Из всех рассмотренных эффектов основным остается влияние газовой залежи, имеющей достаточную амплитуду и размеры.

Прогноз эффективных газонасыщенных толщин сеномана пытались осуществить по данным сейсморазведки на Северо-Каменномысском и Каменномысском-море месторождениях после бурения здесь первых поисковых скважин. На Обской и Чугорьяхинской площадях такая попытка была сделана до начала буровых работ.

3.3 Литофизические модели

Количественная литофизическая (петрофизическая) модель представляет собой определенную концепцию, построенную на основании аналитических исследований и записанную в математической или графической форме.

В петрофизической практике понятие "модель" чаще всего ассоциируется с набором линейных, нелинейных и дискриминантных уравнений, описывающих эмпирические многомерные связи между петрофизическими параметрами определенного объекта (породы, коллектора, флюидоупора). Для изучения сложных коллекторов, к которым относится большинство нефтегазосодержащих образований, разработан ряд программ, позволяющих:

установить кондиционные значения пористости, проницаемости, глинистости для коллектора;

исследовать смещение границы "коллектор-неколлектор" в зависимости от литологического фактора (например, вида и содержания цементирующего или дисперсного глинисто-карбонатного материала);

найти граничные значения открытой пористости и текущей водонасыщенности для получения безводного или обводненного притока нефти или газа из изучаемого интервала разреза скважины;

построить рабочие двумерные корреляционные связи между фильтрационно-емкостными свойствами коллектора (ФЕС), необходимые для комплексной интерпретации материалов ГИС;

построить такие же связи ФЕС с геофизическими параметрами, характеризующими продуктивные или водонасыщенные объекты разведки и разработки.

3.3.1 Петрофизические модели терригенных коллекторов

Примером использования вышеописанного подхода в практических целях может служить модель глинистой породы, предложенная Б.Ю. Вендельштейном и В.В. Поспеловым (1977) для построения расчетных зависимостей емкости катионного обмена q_п и диффузионно-адсорбционной активности А_да порового и трещинного коллекторов от характеристик его дисперсности (глинистости), коллекторских свойств и содержания остаточной воды в коллекторе. Модель "глины", заполняющей частично поровое пространство "скелета" породы, представлена укладкой частиц кубической формы одинакового размера а, образующих три взаимно перпендикулярных системы щелевидных каналов.

Очевидно, что любая претендующая на полноту модель должна содержать элементы, отражающие условия формирования, характер и интенсивность вторичных изменений объекта. Роль литологического фактора при петрофизическом моделировании сложных коллекторов, в том числе полимиктовых и карбонатных отложений Западной Сибири, трудно переоценить. Так, опыт петрофизических исследований полимиктовых песчано-глинистых коллекторов мелового возраста арктического шельфа РФ показал, что дисперсия их электрических параметров связана со структурно-литологической неоднородностью и стадией вторичных (диа - и катагенетических) преобразований первичного осадка.

Многообразие существующих в геолого-геофизической практике петрофизических моделей объясняется, прежде всего, различными механизмами формирования тех или иных физических (физико-химических) свойств горных пород, в том числе нефтегазовых коллекторов. Это обстоятельство, вместе с литофациальными особенностями исследований исключают возможность построения универсальной петрофизической модели.

Поэтому принято строить модели, описывающие те или иные сравнительно однородные по физической и генетической природе свойства породы.

Е.Г. Бро (1993) для севера Западно-Сибирской плиты предложил 7 моделей, описывающих плотность, и 8 моделей, описывающих пористость.

Модель электропроводности

В течение ряда лет автор настоящей работы проводил исследования электропроводности и поверхностной проводимости полимиктовых коллекторов нефти и газа юрского возраста севера Западной Сибири. Модель электропроводности глинистых терригенных пород была предложена Б.Ю. Вендельштейном в 1960 г., а затем усовершенствована М.М. Элланским и Б.Н. Еникеевым.

С целью проверки этой модели и уточнения существующей базы интерпретации данных скважинной электрометрии автором были выполнены лабораторные исследования электропроводности образцов из терригенных отложений тюменской свиты и нижнего мела Надымского и Песцового месторождений Западной Сибири.

Полученные экспериментальные зависимости убедительно подтвердили теоретические воззрения на характер зависимости параметра пористости от минерализации насыщающего раствора. По нашим данным, область концентрации, в которой сопротивления насыщающего и связанного растворов слабо отличаются друг от друга, находится в пределах 0,1 - 0,8 н. Именно при концентрации 0,8 н наблюдается на графиках резкий подъем, а при насыщении образцов растворами более низкой концентрации величина параметра пористости практически не изменяется.

Таким образом, в величину параметра Р_п пористости для коллекторов с минерализациями насыщающих пластовых вод 0,1 - 0,8 н поправку на влияние поверхностной проводимости вводить не следует.

В соответствии с изложенным при проведении дальнейших экспериментальных исследований в лаборатории образцы насыщались раствором электролита NaCl с концентрацией 0,1 н, при которой исключается влияние эффекта поверхностной проводимости. Все измерения проводились в атмосферных условиях.

Известно, что величина Р_п зависит от структурно-литологической характеристики пород, определяемой возрастом отложений, минералогическим составом пород, степенью вторичных преобразований неустойчивых компонентов. Определение коэффициента пористости в коллекторах полимиктового состава следует проводить по статистической зависимости Р_п = f (K_п), построенной с учетом минерального состава глинистого материала для отложений определенного типа.

