Найти Карачаганак-2!

Рис. 7. Совокупность моделей Графовской и Юго-Западной структур по линии скважин: Чёрная Падина-2, Юго-Западная-2, Графовская -1, Жулидовская-1. Композитный профиль 2Д-3Д

Графики зависимости время-глубина рассчитывались для скважин ЧП-1, ЧП-2, Солнечная-1, Жулидовская-1, Южно Ершовская-3 и Южно Ершовская -5. Профили МОГТ-2Д, проходящие через скважины, были выбраны в качестве опорных на этапе окончательной увязки профилей 2Д и 3Д-кубов. Ни в одной из скважин плотностной каротаж выполнен не был. Поэтому для целей одномерного моделирования кривая плотности рассчитывалась методом Гарднера из акустической кривой.

Рис. 8. Вертикальное сечения 3Д-куба через максимум динамического атрибута по ОГ П2.

Построение структурной и скоростной моделей проводилась с многократным контролем качества. Программный пакет i2i является новой интерактивной средой для построения скоростной модели. Данный пакет использовался для уточнения глубинно- скоростной модели на этапе глубинной миграционной обработки сейсмики в связке PSDM – CIPTomo. Новая функциональность пакета i2i по утверждению специалистов Шлюмберже позволяет создавать глубинно- скоростные модели с большой точностью и со значительным уровнем надежности, по сравнению с тем, что было ранее. При контроле было отмечены заниженные значения скорости в соли (порядка 3600 м/с) в районе куба 3Д. Поэтому для корректировки расчета скоростной модели в проект были введены 3 псевдоскважины, расположенные на периферии сейсмического куба 3Д, с присвоенными обобщенными скоростными зависимостями и с отбивками, посаженными на интерпретационные горизонты. В результате это позволило исправить ситуацию и обеспечить реалистичные значения интервальных скоростей в соли порядка 4500 м/с. После финального контроля качества данная скоростная модель использовалась для преобразований время- глубина и построения структурных карт.

При тестировании атрибутных аномалий было использовано новое средство - анализ освещенности (Illuminationanalysis), который позволяет выполнять интерактивное трассирование сейсмических лучей и моделирование процесса их прохождения и отражения для проверки правильности параметров геологической модели, изучения эффектов анизотропии и т.д.

В настоящее время скважина №1 Графовская пробурена до глубины 5379 м. Сравнение проектного и фактически вскрытого разреза показано в таблице 1.

Таблица 1

Из таблицы видно, что кровля соли вскрыта на 30 м выше, чем предполагалось по модели, построенной специалистами Шлюмберже (рис. 6-8), а подошва соли вскрыта на 456 м глубже проекта, что значительно превышает допустимые уровни возможных ошибок (от 70 до 200 м для подсолевых границ по данным Шлюмберже). Незамеченной при скоростном анализе оказалась толща 556 м терригенных пород верейско-мелекесского возраста. По данным ВСП интервальная скорость V=4300 м/с типична для этих отложений. Существенна ошибка прогноза толщин филипповских отложений. Имидж компании Шлюмберже, как законодателя стандартов качества отраслевых работ 3Д не выдержал испытания объектом "типа Карачаганак" в сложнейших сейсмогеологических условиях Карпенского ЛУ. Прогнозная модель Шлюмберже оказалась не адекватной материалам бурения.

При достигнутом забое 4445 м проведен комплекс промыслово-геофизических работ в интервале 3950-4445 м каротажным подразделением компании Шлюмберже (стандартный комплекс Pex, 5-зондовый боковой HRLT, 5-зондовый индукционный AIT, пластовый микроимиджер – FMI).

В интервале 3955-4046,5 м выделены соли, в доломитах и известняках в интервале глубин 4109,2-4359,8 м по комплексу ГИС выделено суммарно 61,3 м нефтенасыщенных коллекторов.

