Создание геологической модели западной части Нижневартовского нефтегазоносного района (Мегионское Приобье) на базе современных технологий интегрированного анализа геолого-геофизической информации

Актуальность исследования. Настоящая работа посвящена изучению нефтегазовой геологии Мегионского Приобья — обширнейшего сектора Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области, содержащей основные углеводородные ресурсы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Мегионское л.

Приобье, занимающее значительную территорию, площадью в 6200 км, в среднем течении р. Обь, является одним из старейших районов нефтедобычи Западной Сибири.

За более чем сорокалетнюю историю изучения нефтегазоносности Мегионского Приобья со времени открытия в 1961 г. крупного Мегионского нефтяного месторождения открыты и разрабатываются около двух десятков месторождений, пробурены тысячи поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, отработаны сотни километров сейсмических профилей 2D и 3D. Основные запасы эксплуатируемых месторождений района содержатся в залежах высокопродуктивных горизонтов неокомского мегакомплекса. Промышленно нефтегазоносны апт-сеноманский и средне-верхнеюрский мегакомплексы. Высокопродуктивные месторождения, находящиеся в разработке, характеризуются высокой обводненностью и выработанностыо (до 63% извлекаемых запасов нефти). Поскольку большинство из этих месторождений разрабатывается за счет интенсивной выработки запасов и внедрения современных технологий нефтедобычи, доля доказанных запасов углеводородов в районе стремительно снижается, и период обеспеченности ими нефтедобывающих компаний при возрастающих уровнях нефтедобычи снижается (ориентировочно до 20 лет). Для стабилизации добычи на оптимальном уровне необходимо восполнение промышленных запасов. Это может быть осуществлено за счет доразведки находящихся в разработке месторождений, выявления новых нефтегеологических объектов. Предпосылки для этого имеются. Применение мощных современных технологий интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных позволяет уточнять, а иногда существенно изменять существующие представления о нефтегеологических моделях продуктивных комплексов в пределах хорошо изученных районов. Актуальной проблемой, способной привести к открытию десятков новых высокодебитных залежей, является изменение парадигмы опоискования горизонта IOi (васюганская свита верхней юры). В свое время десятки антиклинальных поднятий были выведены из геологоразведочного процесса в связи с тем, что первые скважины, пробуренные в своде соответствующих поднятий, либо оказывались сухими (или с дебетами первые м3/сут.), либо давали воду. Исследования, проведенные с использованием современных сейсмических технологий, показали, во-первых, закономерное (хотя и сложно устроенное) улучшение коллекторских свойств горизонта IOi на склонах и периклинальных окончаниях положительных структур разного порядка, а, во-вторых, позволили доказать фактическое разрушение залежей в своде поднятий при сохранении их в тектонически экранированных ловушках в пределах наиболее пологих частей склонов.

В пределах Мегионского Приобья, характеризующегося высокой степенью изученности территории, всесторонний интегрированный анализ обширной геолого-геофизической информации с использованием новейших технологий и современных интерпретационных систем позволил создать новые адекватные региональные и зональные нефтегеологические модели. Создание этих моделей требует обобщения, анализа, систематизации и переоценки всего эмпирического материала, разработки новых и/или привлечения имеющихся современных эффективных алгоритмов и программных средств, учитывающих особенности строения и формирования всей нефтегазогеологической среды и составляющих его элементов, в том числе природных резервуаров.

Целью работы является создание адекватной геологической модели с использованием современных технологий интегрированного анализа имеющейся геолого-геофизической информации для переоценки нефтегазового потенциала и выявления новых нефтегазогеологических объектов в пределах Мегионского Приобья.

Основные задачи исследования:

1. Интегрированный анализ имеющейся геолого-геофизической информации по территории Мегионского Приобья с применением современных технологий, интерпретационных систем и достижений мировой нефтегазогеологической науки и практики.

2. Создание новых геологических моделей (структурных, седиментологических и нефтегазогеологических) продуктивных комплексов Мегионского Приобья.

3. Выявление новых нефтегазогеологических объектов, в том числе в пределах ранее неизученных стратиграфических горизонтов, периферии структур, разрабатываемых месторождений.

4. Изучение тектонических деформаций в пределах продуктивных толщ Мегионского Приобья, получение информации о пространственном распределении дезинтегрированных зон в геологической среде Мегионского Приобья, контролирующих размещение наиболее активных флюидодинамических зон, оптимальных для нефтегазонакопления.