Сопоставление зависимостей Р_п = f (K_п), построенных для указанных отложений, показало, что линия регрессии зависимости, соответствующая коллекторам тюменской свиты, расположена выше, т.е. для образцов с одинаковыми значениями коэффициента пористости величина параметра пористости с глубиной растет, хотя и незначительно. Повышение Р_п с глубиной связано с процессом катагенеза, в результате которого геометрия порового пространства пород тюменской свиты по данным растровой электронной микроскопии стала более сложной, а следовательно, увеличилась и электрическая извилистость поровых каналов.

Модель удельной поверхности

Петрофизические модели тонкодисперсных терригенных пород были бы неполными без учета одной из принципиально важных характеристик коллектора - удельной поверхности, наряду со структурными параметрами определяющей физико-химические, электрические, радиоактивные и др. свойства этих образований.

Величина удельной поверхности S_о - суммарная поверхность частиц породы или пустотного пространства в единице объема или массы породы - зависит от размеров, формы и минерального состава слагающих ее частиц. Измерив этот параметр, можно по ее корреляционным связям с другими петрофизическими характеристиками оценить их величины.

Измерения удельной поверхности проводились на приборах фирмы "Культроникс" (Франция) методом низкотемпературной адсорбции азота Брунауэра-Эммета-Теллера (БЭТ) на анализаторе "Акусорб 2100Е" и методом ртутной порометрии на приборе "Автопор 9200".

Как показали исследования, диапазон удельной поверхности образцов пород разного литологического состава достаточно широк - от 0,04 до 32,48 м²/г породы

В пределах этих значений имеется возможность дифференцировать породы по величине удельной поверхности.

Удельная поверхность полимиктовых коллекторов Западной Сибири лежит в пределах от 1,69 до 9,23 м²/г. Для большинства образцов значения удельной поверхности S_o выше, чем для кварцевых разностей, в которых она меняется от 0,5 до 1,5 м²/г. Величина S_o песчаников юры, в цементе которых содержится преимущественно удлиненно-пластинчатая гидрослюда, варьирует от 2,7 до 9,23 м²/г. В то же время удельная поверхность нижнемеловых коллекторов обычно имеет более низкое значение, что связано с присутствием в них в основном каолинита, хлорита и изометрично-пластинчатой гидрослюды с более крупными частицами.

Наиболее тесная связь получена при сопоставлении коэффициента остаточного водонасыщения К_во с приведенной удельной поверхностью S'_o. Использование параметра S'_o позволяет полностью учитывать тонкодисперсный материал, присутствующий в породе и определяющий содержание в ней остаточной воды. Для песчаных коллекторов нижнего мела мы получили зависимость К_во = f (lgS'_o), где S'_o - приведенная удельная поверхность единицы объема пор. Уравнение регрессии имеет следующий вид: К_во = - 76,7+81,7lgS'_o с коэффициентом корреляции, равным 0,885. При построении зависимости были использованы образцы, в цементе которых преобладали каолинит и хлорит, а в виде примеси - гидрослюда и смешанослойная фаза. Указанные глинистые минералы, распространенные в отложениях неокома Западной Сибири, имеют широкий диапазон значений удельной поверхности, однако наибольшей величиной So, как известно, характеризуется монтмориллонит, присутствие которого даже в небольших количествах в составе цемента приводит к резкому увеличению удельной поверхности. В этом случае точки, соответствующие образцам с монтмориллонитовым цементом, располагаются значительно выше линии регрессии и выпадают из общей зависимости.

В свете приведенных фактических данных следует отметить следующее.

1. Увеличение глубины залегания продуктивных горизонтов в северном направлении привело к усилению стадийных преобразований полимиктовых коллекторов нефти и газа, оказав существенное влияние на коллекторские свойства пород, значительно усложнилась их структура.

2. Установленные петрофизические связи обладают достоверностью только в том случае, если построены с учетом литологических данных, дифференциации по минеральному составу тонкодисперсной компоненты пород-коллекторов.

3.3.2 Модель трещинно-кавернового карбонатного коллектора

Среди ряда моделей трещинно-каверново-порового коллектора в консолидированных породах наибольшее распространение получила модель Уоррена-Рута. Ее преимущество заключается, помимо наглядности, в возможности устанавливать связь размеров блоков трещиноватых пород с раскрытостью, ориентацией и протяженностью трещин.

Коллекторы нефти и газа в карбонатных породах обладают характерными для нетрадиционных коллекторов признаками: сложной структурой пустотного пространства и наличием двух сред: блоков (матрицы) и ограничивающей блоки системы макротрещин. Двухфазная фильтрация в таком коллекторе сопровождается постоянным обменом фазами между матрицей и основными каналами фильтрации, что в значительной степени определяет величину коэффициента нефтеотдачи. Размеры и свойства блоковой части коллектора определяются методами ГИС и петрофизическими исследованиями кернового материала. Как известно, в зависимости от преобладания того или иного вида пустотности карбонатные коллекторы могут быть чисто трещинными (редко), трещинно-поровыми, каверново-поровыми или трещинно-каверново-поровыми. Соответственно и петрофизические модели, используемые прежде всего для интерпретации данных ГИС, различаются по виду и тесноте корреляционных связей. В самом общем виде емкостная модель трещинно-кавернового коллектора может быть выражена следующими равенствами:

Общая пористость коллектора:

К_{П, О} = К^о_{П, ТР}+К_{П, КАВ}+К_{П, М}• (1-К_{П, ТР}-К_{П, КАВ}).

Пористость матрицы:

К_{П, М} = К^ЭФ_{П, М}+К_{П, М}^ЗАКР

Эффективная пористость коллектора:

К_{П, ЭФ} = К^ЭФ_{П, М}• ₍1-К_{П, ТР -} К_{П, КАВ}) +К_{П, ТР}+К_{П, КАВ}

Здесь:

К_{П, ТР} + К_{П, КАВ} - пористость макротрещин;

К_{П, КАВ - "}каверновая" пористость_.