Керн отобран из надверейских карбонатных отложений в интервале 4099-4109 м и из предположительно фаменских отложений в интервале 5160-5169 м. Керн из интервала 4099-4109 м с запахом УВ представлен доломитом серым, прослоями темно-серым и бурым, с примазками ОВ и с коричневыми маслянистыми пятнами от насыщения УВ. Наблюдается трещиноватость – трещины залечены ангидритом и кремнеземом. Доломит крепкий, участками окремнелый. Керн из интервала 5160-5169 м представлен трещиноватыми известняками, доломитами и аргиллитом темно-серым, сильно извесковистым, мергелевидным, трещиноватым с залеченными кальцитом трещинами.

Надверейские карбонатные отложения в интервале 4191-4254 м испытаны испытателем пластов ПОЛАРИС. По расчетам ( по объему перелива жидкости долива из труб на устье) средний дебит притока по жидкости в период испытания составил 31 м³ /сут, по газу ориентировочно 12-17 тыс м³ /сут. По графикам КВД первого и второго циклов пластовое давление составило соответственно 660,5 атм и 640,2 атм. (градиент давления 1,55-1,51 атм/10 м.). Испытанный интервал насыщен газом (газ в пробоотборнике давление 180 атм). Анализ газа (объемная доля компонента в газе, %): метан- 89,979, этан – 4,82, пропан – 1,998, азот – 1,425.

Турнейские карбонатно-глинистые отложения испытаны испытателем пластов ПОЛАРИС в интервале 5084,7-5169 м. В интервале испытания присутствует слабопроницаемый нефтенасыщенный коллектор (давление в пробоотборнике 300 атм). Средний дебит по жидкости по КВД 1-го цикла 1,1 м³ /сут, 2-го цикла – около 1,0 м³ /сут при средней фактической депрессии 300-344 атм. По ориентировочному расчету по газу его дебит составляет около 600-700 м³ /сут. Анализ газа (объемная доля компонента в газе, %): метан-67,872, этан –13,287 , пропан –6,873, азот – 0,500.

Фаменские карбонатные отложения испытаны испытателем пластов ПОЛАРИС в интервале 5209-5256 м. Проведено двухцикловое испытание. Первый цикл: открытый период – 30 минут, закрытый – 40 минут. Второй цикл: открытый период – 70 минут, закрытый – 180 минут.

Забойное давление в начале первого цикла испытания- 724 атм, в конце цикла- 713 атм. Забойное давление в начале второго цикла – 729,7 атм, в конце - 713 атм. Забойное давление в конце КВД 1-го цикла – 710 атм, забойное давление в конце КВД 2-го цикла – 683,3 атм. Пластовое давление меньше 683 атм (градиент меньше 1,309 атм/10 м). Репрессия при испытании составила не менее 41 атм. При регистрации КВД происходила фильтрация раствора из скважины в пласт (при снятии КВД 2-го цикла интенсивность поступления раствора из под пакерного объема в пласт составила не более 1,7 л/час – 0,04 м³ /сут). – не определены характер насыщения пласта, пластовое давление, гидродинамические характеристики пласта. В пробоотборнике (давление 180 атм) поднят буровой раствор плотностью 1,74 г/см³ и небольшое количество газа. Анализ газа (объемная доля компонента в газе, %): азот – 96,279, метан- 2,975, этан – 0,311 , пропан – 0,086.

Качественное испытание в условиях бурения скважины Графовская-1 выполнить крайне сложно даже такой опытной команде, как Шлюмберже. С этим явлением сталкивались нефтяники неоднократно по всему периметру Прикаспийской впадины [48, 49, 53]. Возможен и пропуск продуктивных пластов. В настоящее время скважина готовится к испытаниям в колоне.

