации по анализу рисков геологоразведочных проектов. 2012.
2. Астратти В.О.Д., Кларк Э.Б.С.,Толл Б. Обнаружение мелких разломов и трещин с помощью сейсмических данных // Нефтегазовое обозрение. 2012. № 24.
3. Игнатьев С.Ф. Сложное выделение разрывных нарушений и их влияние на формирование залежей углеводородов на территории Оморинского лицензионного участка. 2012.
4. Левянт В.Б., Хромова И.Ю., Козлов Е.А., Керусов И.Н., Кащеев Д.Е., Колесов В.В., Мармалевский Н.Я. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчёта запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа. М.: ЦГЭ, 2010. 250 с.
5. Методические рекомендации по анализу рисков геологоразведочных проектов. 2012.
Трошкин С.В., Рейтюхов К.С., Захарова И.Р.,
Папухин С.П., Ильин П.А.
ООО «СамараНИПИнефть», АО «Самаранефтегаз», Самара, Россия
TroshkinSV@samnipi.rosneft.ru
Папухин С.П., Ильин П.А.
ООО «СамараНИПИнефть», АО «Самаранефтегаз», Самара, Россия
TroshkinSV@samnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы исследования: месторождения нефти и газа Самарской области. Методы исследования: геофизические исследования в скважинах, интерпретация данных сейсморазведки.
сейсморазведка, региональный разлом, тектоническое нарушение, модель залежи, взброс, месторождение, надвиг, тектонические подвижки, динамический атрибут
Трошкин С.В., Рейтюхов К.С., Захарова И.Р., Папухин С.П., Ильин П.А. Переинтерпретация моделей строения месторождений на северном крыле Жигулёвско-Самаркинской системы валов и поиск перспективных объектов вдоль разломов в терригенных отложениях девона // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 5. С. 17–20. DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10102
6.10.2020
УДК 550.3
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10102
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10102
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33