К^ЭФ_{П, М}; К_{П, М}^ЗАКР - эффективная (нефтенасыщенная) и "закрытая" (неэффективная) пористость матрицы соответственно.

Вторичная пустотность коллектора К_{П, ВТ} = К_{П, КАВ}+К_{П, ТР} может быть определена по данным ГИС. Остальные параметры требуют оценки по керну.

3.3.3 Тектонофизическая модель резервуара

Петрофизические характеристики осадочных горных пород в значительной (а иногда и решающей) степени определяются степенью напряженного состояния массива, откуда были получены образцы для исследований. В первую очередь это относится к процессам переноса флюида в пустотном пространстве породы - направлению миграции и распределению проницаемости. Одним из способов оценки напряженности, отражающей распределение полей напряжений в конкретных структурах, является метод тектонофизического моделирования на оптически активных материалах. Как правило, минимальными значениями напряжений обладают структуры, которые могут быть потенциальными ловушками углеводородов.

Моделирование напряженного состояния Долгинской структуры проводилось нами с помощью желатин-глицеринового студня, физические свойства которого хорошо изучены (А.Д. Дзюбло, С.Г. Рябухина, А.В. Зайцев. 2008 г.). Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующие структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания через Долгинскую структуру. В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным и поверхности напластования стратиграфических систем: ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой.

Результаты исследований показали следующее: верхняя часть, располагающаяся в висячем крыле Главного Долгинского сбросо-сдвига, находится в ненагруженном состоянии; в пермских отложениях до отражающего горизонта I¹₂u (P₂u) располагается участок со средними значениями поля напряжения, который переходит в область концентратора, протягивающуюся до границы Ia (P₁ a+s); в блоке каменноугольного возраста картина распределения напряжений аналогичная, т.е. в верхней части блока - область пониженных значений, в нижней - повышенных.

3.3.4 Модель пористости и проницаемости для метода ядерно-магнитного резонанса

Для расчета проницаемости по данным ЯМР-исследований была использована новая модель порового пространства горных пород в виде трехмерной кубической решетки капилляров. Ее отличие от других моделей подобного типа заключается в способе учета распределения пор по размерам. Этот способ основан на том, что пористая среда представляется состоящей из большого числа одинаковых кубических ячеек. Структура пор во всех ячейках одинакова, а распределение размеров пор r по ячейкам описывается некоторой функцией f (r). (В.А. Мурцовкин, В.Г. Топорков, 2000), определяющаяся по спектрам времени поперечной релаксации Т₂. При этом использовался тот факт, что время релаксации пропорционально размеру пор. Как показали расчеты, оценка проницаемости на основе предложенной модели лучше согласуется с результатами ее непосредственного измерения методом фильтрации.

Метод ЯМР - быстроразвивающееся направление, и если первоначально он использовался в основном в терригенных разрезах, то в последние годы ЯМК стал очень успешно применяться в карбонатах.

Такой разрез вскрыт тремя скважинами на Долгинском нефтяном месторождении, расположенном в центральной части шельфа Печорского моря. Залежи приурочены к карбонатным отложениям нижней перми - верхнего+среднего карбона.

Коллектора представлены органогенными низкопоровыми известняками каверно-порового типа. Достаточно низкая пористость продуктивной части разреза (4,0-6,7%) и фрагментарная мозаичная нефтенасыщенность коллекторов вызвали серьезные трудности при оценке нефтенасыщенности.

Используя данные ЯМР-релаксометре, были получены характеристики нефтенасыщенных и водонасыщенных участков матрицы.

Компьютерная обработка снимков в ультрафиолетовом спектре позволила дать количественные соотношения доли водонасыщенной матрицы и доли переотложенных нефтенасыщенных известняков в общем объеме породы.

В результате исследований установлено, что нефтенасыщенная доля объема породы в общем объеме колеблется от 0 до 85% и в среднем составляет 26,6%.

Наиболее эффективно метод ЯМР позволяет оценить вторичную пористость в тех случаях, когда процесс формирования емкостных свойств протекает за счет переотложения минералов скелета породы. Скважиной 2 Медынское-море вскрыт нижнедевонский карбонатный комплекс, при испытании получен дебит нефти более 600 м³/сут, в среднем пористость продуктивного пласта, представленного доломитом, составляет 4%, коллектор каверново-порово-трещинного типа, пористость известняков вмещающих пород 1-4%.

Если во вмещающих породах эффективная емкость практически отсутствует, то доля эффективной емкости в продуктивном пласте составляет около 50%. На релаксационных кривых в породах продуктивной толщи время релаксации достигает величины 1000 мс, во вмещающих породах едва достигает 100 мс. Это свидетельствует об отсутствии сколько-нибудь значимых по размерам пор.

3.4 Литофизические процессы и модель формирования карбонатных коллекторов (на примере Долгинской площади)

Карбонатный разрез каменноугольного возраста, лучше всего изученный в Южно-Долгинской скважине, по данным рентгено-фазового количественного анализа (РФКА, ИГиРГИ) достаточно четко дифференцируется на следующие типы:

"чистые" известняки (содержание кальцита больше 90%) в интервале 3213-3182,2 м. Примесь доломита - не более 2%, кремнезема - менее 1,5%, глинистые минералы, пирит - менее 3%;

окремнелые известняки с содержанием кремнезема более 1,5% в ин-ле 3182,2 - 3170 м;

доломитизированные известняки с содержанием доломита до 17,5% на глубине 3175,5 м;

глинистые, слабо глинистые известняки, с содержанием глинистого материала более 3 - 5%.