5. Выработка на основе проведенного анализа главных принципов развития нефтегазового комплекса в «старых» нефтедобывающих районах (на примере Мегионского Приобья).

Научная новизна:

1. Впервые для «старых» нефтедобывающих районов на примере Мегионского Приобья применен интегрированный анализ имеющейся геолого-геофизической информации по строению нефтегазогеологической среды с применением современных технологий.

2. Созданы новые структурные, седиментологические и нефтегазогеологические модели продуктивных комплексов и горизонтов Мегионского Приобья для выявления перспективных объектов на периферии и в пределах разрабатываемых месторождений, контролирующих возможные залежи — спутники и сложно-экранированные ловушки, образование которых определяется сочетанием литологических и тектонических факторов.

3. Впервые изучена деформационная структура продуктивных толщ Мегионского Приобья и получена информация о пространственном распределении дезинтегрированных зон в геологической среде Мегионского Приобья, контролирующих размещение наиболее активных флюидодинамических зон, оптимальных для нефтегазонакопления.

4. Выработаны на основе проведенного анализа главные принципы развития нефтедобычи в «старых» нефтедобывающих районах на примере Мегионского Приобья.

Основные защищаемые положения:

1. Система интегрированного анализа всей имеющейся скважинной и сейсмической информации на основе современных технологий и интерпретационных систем способствует выявлению новых нефтегеологических объектов в районах нефтедобычи.

2. Выделение структурно-стратиграфических подразделений (комплексов-секвенсов) Мегионского Приобья, характеризующихся автономностью внутреннего строения и нефтегазогеологических свойств, имеет принципиальное значение при дальнейшем освоении нефтегазового потенциала «старых» нефтедобывающих районов.

3. Геологическая среда Мегионского Приобья в отличие от существующих представлений о ее относительно простом тектоническом строении характеризуется значительной дезинтегрированностью, выразившейся в присутствии, особенно в доюрском основании и нижних частях мезозойского разреза, разрывных дислокаций различного рангасубвертикальных каналов деструкций, уходящих в глубокие части земной корызон повышенной аномальности трещиноватости различного уровня и размеров.

4. Степень нефтегазонасыщенности по объему и вертикали определяется флюидодинамической активностью земных недр, различной в разных флюидодинамических зонах Мегионского Приобья. Флюидодинамичское районирование региона определяется уровнем дезинтегрированности геологической среды региона.

5. Дальнейшее освоение далеко неисчерпанного нефтегазового потенциала «старых» нефтедобывающих районов, в том числе Мегионского Приобья, необходимо проводить с учетом характера дезинтегрированности геологической среды, влиявшего на формирование основных нефтегеологических свойств различных горизонтов (главным образом, доюрских, юрских и ранненеокомских) палеозойско-мезозойских комплексов. Основным инструментом нефтепоисковых работ в таких районах должна стать пространственная сейсморазведка 3D.

Практическая значимость работы заключается в создании новой концепции дальнейшего освоения неисчерпанного нефтегазового потенциала «старых» нефтедобывающих районов и выявлении в их пределах новых высокоэффективных нефтегазогеологических объектов.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на шести научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», проходивших в г. Ханты-Мансийске с 1997 г. по 2004 г., международных конференциях в г. Москве («Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов», 2001 г.), г. Казани («Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых платформ», 2001 г.), на научно-практических конференциях ОАО «НГК «Славнефть».

Все практические рекомендации использованы при проведении нефтегазопоисковых работ нефтегазовыми компаниями Мегионского Приобья.

Структура работы.

Работа состоит из общей характеристики, 6 глав и заключения, объемом 178 стр., 77 рисунков, списка литературы из 69 наименований, выполнена в НК «Лукойл» и во ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В. Н. Макаревича, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку. Автор также признателен за полезные советы и внимание к представленной работе ведущим ученым ВНИГРИ член-корреспонденту РАН М. Д. Белонину, доктору геолого-минералогических наук В. В. Шиманскому, коллегам по совместной работе из ОАО «Лукойл» и производственных организаций Западной Сибири.

1.

ВВЕДЕНИЕ

.

Настоящая работа посвящена изучению нефтегазовой геологии Мегионского Приобья — обширнейшего сектора Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области /9,18/ содержащей основные углеводородные ресурсы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Мегионское Приобье, занимающее значительную территорию, площадью в 6200 км (рис. 1.1), в среднем течении р. Обь, является одним из старейших районов нефтедобычи Западной Сибири.