Да, пока ООО "ПГК" не нашла Карачаганак-2, но мы знаем, кто ищет, тот обязательно найдёт свой Карачаганак. На очереди проверка бурением сейсмических паспортов на надсолевые объекты. Возможно, что надсолевое направление ГРР оправдается крупным открытием и в Саратовской области [54-58]. Неглубокое залегание объектов, хорошее качество сейсмической информации, размеры объектов, соизмеримые с размерами лицензионных участков, и возможность уложиться в сроки действия поисковой лицензии без политического риска даёт ряд преимуществ малым и средним компаниям при разработке этого направления. Об этом говорит и народная мудрость: "Лучше синица в руках, чем журавль в небе".

Список литературы

1. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции "Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных округов на 2007 и последующие годы.", Саратов, 2006.

2. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции "Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных округов на 2008 и последующие годы.", Саратов, 2007.

3. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции "Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных округов на 2009 и последующие годы.", Саратов, 2008.

4. Постнова Е.Н., Жидовинов С.Н. Современные тенденции развития ресурсной базы углеводородного сырья и пути повышения результативности геолого-разведочных работ в Урало-Поволжском регионе. // Геология нефти и газа, №5, 2008.

5. Карнаухов С.М., Силантьев Ю.Б., Скоробогатов В.А., Истратов И.В. Перспективы открытия крупных газовых и газоконденсатных месторождений в Прикаспийской впадине. // Геология нефти и газа, №3, 2009

6. Карбонатные отложения - объект целенаправленных поисков углеводородов. Сб.н.т. изд. ИГиРГИ, 1984.

7. Седиментационные модели подсолевых нефтегазоносных комплексов Прикаспийской впадины. Под ред. А.К. Замарёнова. Москва, Недра, 1986г.

8. Прогноз нефтегазоносности структурно-формационных комплексов подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины. Сб.н.т. изд. ИГиРГИ, 1989г.

9. Габриэлянц Г.А., Камалов С.М. и др. Девонское направление поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины. // Геология нефти и газа, 1, 1990.

10. Лисовский Н.Н. и др. Прикаспийская впадина - зона гигантских углеводородных скоплений. Недра Поволжья и Прикаспия. 3 выпуск , 1992.

11. Соловьев Б. А. Этапы эволюции и нефтегазоносность осадочного чехла Прикаспийской впадины. // Геология нефти и газа, .№ 8, 1992.

12. Крылов Н.А., Авров В.П., Голубева З.В. Геологическая модель подсолевого комплекса Прикаспийской впадины и нефтегазоносность. // Геология нефти и газа, №6, 1994.

13. Кононов Ю.С. " Особенности прогноза и поисков нефти и газа в Прикаспии". Недра Поволжья и Прикаспия. 2008г., 56 выпуск.

14. Марченко О.Н. Приуральский нефтегазовый комплекс (история создания и развития). Недра Поволжья и Прикаспия. 2010, 62 выпуск.

15. Алексеев Г.Н., Кулик В.Е. Сейсмические поисковые признаки высокоамплитудных тектоно-седиментационных структур внутренней зоны Прикаспийской впадины (на примере Карачаганакского поднятия) / ЭИ ВИЭМС. Сер. Разведочная геофизика, № 3. 1984.

16. Берёзкин В.М., Потапов О.А. Поиски и разведка глубокозалегающих месторождений нефти и газа геофизическими методами (Итоги науки и техники. т.14). ВИНИТИ, М., 1985.

17. Геолого-геофизические модели и нефтегазоносность палеозойских рифов Прикаспийской впадины. Под ред. Ю.С.Кононова . Москва, Недра, 1986.

18. Шебалдин В.П., Селенков В.Н., Акимова А.В. Геологическое строение месторождения Тенгиз по материалам геофизических исследований // Геология нефти и газа.– 1988.– № 12.

19. Йан Ф. Сильвестр, Терри О’Хирн и др. Гигантское месторождение Карачаганак-реализация его потенциала. / Нефтегазовое Обозрение, Шлюмберже - Лето 1998.

20. Гальперин Е.И., Абулашвили В.У., Феоктистов А.В. "Повышение достоверности сейсморазведки при использовании данных вертикального сейсмического профилирования (на примере месторождения Тенгиз)", ЭИ ВНИИОЭНГ: отечеств. опыт, сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", вып. 12, 1988, с. 9-13.