Глинистая составляющая, по данным М.С. Зонн (2001 г.), представлена гидрослюдой, каолинитом, хлоритом и смешаннослойными минералами, аутигенные минералы - пирит и сидерит.

Как показано в диссертации, состав карбонатных пород Долгинской площади отражает как процесс седиментации, так и вторичных (постседиментационных) изменений пород, тесно связанных с различными условиями седиментогенеза и перекристаллизации.

Другой вторичный процесс, - доломитизация, слабо развит в карбонатной толще Южно-Долгинской структуры. Среднее содержание доломита в известняках не превышает 1-2%. По времени доломитизация протекала после образования крупнозернистого кальцита, откладывавшегося в трещинах при свободном доступе известковых растворов.

Отрицательное воздействие на фильтрационно-емкостные характеристики известняков оказывало их окремнение, особенно это проявилось в кровле касимово - гжельских отложений.

Наконец, трещиноватость пород, связанная с позднедиагенетическим или катагенетическим этапами, довольно широко отмечается во многих интервалах разреза и обеспечивает фильтрационную активность известняков.

В пределах Долгинского вала литолого-фациальными исследованиями удалось установить прямую связь высокоемких коллекторов с цикличностью карбонатного осадконакопления, - этапами развития биогермных и биогермно-банковых пород, развитием карстообразования и трещиноватости в процессах тектонических подвижек территории (М.С. Зонн, 2001). Так, поднятие структуры, сопровождавшееся воздействием пресных вод в нижне-пермское, верхне - и среднекарбоновое время привело к формированию трещинно-каверново-карстовых (по Е.Г. Журавлеву - трещинно-гипергенных) коллекторов под докунгурской поверхностью несогласия, - результат длительной континентальной эрозии. Дизъюнктивные нарушения, сопровождавшиеся образованием трещиноватых участков, последующие опускания пород с различными литофизическими характеристиками привели к зональному строению всей карбонатной толщи. Безусловно, этому способствовали и вышеописанные вторичные изменения. В результате образовалась "мозаичная" структура коллектора, - чередование участков "исходной" матрицы, практически не затронутых процессами выщелачивания и перекристаллизации, с пористо-каверновыми и трещиноватыми участками, по-видимому, нефтенасыщенными.

Сравнение гистограмм распределения открытой пористости нижнепермско - верхнекаменноугольных отложений скважин Северо - и Южно-Долгинская свидетельствует об улучшенных емкостных свойствах карбонатных коллекторов северной части Долгинского вала. Так, средняя пористость по керну одновозрастных пород карбонатного разреза Южно-Долгинской скважины составляет 0,98% (интервал 3170-3211м), Северо-Долгинской 2,83% (интервал 2979-3095 м). Явная ассиметрия обеих распределений говорит о существенном вкладе в общий объем пустотного пространства коллекторов трещинной составляющей, к сожалению практически не изученной.

Представленные в настоящей главе геолого-геофизические модели (рис.2) позволили автору разработать рациональный комплекс методов поиска и разведки нефтегазовых залежей для конкретных геологических и природно-климотических условий в Печорском море, в районе Приямальского шельфа и акватории Обской и Тазовской губ, в том числе в транзитных (мелководных) зонах, рассмотренный в главе 4.

Рис.2

Глава 4. Разработка, оптимизация и опыт применения современной комплексной технологии поиска и разведки месторождений углеводородов на арктическом шельфе

Cложное и чрезвычайно разнообразное строение уже открытых нефтегазовых месторождений на арктическом шельфе РФ, в том числе в Баренцево-Карском регионе, а также экстремальные климатические условия требуют научного обоснования проведения высокотехничных разведочных работ, применения новейших технологий и технических средств, продуманной и эффективной организации труда. Все эти вопросы на протяжение ряда лет решались при непосредственном участии диссертанта.

Специфика ГРР на арктическом шельфе обусловлена следующими факторами:

продолжением уже открытых на суше месторождений на акваториях, что требует внесения ряда изменений в программу геолого-геофизических исследований, разработанную для сухопутной части продуктивных площадей;

необходимостью выполнить все работы в кратчайшие сроки, в период очищения от льда акваторий, не превышающего 3-4 месяца в году;

необходимостью проведения сейсморазведочных работ на мелководье, где сосредоточена значительная часть ресурсов углеводородов;

высокой стоимостью и технологическими проблемами бурения поисково-разведочных скважин в пределах арктического шельфа, требующего минимизации объемов поисково-разведочного бурения и выдвигающего высокие требования к технологическому обеспечению сейсморазведки и качеству интерпретации сейсмических материалов.

Особые требования предъявляются к технологическому циклу освоения месторождений, а также к качеству и достоверности оценки петрофизических характеристик продуктивных отложений при, как правило, ограниченном отборе керна и его невысокой информативности.

Существенно повысить информационность комплекса ГРР и минимизировать объем исследований может интегрированная база данных геолого-геофизической информации по объектам арктического шельфа (В.В. Сидоров, А.Д. Дзюбло и др. 2007). Работа по формированию банка первичной геолого-геофизической информации по инициативе автора начата в 2005г. на основе программного комплекса GeoView, рассмотренного ниже.

4.1 Методы геофизической разведки

4.1.1 Специфика и результаты проведения сейсморазведочных работ в транзитных зонах арктического шельфа

Ближайшим объектом поисков месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе является транзитное мелководье. Особенности поисковых работ здесь состоят в том, что такие зоны представляют собой непосредственное продолжение прилегающих материковых нефтегазоносных бассейнов. Так, мелководье Печорского моря - подводное продолжение Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Более 50 % ловушек здесь неантиклинального типа, зона развития которых прослеживается на транзитном мелководье. Если поиски литологических, тектонических и стратиграфически экранированных ловушек на суше методами сейсморазведки часто представяют сложную задачу, то в условиях мелководья к этому следует добавить аппаратурно - методические проблемы, а также требование экологически безопасного проведения работ.