Существующие представления о геологическом строении Широтного Приобья, вмещающей в себя мощную толщу мезозойско-кайнозойских плитных комплексов и подстилающих их триасовых рифтогенных и палеозойских аккреционных образований, созданы трудами многих поколений геологов и геофизиков. В их числе Т. Ф. Антонова, М. М. Биншток, B.C. Бочкарев, Г. К. Боярских, Ю. В. Брадучан, A.M. Брехунцов, Ю. В. Вайполин, В. А. Галунский, В. Я. Гидион, Ф. Г. Гурари, Н. П. Запивалов, В. П. Игошкин, Ю. Н. Карогодин, А. Э. Конторович, В. А. Корнев, Н. Я. Кунин, Б. А. Лебедев, О. М. Мкртчян, В. Д. Наливкин, А. Л. Наумов, И. И. Нестеров, В. Н. Нестеров, А. А. Нежданов, Т. М. Онищук, Г. Н. Перозио, Г. И. Плавник, О. А. Ремеев, Л. И. Ровнин, А. А. Розин, Н. Н. Ростовцев, М. Я. Рудкевич, Ф. К. Салманов, Р. С. Сахибгареев, З. Я. Сердюк, B.C. Сурков, Е. А. Тепляков, А. А. Трофимук, Л. Я. Трушкова, Ф. З. Хафизов, Л. Г. Цибулин, В. И. Шпильман и многие другие исследователи.

За более чем 40летнюю историю изучения нефтегазоносности Мегионского Приобья со времени открытия в 1961 г. крупного Мегионского нефтяного месторождения открыты и разрабатываются около двух десятков месторождений (рис. 1.2), пробурены тысячи поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, отработаны сотни километров сейсмических профилей 2D и 3D (рис. 1.3). Основные запасы эксплуатируемых месторождений района содержатся в залежах высокопродуктивных горизонтов неокомского мегакомплекса. Промышленно нефтегазоносны апт-сеноманский и средне-верхнеюрский мегакомплексы. Высокопродуктивные месторождения, находящиеся в разработке, характеризуются высокими обводненностью и выработанностью (до 63% извлекаемых запасов нефти). Поскольку большинство из этих месторождений разрабатывается за счет интенсивной выработки запасов и внедрения современных технологий нефтедобычи, доля доказанных запасов углеводородов в районе стремительно снижается, и период обеспеченности ими нефтедобывающих компаний при возрастающих уровнях нефтедобычи снижается (ориентировочно до 20 лет). Для стабилизации добычи на оптимальном уровне необходимо восполнение промышленных запасов. Это может быть осуществлено за счет доразведки находящихся в разработке месторождений и выявления новых Т" ш у * | м j м" '.

Рис. 1.1. Мегионское Приобье. Космоснимок з.

A’tMWixoj.

3x1420 101 км.

1*720.

Лин/no.

ВГКОН.

Рис. 1.2. Обзорная карта месторожд'.

Условные обозначения Месторождения Разрабатываемые Разведываемые нефтяные Я.

I иефтегазоюнденсатные перспективные площади нсфги и газа с ресурсами категории СЭ.

Трубопроводы газопроводу. диаметр труб в мм. количество ииток длина t rtplO.

Мнефтепроводы. диаметр труб в мм. количество ниток, длина.

1 ШфЛУ Заводы по переработке иефтепереквчиввкхцие станции природного газа.

Ш продугтопереначиввющие станции ЯП 14 *омлвмСвта (S) компрессорные станции район исследований ний нефти и газа Мегионского Приобья.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ: т Глубокие скв-ажины.

Эксплуатационные ci""nwi г (устье!

Скпапины, вскрывшие отлож" мам палеозое.

А" С квахклы. Ь KOTOpux Провел отраженного горизонт* 8 (см ссйеыохаротак.

V Скважины, ft no"Of*tx Прова* отрвжалцвго горизонта Б |*м свйсыокаротак.

Г Скважины, в которых проведено ВСП.

Г «I ОГпОпсшаЛ контур нафтиносиск: тн врскр-ыалппня ч».

Рис. 1.3. Мегионское Приобье. Схема изуч ф т т.

Потайное.

V пт ш г ц, и fl" IV.

Я .JP.

