Трехмерное палеогеоморфологическое моделирование при поисках и разведке залежей в рифогенных массивах: на примере Центрально-Хорейверской зоны поднятий Тимано-Печорской провинции

Усложнение геологических условий проведения геологоразведочных работ требует постоянного совершенствования методов и технологий анализа геологической информации. Основные задачи геологоразведочных работ на современном этапе развития нефтегазовой геологии сформулировал Крылов Н. А. (2000). Они заключаются в сокращении числа дорогостоящих глубоких поисково-разведочных скважин и снижение риска поисково-разведочного бурения за счет совершенствования методов подготовки объектов и методов поисков, оценки и разведки месторождений, повышения геологической информативности всех видов работ и их разумного комплекси-рования. Проблема повышения информативности геолого-геофизических методов решается созданием достоверных геологических моделей до бурения. Существенный вклад в решение имеющихся геологических проблем может также внести ревизия и переинтерпретация имеющейся информации с использованием современных методологических и концептуальных подходов.

Центрально-Хорейверская зона поднятий (ЦХП) является одним из районов Ти-мано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТП НГП), требующих детального уточнения своего геологического строения. В пределах Центрально-Хорейверской рифовой зоны, приуроченной к ЦХП, выделяется 14 месторождений, из которых лишь 2 находятся в разработке, остальные — на стадии доразведки (рис.1). Перспективы поисков новых скоплений нефти здесь так же еще не исчерпаны. Повышению экономической привлекательности ЦХП может способствовать качественное уточнение геологического строения и условий образования отложений доманико-турнейского нефтегазоносного комплекса, являющегося основным по разведанным запасам в изучаемом районе и перспективным по прогнозным ресурсам (содержит 20% начальных суммарных ресурсов [Геолого-экономические., 2002]) в Тимано-Печорской НГП.

Несмотря на бурное развитие в последнее время методов трехмерного геологического моделирования, до сих пор остается значительное количество нерешенных вопросов и проблем, касающихся методики и методологии применения этих эффективных математических инструментов. Одним из таких недостаточно полно развитых олглиисп сейское.

1лоинское авейское асседскЦе ыльчуюское о.

А. Титова.

Чернуреченс.

Междуреченское ступень чуюское'.

Табровояхинск >е ратинское.

Ъвипс, структурная Ъна ре >нырдское ^ Сев.-Сих| юрхарати).

Росси бское о-Хоседаюсш некое аюское.

Ошкоты феЪде- [рутаюское нскии.

Ошьотынское ависовс&ая далинское ступень ское юрское 1Ское.

Шорсанд) юрское.

Условные обозначения:

Нефтепроводы // Нефтепроводы строящиеся уА ^' Железные дороги Автодороги.

• Столицы административных областей ® Населенные пункты.

I Область построения * базовой поверхности.

Район исследований.

Тектонические элементы: у Хорейверская впадина — первого порядка.

Колвависовская ступень — второго порядка.

Месторождения | газонефтяные нефтяные ^ нефтегазовые ] нефтегазоконденсатные.

I I Структуры.

Нефтегазогеологическое районирование:

13 — ПЕЧОРО-КОЛВИНСКАЯ НГО.

14 — ХОРЕЙВЕРСКАЯ НГО.

15 — ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКАЯ НГО.

16 — СЕВЕРО-ПРЕДУРАЛЬСКАЯ НГО.

Масштаб 1: 1 ООО ООО.

10 0 10 20 30 40 50 км.

Выкопировка из карты-схемы основных тектонических элементов месторождений и инфраструктуры ТЭК ТПП (ИГиРГИ 2005) Редакция: Юдин М.Д.

Рис. 1 Обзорная карта района исследования с элементами тектонического и нефтегазогеологического районирования вопросов в геологии является методика трехмерного моделирования природных резервуаров, приуроченных к рифогенным образованиям, что связано со сложностью их геологического строения. Без сомнения, решение отмеченных задач является весьма актуальным.

Цель работы — уточнение геологического строения и внутренней структуры природных резервуаров, приуроченных к карбонатным постройкам Центрально-Хорейверской зоны поднятий, и совершенствование методики их трехмерного моделирования на основе пространственных палеогеоморфологических и палеогеографических реконструкций.

Основные задачи исследований.