В транзитной зоне как правило используются радиометрические системы регистрации сейсмических данных. Приоритет в аппаратурном обеспечении таких систем принадлежит компаниям Geco-Prakla, Input/Output, CGG, Sercel и др. геофизическим фирмам США и Франции.

Первые поисково-разведочные работы в транзитной зоне арктического шельфа были выполнены ОАО "Газпром" с участием диссертанта силами ФГУП "Севморнефтегеофизика" и ОАО "СевМорГео" в 1998 г. в Печорском море на месторождении Варандей - море. Место заложения первой поисковой скважины было установлено детальными сейсмическими исследованиями 1989-1994 гг., качество которых обеспечивали лишь структурные построения. Изучение сложнопостроенного карбонатного резервуара в отложениях нижнепермско-каменноугольного возраста требовало сейсмической информации более высокого уровня, наряду с данными бурения поисково-разведочных скважин. С этой целью в конце 1998г. в транзитной зоне (глубина моря менее 10 м) были проведены сейсморазведочные работы методами объемной (3D) и профильной (2D) сейсморазведки с мелководного судна "Искатель" и гидрографического судна "Горизонт". Площадь съемки 3D составила 48,1 км^2. Система наблюдений включала 8 приемных линий длиной 12 км с расстоянием между ними 600 м и четыре линии возбуждения по 6 пневматических источников ("пушек") в каждой. Расстояние между линиями возбуждения составляло 120 м с интервалом отстрела 60 м. Телеметрическая система сбора информации "Teleseis" (фирма "Fairfield Industries") располагалась на базовом судне "Горизонт", привязка GPS в дифференциальном режиме.

Результатом комплексных исследований явилось уточнение геологической модели нижнепермского резервуара, прослежено продолжение месторождения в сторону суши, расширены контуры нефтегазоносности к югу и выбрана оптимальная точка заложения очередной разведочной скважины в сводовой части Варандейской структуры.

С целью выяснение характера перехода "суша - море" для сеноманских отложений месторождения Каменномысское - море ООО "Газфлот" в 2001 г. провел морские сейсморазведочные работы 2D в зоне предельного мелководья до изобаты 4 м по старт-стопной технологии. Эти исследования были продолжены в 2002 г. на глубинах менее 4 м с использованием телеметрических буйковых станций и мелководных пневмоисточников. В настоящее время в транзитной зоне месторождения Каменномысское - море ведутся работы 3D, которые завершатся в 2009г.

На Северо-Каменномысском месторождении трехмерной съемкой с применением группового пневмоисточника Bolt 2800LL-X общим объемом 745 куб. дюймов (12,2) ООО "Севморгео плюс" было отработано 600 км². Шаг точек ОГТ составил 25х25 м. Глубина изучения разреза достигла 5 сек. Обработка сейсмических материалов выполнялась в вычислительном центре ООО "Геофизические системы данных" с использованием рабочих станций SUN и пакета ProMAX 3D. Интерпретация сейсмических и геологических данных выполнена с использованием математического обеспечения компании Landmark.

Пути повышения эффективности сейсморазведочных работ в Баренцево-Карском регионе

Как известно, с увеличением глубины залегания продуктивных толщ разрешающая способность сейсморазведки прогрессивно снижается вследствие уменьшения пористости коллекторов. В этом случае обычно привлекают метод анализа волнового поля, в частности, метод AVO (Amplitude versus offset), основанный на анизотропии сред с различным флюидонасыщением. Однако в условиях Западной Сибири положительных результатов применения AVO до настоящего времени не получено, что объясняется (А. Грегори) недостаточно высокой (менее 30%) пористостью песчано-глинистых коллекторов. Не удается получить удовлетворительные результаты и с привлечением, при обработке материалов сейсмики 3D, метода миграции до суммирования (PSDM).

В акватории Обско-Тазовской губ и в пределах Ямальского шельфа, в рамках "Программы геологоразведочных работ ОАО "Газпром" на 2002 - 2008 гг." была выполнена оценка возможности использования спектрального анализа отраженных волн по сеноманским и более глубоким залежам УВ. Расчет амплитудно-частотного спектра проводился в скользящем переменном окне, по различным временным интервалам, что было необходимо для многократного перекрытия рабочего участка по вертикали и горизонтали.

Газовая залежь Бованенковского месторождения отмечалась понижением частот по сравнению с вмещающими породами на величину около 20 Гц.

Представляет интерес недавно разработанный для изучения зон трещиноватости метод "сейсмолокации бокового обзора" (ВНИИГеосистем).

В последние годы делаются попытки (Н.А. Караев, А.П. Тарков, В.Б. Левант и др.) использовать рассеянную компоненту сейсмологического поля для выделения объемных коллекторских зон, в частности участков трещиноватости в консолидированных породах фундамента.

Исследование сейсмической анизотропии с последующей геологической интерпретацией - одна из важнейших задач современной сейсмологии. Одним из наиболее перспективных в этом отношении методом является многоволновая сейсмика (МСВ) с трехкомпонентным раздельным приемом пакетов продольных, поперечных и объемных волн. По мнению Л.Ю. Бродова (1994), именно с МВС связанно будущее сейсморазведки при изучении зон тектонических нарушений и трещиноватости. Основой для этого являются исследования поляризации поперечных обменных волн.