Gefefw-hm'xo ect&e { риианевское энноети глубоким бурением. нефтегеологических объектов. Предпосылки для этого имеются. Применение мощных современных технологий интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных позволяет уточнять, а иногда существенно менять существующие представления о нефтегеологических моделях продуктивных комплексов в пределах хорошо изученных районов. Так например, актуальной проблемой, способной привести к открытию десятков новых высокодебитных залежей, является изменение парадигмы опоискования горизонта IOi (васюганская свита верхней юры). В свое время десятки антиклинальных поднятий были выведены из геологоразведочного процесса в связи с тем, что первые скважины, пробуренные в своде соответствующих поднятий, либо оказывались сухими (или с дебитами о первые м /сут), либо давали воду. Исследования, проведенные с использованием современных сейсмических технологий, показали, во-первых, закономерное (хотя и сложно устроенное) улучшение коллекторских свойств горизонта Ю1 на склонах и периклинальных окончаниях положительных структур разного порядка, а, во-вторых, позволили доказать фактическое разрушение залежей в своде поднятий при сохранении их в тектонически экранированных ловушках в пределах наиболее пологих частей склонов.

Очевидно, что в пределах Мегионского Приобья, характеризующегося высокой степенью изученности территории, всесторонний интегрированный анализ обширной геолого-геофизической информации с использованием новейших технологий и современных интерпретационных систем позволит создать новые адекватные региональные и зональные нефтегеологические модели. Создание этих моделей требует обобщения, анализа, систематизации и переоценки всего эмпирического материала, разработки новых и/или привлечения имеющихся современных эффективных алгоритмов и программных средств, учитывающих особенности строения и формирования всей нефтегазогеологической среды и составляющих его элементов, в т. ч. природных резервуаров.

Сложность построения нефтегеологических моделей этого региона заключается в том, что необходимо учесть особенности строения сложно построенной осадочной толщи и кристалического фундамента как взаимосвязанные элементы, образующие единую сложную многопластовую систему, вмещающую нефтяные залежи. Слои системы различаются по структурному плану, литологии, фильтрационным свойствам пород. Они изменяются как по простиранию, так и по вертикали, выклиниваются, толщины их изменчивы.

Таким образом, целью работыявляется создание адекватной геологической основы с использованием современных технологий интегрированного анализа имеющейся геолого-геофизической информации для переоценки нефтегазового потенциала и выявления новых нефтегазогеологических объектов в пределах Мегионского Приобья.

Основные задачи исследования:

Основные задачи исследования:

1. Интегрированный анализ имеющейся геолого-геофизической информации по строению нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья с применением современных технологий, интерпретационных систем и достижений мировой нефтегазогеологической науки и практики для выявления новых нефтегазогеологических объектов, в т. ч. в пределах ранее неизученных стратиграфических горизонтов.

2. Создание новых структурных, седиментологических и нефтегазогеологических моделей продуктивных комплексов и горизонтов Мегионского Приобья для выявления перспективных объектов, контролирующих возможные залежи — спутники и сложно-экранированные ловушки, образование которых определяется сочетанием литологических и тектонических факторов.

3. Изучение деформационной структуры продуктивных толщ Мегионского Приобья с целью получения информации о пространственном распределении дезинтегрированных зон в геологической среде Мегионского Приобья, контролирующих размещение наиболее активных флюидодинамических зон, оптимальных для нефтегазонакопления.

4. Выработка на основе проведенного анализа главных принципов развития нефтедобычи в «старых» нефтедобывающих районах на примере Мегионского Приобья.

2. МЕТОДИКА ИЗУЧЕНИЯ (НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ) НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ МЕГИОНСКОГО ПРИОБЬЯ.

Эффективное изучение нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья стало возможным в последние годы с внедрением, в первую очередь, в практику сейсморабот современных технологий их производства и обработки сейсмических данных и мощных интерпретационных систем при интегрированном анализе скважинной и сейсмической информации. Кроме того, внедрение трехмерной модификации сейсморазведки MOB ОГТ резко увеличило информативность сейсморабот при изучении структурных и седиментологических особенностей строения нефтегазоносных и перспективно-нефтегазоносных комплексов, в т. ч. и таких малоисследованных объектов среды, как клиноформные постройки, дезинтегрированные участки разреза, доюрские структурные элементы и т. д. Для составления региональной и зональных моделей нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья наряду с обобщением всей имеющейся геолого-геофизической информации были проведены глубокие переобработка и переинтерпретация сейсмических и скважинных данных по сети субрегиональных сейсмических профилей, увязанных в единый каркас (рис. 2.1). Часть этих профилей приведена в работе (рис. 2.2−2.5).