1. Разработка методики зонального и локального трехмерного моделирования с использованием ретроспективного геоморфологического анализа структурного плана и учетом обстановок осадконакопления.

2. Систематизация и взаимоувязка геолого-геофизического материала по ЦХП в единой пространственной зональной модели.

3. Детализация внутреннего строения природных резервуаров, приуроченных к рифогенным отложениям ЦХП.

4. Выявление роли тектонического и седиментационного факторов на формирование залежей нефти.

5. Прогноз распространения коллекторов и обоснование выбора перспективных объектов и зон для постановки сейсморазведочных работ и глубокого бурения.

Поставленные задачи решались с использованием аналитических и геостатистических методов с привлечением новейших инструментов трехмерного геолого-математического моделирования и визуализации.

Научная новизна выполненной работы.

1. Разработана методика трехмерного моделирования резервуаров, приуроченных к рифогенным образованиям, позволяющая детально отобразить их внешнюю морфологию и внутреннее строение.

2. Впервые произведены трехмерные структурные построения и палеогеоморфо-логические и палеогеографические реконструкции Центрально-Хорейверской рифовой зоны, отразившие основные этапы эволюции рифообразования.

3. С использованием единого методологического подхода на основе зонального пространственного структурно-геологического моделирования уточнено геологическое строение месторождений района Центрально-Хорейверской зоны поднятий и геолого-физические параметры залежей.

4. Выявлены особенности формирования залежей в многоуровневых резервуарах Центрально-Хорейверской зоны в зависимости от влияния тектонического, седимен-тационного и флюидодинамического факторов.

5. Результаты научных исследований позволяют по-новому оценить ресурсы и запасы нефти в изучаемых отложениях и предложить рациональную методику поиска, разведки и разработки природных резервуаров ЦХП.

Основные защищаемые положения.

1. Методика трехмерного палеогеоморфологического моделирования рифоген-ных массивов.

2. Пространственная модель Центрально-Хорейверской зоны поднятий, позволяющая производить эффективный поиск, разведку и рациональную разработку месторождений, приуроченных к рифогенным толщам.

3. Большая часть запасов и ресурсов нефти приурочена к многоуровневым резервуарам, для которых выявлена степень влияния на их образование тектонического и седиментационного факторов.

4. Научные и практические рекомендации по проведению разведочных работ по выявлению ловушек в пластах-коллекторах различных морфолого-генетических типов.

Достоверность полученных результатов достигалась путем широкого применения аппарата геолого-математического моделирования, современных высокоточных методов обработки результатов геолого-геофизических исследований, проведенных на большом массиве информации, накопленной в процессе геологического изучения нефтегазоносных объектов.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности.

Построенная пространственная зональная структурно-геологическая модель ЦХП является интегрированной базой данных имеющейся по территории геолого-геофизической информации и может использоваться как для обоснования постановки сейсморазведочных и буровых работ на наиболее перспективных участках, так и для детальной оценки запасов и гидродинамического моделирования любого объекта в пределах области построения зональной модели.

Разработанные методы оцифровки аналоговой геологической информации универсальны и могут использоваться для подготовки информации для целей моделирования в любом программном пакете.

Предложенные подходы с использованием современных методов и технологий трехмерного моделирования многократно повышают эффективность проектирования геолого-разведочного процесса и могут быть использованы на других территориях, находящихся на разных стадиях изученности.

Методика трехмерных палеореконструкций предложенная в работе уже успешно реализуется в ИГиРГИ в проектах глубокого поискового бурения, зональных поисковых и аналитических проектах, в разведочных проектах, при подсчете запасов углеводородов и создании геолого-гидродинамических моделей месторождений.

Результаты исследований нашли свое отражение в производственных и научно-исследовательских отчетах, выполненных по заказу нефтедобывающих предприятий.

Апробация работы. Результаты исследований представлялись на региональных, всероссийских и международных конференциях и совещаниях. Основные положения работы докладывались на международном совещании «Геология рифов» (Сыктывкар, 2005), Южнороссийской конференции «Проблемы бассейнового и геолого-гидродинамического моделирования» (Волгоград, 2006), на 7-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2007), Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 2007). Основные положения диссертации изложены в семи опубликованных работах.

Фактический материал. При работе над диссертацией была использована геолого-геофизическая информация по 180 глубоким скважинам ЦХП и прилегающих районов. Использованы данные сейсморазведочных работ разных лет общей площадью более 25 тыс. км2, а также построенная автором трехмерная структурная модель фундамента Тимано-Печорской провинции.