Трудности практической реализации метода, особенно в морских условиях, связанны со способом и аппаратурой возбуждения поперечных волн.

4.1.2 Электроразведка

В 2001-2002 г. г. на Каменномысской и Парусной площадях силами "Иркутскгеофизики" по заданию ООО "Газфлот" были проведены работы дифференциально-нормированным методом электроразведки (ДНМЭ) с использованием аппаратуры SGS-E с целью поиска и оконтуривания газовых залежей, выделения геоэлектрических неоднородностей осадочного чехла, исследования зоны распространения мерзлоты под акваторией.

По результатам этих работ на Каменномысской площади были выделены зоны, соответствующие двум расположенным один под другим аномальным объектам с резко повышенными значениями коэффициента поляризуемости и времени релаксации. Именно такие значения характерны для углеводородных залежей.

Комплексное изучение многолетнемерзлых пород (ММП) в акватории Обской губы методом ДНМЭ было выполнено ЗАО "Пангея" на Адерпаютинской площади (Колесов, Вовк, Дзюбло, Кудрявцева, 2008). Необходимость в таких исследованиях диктуется резким увеличением скорости сейсмических импульсов в толще ММП превышающую в 2 - 3 раза скорость в талых породах. Как показывают расчеты, увеличение мощности ММП на 10 м в условиях Обско-Тазовской губ эквивалентно завышению структурной карты по кровле сеномана приблизительно на 5 метров. Установлено, что мощность ММП, помимо расстояния от берега, контролируется тектоническими нарушениями, что связанно, по - видимому, с повышенными тепловыми потоками вдоль тектонически ослабленных зон.

Кроме того, высокие удельные сопротивления и поляризуемость придонных осадков в зонах ММП позволяет картировать газогидратные скопления. Вышеперечисленные свойства ММП были использованы нами для уточнения геологической модели в сеноманских отложении Адерпаютенской площади, являющейся акваториальным продолжением Семаковского газового месторождения.

4.2 Поисковые геохимические исследования

С целью поиска газоконденсатных залежей в южной части Обской губы было проведено геохимическое опробование донного грунта. Всего было отработанно 500 станций. Определение местонахождения станций осуществлялась по спутниковой системе DGPS с использованием приемо-индикатора С-NAV.

Площадь исследований располагалась в южной части Обской губы, от острова Сенные Пугора Обской губы на юге до мыса Поворотный в Тазовской губе на севере. Глубины в пределах площади изменяются от 0,5 до 15 м, преобладающие в диапазоне 2 - 4м. Распространены прибрежные бары с глубиной 0,3-0,5 м.

Проведены аналитические исследования донных проб:

храмотографический анализ на свободный газ (С₁ - С₆, Н₂, СО₂, N₂ +О ₂);

на легкие углеводороды (жидкие С₇ - С₉, включая ароматические);

на тяжелые углеводороды (С₁₀-С₂₀).

Основной методикой расчетов служили теоретические разработки ВНИИ геосистем, основные положения которых базируются на явлении парагенезиса субвертикальных зонально-кольцевых геофизических, геохимических и биогеохимических полей.

В соответствии с типовой моделью формирования аномальных геохимических полей концентрации над скоплением углеводородов при обработке геохимической информации в пределах Обской губы выделились по стандартной методике кольцевые аномальные зоны I порядка, включающие наиболее информативные геохимические компоненты: метан (СН₄), этан (С₂Н₆), сумма С₁₀-С₂₀.

Результаты полевых и лабораторных (аналитических) геохимических работ и анализ полученных данных позволил выделить ряд кольцевых аномальных зон по наиболее информативным геохимическим компонентам. Эти зоны, по-видимому, приурочены к продуктивным горизонтам осадочного чехла и контролируется структурно-тектоническими элементами Обской губы. Выделение аномалий геохимических полей концентраций, вероятно, связаны с газоконденсатными залежами в более глубоких горизонтах осадочного чехла или располагаются вблизи тектонических нарушений, в свою очередь являющимися проводником газовых компонент С₁₀ - С₂₀ и суммы ТУ (капельно-жидких фракций углеводородов.)

4.3 Поисково-разведочное бурение

Глубокое бурение на приямальском шельфе начато в акватории Обской губы в 2000г. (ООО "Газфлот"), в результате которого открыты месторождения Каменномысское - море, Северо-Каменномысское, Обское и Чугорьяхинское. С 2002г. для бурения глубоких скважин впервые была использована мелкосидящая СПБУ "Амазон". Для обеспечения высокой скорости бурения, что чрезвычайно важно в условиях короткого летнего периода, экологической и промышленной безопасности, при бурении применялись следующие передовые технологи:

ГП-ИБР, обеспечивающие стабильность и расход химреагентов;

эффективный породоразрушающий инструмент;

КОС, бурголовки, фибергласовые внутренние трубы;

оптимальные КНБК, включающие СУБТ, амортизаторы, буровые трубы "Хеви-вейт", утолщенные буровые трубы (предотвращение вибрации и знакопеременных нагрузок на бурильный инструмент и буровое оборудование);

гидроизлучатели (кольматация стенок скважины и релаксация напряжений);

гидравлические наддолотные расширители для предотвращения затяжек при подъеме бурильного инструмента после скоростного бурения в глинистых породах.

В результате совершенствования техники и технологии бурения удалось повысить механическую, рейсовую и коммерческую скорость бурения скважин. Широкое использование получили новые типы бурголовок и керноотборного снаряда с привязкой и адаптацией к арктическим условиям, которые позволили ускорить работы по отбору керна и довести его вынос практически до 100%. На некоторых скважинах объем бурения долотами РДС составил около 70%.