21. Иванчук А.М., Тикшаев В.В., Феоктистов А.В. и др. Исследование геологического разреза комплексом высокоразрешающей электроразведки методом становления поля и сейсморазведки МОГТ при поисках месторождений нефти и газа. - труды XXX Международного геофизического симпозиума, часть 2 А. геофизические работы на нефть и газ., М., 1985, с.62-68.

22. Феоктистов А.В. Три аспекта геологоразведочных работ в современных условиях. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции "Приоритетные направления геологоразведочных работ на территории Приволжского и Южного Федеральных округов в 2004-2010 гг.", Саратов, 2003.

23. Александров В.И., Шаталов О.В. Подсолевые карбонатные резервуары Саратовской части Прикаспийской впадины - новые объекты разведки на нефть и газ. / Геология нефти и газа, N6, 1982.

24. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. "Рациональный комплекс методов прогнозирования нефтегазоперспективных карбонатных построек в подсолевом разрезе Прикаспийской впадины". / Недра Поволжья и Прикаспия. 1992. 2 выпуск.

25. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. Геологическая модель Ершовско-Мокроусовского участка Прикаспийской впадины по результатам комплексного анализа геофизических данных. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1993. 5 выпуск.

26. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. Геофизические основы тектонического и нефтегазогеологического районирования платформенных территорий. / Геология нефти и газа, №3, 1995.

27. Кононов Ю.С. Геолого-геофизические предпосылки поисков объектов типа Карачаганак. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1999г., 18 выпуск.

28. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. О существовании подсолевых объектов карачаганакского типа в саратовском сегменте Прикаспийской впадины. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2004г. 37 выпуск.

29. Тальвирский Д.Б., Матвиевская Н.Д. и др. Геологическая эффективность сейсморазведки при поисках нефтегазовых структур. / Разведочная геофизика: обзор ВИЭМС -М., 1988

30. Пилифосов В.М. Сейсмостратиграфические модели подсолевых отложений Прикаспийской впадины. Наука, Алма-Ата, 1986.

31. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных. / И.А. Мушин, Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов.-М., Недра, 1990.

32. РД 153-39.0-047-00 -Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М., МПР РФ, 2000.

33. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений - в 2 ч. - М., ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003.

34. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом.. под ред. Петерсилье и др., Москва-Тверь, 2003.

35. Техническая инструкция по наземной сейсморазведке при проведении работ на нефть и газ. ЕАГО, М., 1999.

36. Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки 3D на различных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. М., 2000.

37. Временное руководство по содержанию, оформлению и порядку представления материалов сейсморазведки ЗД на Государственную экспертизу запасов нефти и горючих газов, М., 2002.

38. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2Д, 3Д) для подсчёта запасов нефти и газа, М., 2006).

39. Методическиt рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа (авторы: В.Б.Левянт, И.Ю.Хромова, Е.А.Козлов, И.Н.Керусов, Д.Е.Кащеев, В.В.Колесов и Н.Я.Мармалевский), М., 2010.

40. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений. "Центральное издательство геофизической литературы "СПЕКТР", 2008.

41. Антипов М.П., Быкадоров В.А., Волож Ю.А., Леонов Ю.Г. Проблемы происхождения и развития Прикаспийской впадины. / Геология нефти и газа, №3, 2009.

42. Гаврилов В.П., Леонова Е.А., Руднев А.Н. Геодинамическая модель геологического строения и нефтегазоносности Прикаспийской впадины. / Геология нефти и газа, №3, 2009.

43. Валяев Б.М. Углеводородная дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений / Геология нефти и газа, .№ 9, 1997.

44. Автоколебательная модель формирования месторождений-гигантов (на примере Астраханского месторождения) / А.Н. Дмитриевский, Ю.А. Волож, И.Е. Баланюк и др.// Доклад РАН, 2001.