В работе применялись данные промыслово-геофизических и сейсмогеологиче-ских исследований выполненных ОАО «Архангельскгеолдобыча», ОАО «Нарьянмар-сейсморазведка» и ОАО «Севергеофизика». Кроме этого, использовалась информация тематических и научно-исследовательских работ ТП НИЦ г. Ухта, ВНИГРИ, ВНИГНИ, МГУ, института геологии Коми НЦ УрО РАН и фондовые материалы ИГиРГИ.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав и заключения общим объемом 173 стр. Текст изложен на 92 страницах, иллюстрирован 81 рисунком и 5 таблицами.

Список литературы

включает 163 наименования.

Благодарности. За научное руководство автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю д.г.-м.н. С. Л. Баркову.

За ценные советы и полезные дискуссии автор особенно признателен заведующему отделом А. Р. Бенчу. Создание работы вряд ли было бы возможно без постоянной помощи и тесного творческого сотрудничества с коллективом отдела нефтепромысловой геологии — С. А. Конваловым, И. Л. Куплевичем, И. И. Ивановой, а также с другими сотрудниками ИГиРГИ, из которых можно особо выделить М. С. Зонн, Е. В. Юдину, А. Д. Сидорова, В. В. Обметко, которым автор глубоко признателен за ценные замечания и консультации.

За постоянное содействие в выполнении работы автор искренне благодарен Е. Б. Грунису, В. Ф. Мазанову, А. Б. Сапожникову, И. Е. Мишиной.

Автор с неизменной благодарностью вспоминает о той поддержке, которая оказывалась ему проф.

М.М.Элланским.

В.Вл.Меннером способствовавших становлению автора как специалиста.

Заключение

.

В работе освещены две группы вопросов — одна касается общих вопросов терминологии, принципов, методологии и различных применяемых методик пространственного геологического моделирования для решения широкого спектра геологических задач, другая — сферы практического использования этих инструментов при геологическом анализе как достаточно обширных территорий, так и локальных объектов. Особое место в работе отведено недостаточно разработанной еще проблеме трехмерного моделирования рифогенных резервуаров. Объектом исследований был выбран район Центрально-Хорейверской зоны поднятий, включающий в себя ряд разнотипных рифогенных массивов, с одной стороны относительно хорошо изученный, с другой, все месторождения района являются недораз-веданными, а взгляды на геологическое строение района в целом отличаются между собой, что вносит элемент неопределенности в общую картину строения зоны.

В ходе исследования решены поставленные в начале научно-технические задачи по уточнению геологического строения ЦХП и разработке методов трехмерного моделирования природных резервуаров, приуроченных к рифогенным отложениям и получены следующие основные выводы:

1. Результатом проведенных экспериментальных исследований по разработке схемы зонального трехмерного моделирования, включающей все этапы геологоразведочного процесса, явился методический подход, позволяющий с использованием любого современного комплекса трехмерного моделирования производить геологический анализ территорий как регионального, зонального планов, так и локальных объектов в едином информационном пространстве.

2. С использованием разработанных сервисных программ произведена оцифровка, корректировка и взаимоувязка значительного количества геолого-геофизического материала по северной части Хорейверской впадины.

3. На основе трехмерных палеоструктурных и палеогеоморфологических реконструкций, выполненных с использованием разработанной методики, создана трехмерная принципиальная седиментационная модель верхнедевонских отложений, которая позволила уточнить историю геологического развития ЦХП, определить степень влияния тектонического и седиментационного факторов на образование залежей, произвести типизацию природных резервуаров нефти.

4. Уточнена морфология и внутренняя структура резервуаров, приуроченных как к рифовым, так и к надрифовым отложениям, построена детальная трехмерная модель Висового нефтяного месторождения.

5. Произведен прогноз пространственного распространения коллекторов, приуроченных к различным фациальным зонам, что будет способствовать эффективному проектированию разработки месторождений ЦХП.

6. Выделены первоочередные поисковые объекты, обоснованы направления доразведки выявленных месторождений, главным образом, в надрифовых толщах.

Разработка методологии единого комплексного пространственного моделирования включающего все стадии геологоразведочных работ, определенный вклад в которую вносит и настоящая работа, несомненно, позволит перейти нефтегазовой геологии на новый мультидисциплинарный уровень развития.