Глубокая переобработка сейсмических материалов выполнена с использованием современных обрабатывающих (Focus-4.3) и вычислительных (Enterprise-5500) комплексов. Основной задачей переобработки сейсмических материалов, полученных в течение 19 852 003 гг. разными организациями на различном качественном и методическом уровне, являлись: а) отображение на временных разрезах волновой картины, имеющей максимально возможную разрешенность и динамическую выразительность сейсмической записи отражающих горизонтовб) минимизация отличий сейсмической записи на различных профилях из-за применения неидентичных методик и оборудования при производстве полевых работ. В каркасную сеть субрегиональных профилей были вовлечены материалы ЗБ-съемок. Общая протяженность линий каркасных профилей составила 1910 пог.км. Следует отметить высокую эффективность процедур постстековой обработки, позволившей значительно улучшить разрешенность и когерентность сейсмической записи. Для интегрированного анализа сейсмической и скважинной информации по каркасной сети профилей обработаны данные изучения керна и промыслово-геофизических материалов по 177 поисковым и разведочным скважинам. В качестве «опорных» принимались скважины, удаленные от субрегиональных профилей не более, чем на 2 км.

Рис. 2 Л. Мегионское Приобье. Схема расположения составных с< комических профилей и использованных в интерпретации скважин. w ¦ О.

ПОс.

М4Ь.

Рис. 2.2, Мегионское Приобье. Временнь а) гб (г сейсмические разрезы по составным профилям: Ь) — б) г7 (а + Ь) I.

20 I.

ШШ>Г.

Рис. 2.3. Мегионское Приобье. Временные сейс а) г8 (а + b + с + d).

565 605 617 828 822 152 121 65.

212 215 621 601 618 421 824 126 лические разрезы по составным профилям: 6) г9 (а + b + с).

Рис. 2.4. Мегионское Приобье. Временные сейсмические разрезы по составным профилям: а) с2- б) г4.

100 200 J00 *M!F ' ¦¦

• - V.

1 ¦ ¦ -% ¦ г.-Л'л ¦ V' л — '.

Рис, 2.5. Мегионское Приобье. Временные сейсмические разрезы по составным профилям: а) с8 (а + b) — б) с14(а + Ь).

2:5.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Интегрированный анализ скважинной и сейсмической информации по строению и нефтегазоносности геологической среды Мегионского Приобья с применением современных технологий геофизических исследований и мощных интерпретационных систем привёл к следующим результатам:

1. Геологическая среда Мегионского Приобья в отличие от существующих представлений о её относительно простом тектоническом строении характеризуется значительной дезинтегрированностью, выразившейся в присутствии, особенно в доюрском основании и нижних частях мезозойского разреза, разломных дислокаций различного рангасубвертикальных каналов деструкции, уходящих в глубокие части земной корызон повышенной аномальной трещиноватости различного уровня и размеров.

2. Геологическая среда Мегионского Приобья, особенно её мезозойская часть, разделена на серию структурно-стратиграфических подразделений (комплексов-сиквенсов), характеризующихся автономностью внутреннего строения, нефтегазогеологических свойств, особенности которых определены зачастую принадлежностью к различным тектоническим районам. Индивидуализация последних контролируется уровнем дезинтегрированности среды.

3. Степень нефтегазонасыщепности по объёму и вертикали определяется флюидодинамической активностью земных недр, различной в разных флюидодинамических зонах Мегионского Приобья. Флюидодинамическое районирование региона определено уровнем дезинтегрированности геологической среды региона.

4. Дальнейшее освоение далеко не исчерпанного нефтегазового потенциала старых нефтедобывающих районов, в т. ч. Мегионского Приобья, необходимо провести с учётом характера дезинтегрированности геологической среды, влиявшего на формирование основных нефтегеологических свойств различных горизонтов (главным образом, доюрских, юрских и раннепеокомских) палеозойско-мезозойских комплексов. Основным инструментом нефтепоисковых работ в таких районах должна стать пространственная сейсморазведка 3D, в первую очередь, — для изучения выявленных в результате проведённого анализа объектов.