Введение
Глава 1.Характеристика района исследований
1.1 Геолого-геофизическая изученность
1.2. Геологическое строение и нефтегазоносность
Глава 2. Методика исследований
Глава 3. Результаты
Г лава 4. Выводы
Список литературы

Купить

Актуальность темы работы. Карабашская поисковая зона расположена в основном на юго-западной бортовой области Западно-Сибирской мегасинеклизы, таким образом, перспективы нефтегазоносности в ней не так значительны, как, например, в неокомских отложениях центральной части Западно-Сибирской НГП. Потому ее территория долгое время оставалась (и остается) одним из наименее изученных районов Западно-Сибирского региона. Однако в последнее десятилетие интерес к этому району возрос, так как необходимо обеспечить наращивание ресурсной базы страны, а также поддержать имеющийся уровень добычи углеводородов на разрабатывающихся зрелых месторождениях, и особое внимание сейчас уделяется неантиклинальным нефтяным ловушкам и нетрадиционным резервуарам (Аплонов, 2000).
На 2009 год были подсчитаны плотности ресурсов в пределах Карабашской поисковой зоны, составившие от 10 до 350 тыс. т на км2, а также начальные суммарные ресурсы углеводородов, составившие 1340 млн т и 130 млрд м3 для нефти и газа соответственно. Однако после проведения масштабных (более 300 скважин) геологоразведочных работ были открыты лишь 16 небольших по запасам месторождений. Таким образом, в 2011 году начались работы по уточнению геолого-геофизической модели строения Карабашской зоны и выявлению наиболее перспективных участков в её пределах.
На настоящий момент наиболее изучена северо-восточная часть зоны, кроме ее южной части, простирающейся субширотно вдоль русел рек Евра и Конда. Именно эта часть была выбрана нами для построения геолого-геофизической модели и уточнения оценки нефтегазоносности.
В соответствии с прилагаемой картой лицензирования (рис. 1) выбранный участок не принадлежит нефтедобывающим компаниям, и данная работа может поспособствовать определению первоочередных участков к программе лицензирования. Карабашская зона относится к одной из пяти зон, которые были выделены в качестве приоритетных для постановки геологоразведочных работ за счет средств госбюджета (Постановление Коллегии Федерального агентства по недропользованию. Москва, 2016 год).
Выбор тюменской свиты для подсчета ресурсов был обусловлен её перспективностью для добычи углеводородов в ближайшем будущем. Во-первых, это связано со сравнительной легкостью разработки, в отличие, например, от освоения баженовской и абалакской свит, требующего новых технологий. Во-вторых, так как большая часть открытых среднеюрских залежей относятся к трудноизвлекаемым, их разработка поощряется действующим налоговым законодательством.
Цель настоящей работы состояла в выявлении наиболее перспективных нефтегазоносных участков и подсчете ресурсов на изучаемом объекте.
Основные задачи работы:
• Сформирован ГИС проект по изучаемой территории. Введено 350 пог. км сейсмопрофилей 2D, использованы данные по четырнадцати скважинам (каротажные диаграммы, координаты устьев) (Petrel 2013, Schlumberger);
• Проведена корреляция скважин по данным ГИС и выделение отражающего горизонта кровли тюменской свиты Т1 на профилях;
• Построены структурные поверхности продуктивных пластов, расчитаны параметры пористости, песчанистости и нефтенасыщенности;
• Построена 3D модель месторождения;
• Подсчитаны ресурсы объемным методом;
• Произведен анализ результатов и оценка ресурсного потенциала изучаемой территории.
Методы исследования.
Для тюменской свиты характерна фациальная и литологическая разнородность как в разрезе, так и в плане, а наиболее перспективные нефтегазоносные участки связаны с понижениями в палеорельефе, такими как дельты палеорек или приливно-отливные каналы. Поэтому для построения карты перспектив нефтегазоносности необходимо учитывать как данные сейсмопрофилей МОВ ОГТ, так и информацию по скважинам и фациальные карты.
На первом этапе работы с помощью программного обеспечения Petrel 2013 компании Schlumberger был создан ГИС-проект, включающий в себя сейсмические профили, координаты устьев скважин, данные каротажей и отбивки пластов некоторых скважин. Были проанализированы имеющиеся профили МОГТ, выделен отражающий горизонт Т1 (кровля тюменской свиты), построена структурная поверхность Т1, а также поверхности кровли и подошвы пластов Ю2, Ю3 и Ю4 по данным скважин. Эти поверхности были объединены в 3D модель.
На втором этапе для определения перспектив нефтегазоносности были применены данные каротажей. Для этой цели использовались значения пористости, песчанистости и нефтенасыщенности в рассматриваемых пластах. Считается, что породы с наибольшими значениями показателей будут наиболее продуктивными. Применено моделированиепараметров на основе метода Sequentional Gaussian Simulation (SGS) и анализ данных методом вариограмм с учетом фациальных карт, что позволило распространить значения этих показателей по всему исследуемому участку и отследить вероятное расположение аномалий.
Для подсчета ресурсов и определения границ возможных месторождений использовался объемный метод; значения поверхности водонефтяного контакта приняты по данным отчета 2014 года для Северовайского месторождения.
Научная новизна:
• 1. Создана сейсмолитологическая 3D модель среднеюрских отложений пластов Ю2, Ю3, Ю4 тюменской свиты с использованием отражающего горизонта T1z в качестве тренда;
• 2. На основе созданной модели построены карты перспектив нефтегазоносности.
• 3. выполнена оценка ресурсов углеводородного сырья объемным методом.
Практическая значимость. Разработанная модель нефтегазоносных пластов
позволяет прогнозировать промышленные скопления УВ тюменской свиты на территории восточной части Карабашской зоны. Карты перспектив нефтегазоносности могут использоваться при проведении поисковых работ.
Фактический материал. В работе были использованы фондовые материалы - координаты устьев 14 скважин, данные геофизических исследований в скважинах (акустический каротаж (АК), боковой (GZ3), гамма каротаж(ОК), потенциалов самопроизвольной поляризации (PS), нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ)), стратиграфические отбивки в трех скважинах, а также 350 пог. км сейсмопрофилей МОГТ 2D.
Для систематизации, обработки и моделирования использовался программный продукт Petrel 2013 (Schlumberger).
Благодарности. Искренне благодарю за предоставление темы работы, руководство и советы своих научных руководителей Шиманского Сергея Владимировича и Гомонова Антона Андреевича.
Купить