При подготовке к бурению поисковых скважин учитывалось, что сеноманский горизонт сложен рыхлыми песками, отбор керна в этих отложениях - очень сложная задача. Чтобы исключить потерю керна во время подъема бурильной колонны, применялись системы полного перекрытия внутренней керноприемной трубы СППВТ (Full Closure System - FCS). В результате впервые в сеноманских отложениях отобран керн со 100% -ным выносом.

4.4 Геофизические исследования скважин

Исследования проводились в основном аппаратурой компании Halliburton. Применяемый комплекс включал регистрацию кривых собственной поляризации (SP), удельного электрического сопротивления зондовыми установками бокового (DLL, DFL, MSFL) и индукционного (HRI) каротажа, естественной радиоактивности в интегральном (GK) и спектральном (CSNG) вариантах, вызванной нейтронной активности (DSN), объемной и минеральной плотности (SDC) скоростных и энергетических характеристик (BCS). Состояние ствола скважины, углы и азимуты пересечения слоев разреза контролировали профиле - и наклонометрией (SED).

Материалы ГИС соответствуют современным методическим и метрологическим требованиям и позволяют уверено проводить литологическое расчленение разреза, выделять коллекторы и оценивать их насыщенность.

Анализ эффективности комплекса ГИС

Геофизические исследования скважин на шельфе Баренцево-Карского региона имеют целью уточнение геологической модели залежей УВ, оценку подсчетных параметров продуктивных горизонтов и повышение категорийности запасов нефти, газа и газоконденсата.

Эффективность модели ГИС в поисково-разведочных скважинах определяется, как известно, оптимальностью применяемого комплекса, претерпевшего существенные изменения за период с 1998 года по сегодняшний день, прежде всего за счет привлечения современных методов и аппаратуры. Оптимально подобранный с участием диссертанта комплекс включает разноглубинные электрические, электромагнитные, ядерные и др. виды исследования, в том числе методы определения пористости и вещественного состава. Скважинные геофизические исследования проводились преимущественно аппаратурой компании Halliburton, в скважине №7 Штокмановского месторождения использована аппаратура компании Schlumberger, в скважине №5 Каменномысское-море месторождения исследования выполнены аппаратурой ООО "Тверьгеофизика".

Регистрация показаний основного комплекса ГИС проводилась сборками приборов, что позволило достичь согласованности различных методов по глубине.

В целом выполненный комплекс исследований и технология его проведения обеспечивают уверенное литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов, оценку их насыщенности и определение петрофизических параметров (эффективных нефтегазонасыщенных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщенности).

При бурении скважины №7 Штокмановского месторождения проводились геофизические исследования в процессе бурения (LWD). Комплекс ГИС осуществлялся аппаратурой "INTEQ" фирмы Baker Hughes. Выполнялся комплекс методов, включающий двойной боковой каротаж (ДБК) на основе использования источников высокочастотного и низкочастотного сигналов (Multiple Propagation Resistivity - MPR^тм), гамма-каротаж (ГК), нейтронный каротаж (ННК), гамма-гамма каротаж (ГГКп), запись диаметра скважины акустическим каверномером (CALCX), инклинометрию. Наличие таких материалов позволило осуществлять оперативную (во время бурения) корреляцию разреза и корректировку интервалов отбора керна в юрских отложениях.

Достоверность результатов ГИС подтверждена испытаниями в подавляющем большинстве скважин из интервалов, оцененных по ГИС как продуктивные и рекомендованных к испытанию, получены притоки углеводородов. Некоторое снижение эффективности ГИС отмечается в интервалах залегания нижнемеловых отложений месторождений акватории Обской губы, что связано с недоизученностью разреза (отсутствие достоверных данных о минерализации пластовой воды в пластах ТП и недостаточная охарактеризованность керном пластов БЯ).

4.5 Особенности испытаний морских скважин

Специфика испытаний морских скважин связана с необходимостью выполнения работ в крайне сжатые сроки при соблюдении современных технологий и экологических требований. Процесс испытаний является составной и чрезвычайно важной частью всего технологического комплекса освоения морских скважин.

При проведении геологоразведочных работ на рассматриваемых акваториях в период с 1998 по 2008 г. г. при непосредственном участии и руководстве диссертанта была разработана и внедрена схема инструментального обеспечения испытаний, заканчивания и вторичного вскрытия продуктивных объектов в скважинах морского бурения. При испытании пластов было принято решение использовать полнопроходный пластоиспытатель DST (Drill Steam Test Tools), спускаемый в зависимости от решаемых технологических задач на бурильных или на насосно - компрессорных трубах (НКТ).

Современная технология проведения испытания морских скважин требует, чтобы все операции (вскрытие, освоение и испытание продуктивного объекта в комплексе с методами интенсификации притока) проводились за один спуск инструмента. При этом вторичное вскрытие (перфорация) осуществляется при одновременном создании депрессии на пласт. Указанные особенности позволяют повысить эффективность проводимых работ за счет сокращения числа спусков пластоиспытателя, повышения уровня информативности и обеспечения контроля за процессом испытания скважины, что значительно ускоряет процесс оценки отдельных параметров пластов и запасов углеводородов месторождения в целом.

Совместно с пластоиспытательным оборудованием фирмы "Halliburton" ООО “Газфлот” успешно применял трубные перфораторы ПМТ - 89 и ПКТ - 105 с повышенной пробивной способностью, разработанные и выпускаемые ОАО “ВНИПИвзрывгеофизика”.