45. Орешкин И.В., Гонтаренко О.П., Орешкин А.И. Роль миграции углеводородов в формировании крупных месторождений нефти и газа и основных закономерностей нефтегазоносности бассейнов. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2010, 62 выпуск.

46. Воробьев В.Я., Кононов Ю.С., Орешкин И.В., Постнова Е.Н. Моделирование геологического строения и развития Прикаспийской нефтегазоносной провинции. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2007, 51 выпуск.

47 Кононов Ю.С. Некоторые проблемы поиска залежей углеводородов в разнофациальных отложениях. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2009., 60 выпуск.

48. Токман А.К., Коваленко В.С., Коротков Б.С., Коротков С.Б. Результаты и направления геолого-разведочных работ в Прикаспийской впадине. / Геология нефти и газа, №3, 2009.

49. Карнаухов С.М. Результаты геолого-разведочных работ на оренбургском участке северного борта Прикаспийской синеклизы. / Геология нефти и газа, №3, 2009.

50. Сидоров В.А., Кузьмин Ю. О. и др. Геодинамические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. / Геология нефти и газа, №6, 1994.

51. Балабанов В.Г.,Сокулина К.Б., Шестаков Э.С. Опытные скважинные наблюдения при сейсмическом мониторинге на Тенгизском месторождении. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1996, 10 выпуск.

52. Амурский Г.И., Степанов Н.Г. Зона тектонического разуплотнения – самостоятельный объект разработки газового месторождения. / Геология нефти и газа, 5-6, 1999.

53. Бродский А.Я., Пыхалов В.В. Модель формирования зон повышенной трещиноватости в палеозойских отложениях. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2006, 47 выпуск.

54. Волож Ю.А., Милитенко Н.В. и др. Перспективы развития нефтегазопоисковых работ в надсолевом комплексе Прикаспийской впадины. Недра Поволжья и Прикаспия. 1997, 14 выпуск.

55. Семенович В.В. Нефтегазоносность надсолевых отложений Прикаспийского нефтегазоносного бассейна. Недра Поволжья и Прикаспия. 1997, 14 выпуск.

56. Мишанин С.И., Пыхалов В.В. Особенности распределения ловушек углеводородов надсолевого и внутрисолевого комплексов в пределах Астраханского Прикаспия и сопредельных территорий. Недра Поволжья и Прикаспия. 2009., 60 выпуск.

57. Искужиев Б. А., Семенович В. В. Перспективы надсолевого нефтеносного комплекса юго-востока Прикаспийского бассейна. // Геология нефти и газа, 11, 1992.

58. Карнаухов С.М., Политыкина М.А., Тюрин A.M., Леонов Г.В. Надсолевые отложения – новый объект поисков залежей углеводородов на юге Оренбургской области. // Геология нефти и газа, 3-4, 1999

59. Мушин И.А., Корольков Ю.С., Чернов А.А. Выявление и картирование дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики. М., Научный мир, 2001.

60. Феоктистов А.В., Плетнев В.И. и др. Построение опорных параметризованных моделей северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и их проверка бурением. / межведомственная научная конференция, посвященная 90-летию СГУ, государственный учебно-научный центр "Колледж", Саратов, 1999.

61. Яцкевич С.В., Никитин Ю.И. и др. Прогнозные модели строения ловушек УВ в среднем карбоне - нижней перми северо-западной части Прикаспийской впадины. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1999г., 18 выпуск.

62. Щеглов В.Б., Яцкевич С.В. и др. Коллекторские свойства нефтегазоносных комплексов подсолевого палеозоя в российской части Прикаспийской мегавпадины. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2005г., 44 выпуск.

63. Шебалдин В.П. Тектоника Саратовской области. Саратов: ОАО "Саратовнефтегеофизика". 2008

64. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Зачем нужен супервайзер? (Мифы и реалии сейсморазведки).


29-04-2015, 00:38