На этом уровне возможно будет объединить усилия ученых — представителей более 100 геологических дисциплин для создания единых моделей, которые позволят рассеять туман неопределенности, и чуть ближе приблизится к истине в познании не только нефтегазовой залежи, но и окружающего мира.

Список рисунков Стр.

Рис. 1. Обзорная карта района исследования с элементами тектонического и нефте-газогеологического районирования 4.

Рис. 2. Схема классификации органогенных сооружений 10.

Рис. 3. Геологический смысл трехмерных сечений четырехмерного пространства Ро 19.

Рис. 4. Трехмерные сечения Р1, РЗ, Р4 четырехмерного пространства пористости 20.

Рис. 5. Схема видов моделирования на стадиях геологоразведочных работ 22.

Рис. 6. Схема методологии геологоразведочного процесса по Ма§ ооп апс! Боу 24.

Рис. 7. Схема учета информации при раздельном и едином моделировании 26.

Рис. 8. Исходная структурная карта отражающего горизонта Бзйп 34.

Рис. 9. Морфология базисной поверхности северной части Хорейверской впадины и прилегающих территорий 35.

Рис. 10. Корреляция рифогенных разрезов северной части Хорейверской впадины 37.

Рис. 11. Трехмерная структурно-морфологическая поверхность Висового участка 39.

Рис. 12. Трехмерная структурно-морфологическая поверхность Центрально-Хорейверской рифовой зоны 40.

Рис. 13. Трехмерная структурно-морфологическая поверхность Верхне-Колвинского участка 41.

Рис. 14. Структурная карта Тимано-Печорского седиментационного бассейна и прилегающих территорий по подошве осадочного чехла 42.

Рис. 15, а) Трехмерная структурно-морфологическая модель фундамента Тимано-Печорской провинцииб) Морфология фундамента Хорейверской впадины 43.

Рис. 16. Базисная поверхность с участком детализации и коррекцией по скважинам 45.

Рис. 17. Распределение пластового давления по площади 49.

Рис. 18. Распределение пластового давления по глубине 50.

Рис. 19. Трехмерное распределение пластового давления 51.

Рис. 20. Схема трехмерного геолого-математического моделирования природного резервуара 53.

Рис. 21. Гистограммы распределения подсчетных параметров: а — пористости, бгеологических запасов 55.

Рис. 22. Карта фактического материала 58.

Рис. 23. Характер изученности территории ЦХП 61.

Рис. 24. Сводный литолого-стратиграфический разрез северной части Хорейверской 65 впадины.

Рис. 25. Типы органогенных построек 76.

Рис. 26. Типы биогермов 77.

Рис. 27. Типы контактов органогенных построек 78.

Рис. 28 Трехмерная структурно-морфологическая карта подошвы карбона 82.

Рис. 29 Трехмерная структурно-морфологическая карта кровли нижнего фамена 83.

Рис. 30 Трехмерная структурно-морфологическая карта кровли франа 84.

Рис. 31 Трехмерная структурно-морфологическая карта кровли доманика 85.

Рис. 32 Трехмерная структурно-морфологическая карта подошвы доманика 86.

Рис. 33. Схематические карты толщин стратиграфических горизонтов ЦХП 87.

Рис. 34. Трехмерная палеоструктурная карта к началу доманикового времени 89.

Рис. 35. Трехмерная палеоструктурная карта к концу доманикового времени 90.

Рис. 36. Трехмерная палеоструктурная карта к концу верхнефранского времени 91.

Рис. 37. Трехмерная палеоструктурная карта к концу нижнефаменского времени 92.

Рис. 38. Объемные структурная и палеоструктурная модели ЦХП 93.

Рис. 39. Объемная палеогеоморфологическая модель ЦХП 96.

Рис. 40. Принцип выделения уровней моря на палеогеоморфологической поверхности 97.

Рис. 41. Относительные палеоглубины осадконакопления в нижнефаменское время 98.

Рис. 42. Относительные палеоглубины осадконакопления в верхнефранское время 99.

Рис. 43. Относительные палеоглубины осадконакопления в доманиковое время 100.

Рис. 44. Экстраполяция относительных палеоглубин осадконакопления доманикового времени на современный структурный план 101.