По результатам геологоразведочных работ, проведенных в 2000 - 2007 годах на акваториях Обской и Тазовской губ, а также ранее в Печорском море, можно сделать следующие выводы:

применение новой техники и технологии вторичного вскрытия продуктивных объектов, освоения и испытания морских разведочных скважин в комплексе со всем видами ГГР позволило получить промышленные притоки газа и открыть новые крупные месторождения углеводородов на арктическом шельфе РФ.

разработанная и внедренная отечественная прострелочно - взрывная аппаратура с зарядами повышенной пробивной способности дает значительное повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов и не уступает по своим характеристикам лучшим зарубежным аналогам.

4.6 Новые технологии некоторых петрофизических исследований неконсолидированных пород

Основную трудность керновых исследований в изучаемом регионе представляет отбор и сохранение свойств керна из неконсолидированных отложений сеномана. При разработке программы петрофизических исследований в продуктивных интервалах сеномана была привлечена методика керноотбора фирмы "Security DBS" снарядами фирмы "Security DBS" с одноразовыми керноприемными трубами, что позволяет провести спектральный и плотностной гамма-каротаж по всем колонкам отобранного керна, оценить его параметры и надежность, привязать к разрезу.

Отобранный керн всесторонне изучали в лаборатории современными методами. Впервые реализована передовая низкотемпературная технология исследования неконсолидированного керна (В.Г. Топорков и др.) включающая:

"жесткую" привязку колонки керна к разрезу на основе сопоставления кривой гамма-каротажа с кривой гамма-активности, полученной путем "каротажа" по колонке керна;

цветное фотографирование при дневном и ультрафиолетовым освещении отшлифованной поверхности вдоль разрезанной колонки керна;

растровую электронную микроскопию и рентгеноструктурный анализ;

определение проницаемости по всей колонке керна;

ЯМР исследования в сильном искусственном магнитном поле;

полный комплекс петрофизических исследований на стандартных замороженных в жидком азоте образцах (цилиндрах).

Применение низкотемпературной технологии при работе с рыхлым керном дало возможность впервые для сеноманских отложений получить достоверные характеристики по ФЕС пластов и вмещающих пород, проследить все фазы формирования коллекторов вскрытого разреза сеномана для построения адекватных геологических моделей открытых залежей углеводородов. Для определения характера насыщения разреза, распределения углеводородов в породе, оценки трещиноватости в карбонатных коллекторах, процессов преобразования пород продуктивной толщи на стадии катагенеза использовались цветные цифровые изображения в белом и ультрафиолетовом цвете. Компьютерная обработка изображений позволила получить количественную характеристику емкости каверн и трещин, дать оценку доли водонасыщенных пород в общем объеме продуктивного коллектора и ряд других характеристик.

Использование метода ядерно-магнитного резонанса в сильном магнитном поле позволило существенно расширить круг решаемых задач, получаемых на керновом материале, особенно при определении эффективной пористости и остаточной водонасыщенности коллекторов продуктивной толщи.

4.6.1 Оценка фильтрационно-емкостных свойств неконсолидированных пород сеномана методом ЯМР

Высокая пористость в сочетании с высокой остаточной газонасыщенносью в прискважинной зоне в разрезе сеномана оказывают крайне негативное влияние практически на все методы каротажа, снижая их достоверность. Это влечет за собой ошибки в оценке продуктивных интервалов, часто всю толщу в таком разрезе относят к продуктивной.

Пористость вмещающих пород и продуктивных сеноманских пластов практически одинаковая и лежит в пределах 25 - 45%. Проницаемость вмещающих пород по газу на сухих образцах от 0,1 мД - 1Д; продуктивных разностей 0,10 - 1Д.

Для решения проблемы оценки параметров продуктивных интервалов в рассматриваемом разрезе нами проведены исследования керна на ЯМР-релаксометре, позволяющие уточнить понятие "вмещающая порода - коллектор " для сеноманских отложений.

В результате проведенных исследований установлено, что использование данных проницаемости по газу, получаемых на сухих образцах керна, не характеризует истинную проницаемость породы в пласте. Сухие образцы из пластов алевритов с пористостью до 35%, содержащие набухающие глинистые минералы в цементе, имеют проницаемость по газу до 1Д. На этих образцах были получены кривые "капиллярное давление - насыщенность" в термобарических условиях. Остаточная водонасыщенность составляла величину от 75 до 90%. Как показали исследования методом ЯМР в пластах, где минералы глин представлены преимущественно монтмориллонитом, эффективная пористость практически нулевая.

Использованная нами методика расчета проницаемости по данным ядерно-магнитных исследований рассмотрена в разделе 3.4.5 диссертации. Отметим, что из всех известных методов ГИС только метод ЯМР позволяет непосредственную оценку проницаемости по данным скважинных измерений.

4.6.2 Измерение удельной поверхности (S₀) методом низкотемпературной адсорбции азота

Эти исследования имели целью установить влияние дисперсности полимиктовых коллекторов Западной Сибири, в том числе продуктивных отложений неокома Баренцево-Карского региона на фильтрационно-емкостные свойства.

К числу наиболее значимых для практики результатов можно отнести возможность в ряде случаев заменить длительные и дорогостоящие методы изучения дисперсности (глинистости) продуктивных отложений, в первую очередь рентгеноструктурный анализ, экспрессным методом низкотемпературной адсорбции инертного газа. Как показали исследования, выполненные автором на материале полимиктовых коллекторов изучаемого региона, изменение величины S₀ могут служить диагностическим признаком стадийности преобразования (вторичных изменений) этих пород и степени усложнения их структуры, что в свою очередь оказывает решающее влияние на фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных горизонтов.

4.6.3 Ртутная порометрия

Морфология пустотного пространства карбонатных коллекторов пермо-карбона скв.1 Северо-Долгинская изучалась нами с помощью ртутной порометрии.