Рис. 45. Экстраполяция относительных палеоглубин осадконакопления верхнефранского времени на современный структурный план 102.

Рис. 46. Экстраполяция относительных палеоглубин осадконакопления нижнефаменского времени на современный структурный план 103.

Рис. 47. Фрагмент временного разреза по профилю МОГТ 323 106.

Рис. 48. Фрагмент временного разреза по профилю МОГТ 20 588−01 107.

Рис. 49. Схематическая карта толщин в интервале подошвы карбона и кровли пласта Д-1У Висового участка 108.

Рис. 50. Схематическая карта толщин пласта Д-1У Висового участка 109.

Рис. 51. Схематическая карта толщин слабопроницаемой перемычки пластов Д-1У и Д-Ш Висового участка 110.

Рис. 52. Схематическая карта толщин пласта Д-Ш Висового участка 111.

Рис. 53. Схематическая карта интервала толщин пласта Д-Ш и ОГ Озйп Висового участка 112.

Рис. 54. Схематическая карта интервала толщин пласта ОГ БзАп и ОГ Шз^ОзШг+вг) Висового участка 113.

Рис. 55. Трехмерная палеострукгурная модель и модель современного структурного плана Висового участка 114.

Рис. 56. Объемная структурно-морфологическая поверхность рифового тела (рифовой литофации) Висового участка ЦХП 115.

Рис. 57. Схематическая структурно-морфологическая карта поверхности рифовой литофации Висового участка 116.

Рис. 58. Пример геологического анализа в трехмерном пространстве 121.

Рис. 59. Несовпадение зон роста франских и фаменских органогенных сооружений 122.

Рис. 60. Поперечный слайс через Западно-Хоседаюскую рифогенную зону 123.

Рис. 61. Продольный и поперечный слайсы через Центрально-Хорейверскую рифогенную зону 124.

Рис. 62. Объемная модель распространения разновозрастных рифовых литофаций ЦХП 125.

Рис. 63. Обстановки седиментации отложений одного цикла третьего порядка фран-ско-турнейского комплекса и соответствующие им типы пород: циклы, А и Б 128.

Рис. 64. Обстановки седиментации отложений одного цикла третьего порядка фран-ско-турнейского комплекса и соответствующие им типы пород: циклы В и Г 129.

Рис. 65. Обстановки седиментации отложений одного цикла третьего порядка фран-ско-турнейского комплекса и соответствующие им типы пород: циклы Д и Е 130.

Рис. 66. Обстановки седиментации отложений одного цикла третьего порядка фран-ско-турнейского комплекса и соответствующие им типы пород: цикл Ж 131.

Рис. 67. Степень уплотнения осадка 133.

Рис. 68. Схема основных понятий покрывающей толщи 135.

Рис. 69. Схематическая структурная карта совмещенных контуров. Западно-Хоседаюское нефтяное месторождение 138.

Рис. 70. Схематический продольный геологический профиль. Западно-Хоседаюское нефтяное месторождение 139.

Рис. 71. Сихорейское нефтяное месторождение. Структурные карты по кровле продуктивных пластов Озйп-1У и Бзйп-Ш 140.

Рис. 72. Схематический геологический профиль через Сихорейское нефтяное месторождение 141.

Рис. 73. Схематический геологический профиль через Восточно-Янемдейское нефтяное месторождение 142.

Рис. 74. Схематический геологический профиль через Висовое и Северо-Хоседаюское нефтяные месторождения 143.

Рис. 75. Северо-Сихорейское нефтяное месторождение. Структурные карты по кровле продуктивных пластов Взйп-1 и БзАп-Ш 147.

Рис. 76. Северо-Сихорейское нефтяное месторождение. Структурная карта и трехмерная модель по кровли продуктивного пласта 148.

Рис. 77. Структурная карта по кровле пласта ОГ Озйп-Ш Верхне-Колвинского нефтяного месторождения 150.

Рис. 78. Схематический геологический профиль через Западно-Ярейягинское месторождение 152.

Рис. 79. Структурно-морфологическая поверхность по ОГ ОзАп. Западно-Сихорейский перспективный объект 153.

Рис. 80. Структурно-морфологическая поверхность по ОГ Озйп. Лапкотынский перспективный объект 154.

Рис. 81. Схематическая карта распределения типов ловушек и зон развития литофа-цийЦХП 157.