Нефтегазоносные бассейны гвинейского залива

Нефтегазоносный бассейн Гвинейского залива

Максимальную ширину (несколько сотен километров) бассейн имеет в тех участках, где в океан впадают крупные реки: Нигер, Огове, Конго, Кванза. Дельтовые выносы этих рек образуют далеко вдающиеся в океан мысы (авандельды). По-видимому, эти реки для долин своих нижних течений имеют депрессионные участки фундамента, для которых наблюдаются и максимальные мощности осадочного чехла.

На пересечении широтной и меридиональной частей бассейна расположен вулканический массив Камерун высотой до 4000 ж, образованный молодыми вулканическими породами. Этот массив, с которым связаны действующие вулканы, приурочен, как предполагают, к региональному разлому северо-восточного простирания, протягивающемуся на многие сотни километров (до оз. Чад). Фундамент бассейна Гвинейского залива имеет докембринский и, возможно, на отдельных участках нижнепалеозойский возраст, сложен гранитами, гнейсами, кристаллическими сланцами. Фундамент разбит системами субмеридиональных и субширотных сбросов, по которым фундамент ступенчато и резко погружается в сторону океана. Углы наклона поверхности фундамента оцениваются в 8—15°. На фоне этого общего опускания имеются отдельные приподнятые горстовые зоны, разделяющие бассейн на частные прогибы. Такой горст Ламбарене, обнажающийся на поверхности, известен в Габоне. Он отделяет «Восточный прогиб» (Восточный бассейн) от «Атлантического прогиба» (Атлантический бассейн) (рис. 136).

На фундамент трансгрессивно с базальными горизонтами ложится осадочная толща, мощность которой увеличивается в сторону океана до 4 км. Чем шире прибрежная полоса, тем больше мощность осадочного чехла, вскрываемая скважинами.

В том же направлении меняются фации от преимущественно континентальных и прибрежно-лагунных до морских.

Осадочное выполнение бассейна образовано породами верхнеюрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возраста. Однако детальная стратиграфическая корреляция этих толщ в пределах всего бассейна затруднена в силу неодинаковой степени изученности в отдельных странах, а также из-за сравнительно литолого-фациальной пестроты осадков и слабого фаунистического обоснования.

В нижней части разреза почти повсеместно выделяется мощная (до нескольких сотен метров) пачка озерно-прибрежных песчаников и конгломератов, относимая одними исследователями к интервалу верхняя юра (?) — нижний апт, другими — к вельду — нижнему апту. Средний апт, а возможно, и часть верхнего слагаются переменной мощности комплексом лагунных эвапоритов (соли, гипсы, ангидриты, а также известняки и доломиты), которые в Габоне, Анголе, Нигерии, районах, наиболее изученных бурением, принимают участие в образовании соляных куполов. Однако распространение этих соленосных толщ гораздо шире, чем участков с соляной тектоникой.

Интервал разреза от альба до эоцена включительно образован морскими, преимущественно разнообразными карбонатными породами (известняки, доломиты, мергели). Песчано-глинистые разности имеют подчиненное значение. Верхняя часть разреза представлена литологически невыдержанными континентальными и морскими песчано-глинистыми породами, а также мергелями и известняками. Бассейн с поверхности выполнен современными прибрежными и аллювиальными песками и болотными илами.

В тектоническом отношении бассейн состоит из нескольких крупных полузамкнутых платформенных прогибов, открывающихся в океан и разделенных друг от друга выступами кристаллических пород обрамления. Такими прогибами будут с запада на восток и с севера на юг: Камое (река в республике Берег Слоновой Кости), Иигерский (Гана — Дагомея — Нигерия), Дуала (Камерун), Габонский (Габон и небольшая часть Камеруна). Габонский прогиб, наиболее широкая часть которого образована долиной р. Огове, распадается, как уже упоминалось, на два частных прогиба: Атлантический (Береговой) и Восточный. В пределах Конго и Кабинды расположен прогиб Конго, и в пределах Анголы — прогиб Кванза. Каждый из прогибов закономерным образом связан с дельтовой частью реки, занимающей центральное положение в прогибе.

Четвертичные и верхнетретичные отложения образуют моноклиналь, полого под углами 2—6° погружающуюся в сторону океана. Моноклиналь осложнена сбросами, протягивающимися или параллельно береговой линии, или перпендикулярно ей. Наблюдается связь гидрографической сети с разломами (например, р. Вури в Камеруне).

Строение меловых и палеогеновых пород имеет более сложный вид. В прогибе Кванза осадочные слои смяты в протяженные параллельные антиклинальные и синклинальные складки, простирающиеся с CCB на ЮЮВ и нарушенные разрывами. Размеры антиклиналей обычно составляют: длина 30—40 км, ширина 12—18 км при амплитуде поднятия 200—300 м. Различаются сравнительно просто построенные, слабо асимметричные складки (восточное крыло более крутое — до 8°, западное пологое — до 5°) и сложно построенные, осложненные соляным диапиризмом.

В прогибе Конго на общем моноклинальном фоне также известны пологие антиклинальные складки, которые не связаны с соляной тектоникой. Их образование связывают с выступами и подвижками блоков фундамента, способствующих образованию складок облекания.

Строение Габонского прогиба близко к прогибу Кванза. Здесь также отчетливо выраженные складчатые формы осложнены соляной тектоникой. Движения соли привели к образованию протяженных соляных валов шириной 1—4 км при высоте 2—3 км, с которыми связано образование пологих антиклиналей. Наряду с этим здесь известны и сбросовые дислокации, связанные с блоковыми движениями фундамента. Соляная тектоника характерна для береговой части прогиба. В восточной части прогиба осадочный чехол представляет моноклиналь, разбитую сбросами. Соляная тектоника здесь не отмечается. Аналогичное моноклинальное строение наблюдается и для северной части Габонского прогиба, в пределах Камеруна — «прогиб» Кампо. Углы падения на запад составляют 8—12° и более.

Для верхних горизонтов в прогибе Дуала характерно ташке моноклинальное залегание слоев с углами падения до 20°, нарушенное системой сбросов, простирающихся с ЮЗ на CB и с ЮВ на СЗ. Предполагается, что на глубине могут быть обнаружены антиклинальные складки.

Широтный участок нефтегазоносного бассейна Гвинейского залив, в своих глубоких частях изучен очень слабо. Здесь наблюдается очень слабое коробление моноклинали, погружающейся на юг и разбитой сбросами, отражающими блоковое строение фундамента. В дельте Нигера отмечаются антиклинальные структуры, содержащие в ядре соляные штоки.

С осадочным выполнением бассейна связано большое количество самых разнообразных проявлений нефти, газа, асфальта и пр. Эти проявления практически приурочены ко всем стратиграфическим интервалам и распространены на всем протяжении бассейна. В прогибах, расположенных в меридиональной части бассейна, в настоящее время известно около 15 нефтяных и газовых месторождений, добыча которых в 1959 г. составила около 0,8 млн. т нефти.

Выделенные выше тектонические прогибы представляют самостоятельные нефтегазоносные области.

Кванзская нефтегазоносная область. В пределах области выделяются несколько параллельных антиклинальных зон нефтегазонакопления. К ним приурочены три нефтяных месторождения антиклинального типа, осложненных соляным диапиризмом: Бенфика, открытое в 1955 г., Луанда — в 1957 г. и Какуако — в 1958 г. На месторождении Бенфика нефтеносны трещиноватые верхнеаптские известняки, образующие массивную залежь в структурном выступе, расположенную на глубине 2600 м (нефть имеет уд. вес 0,887). На месторождении Луанда две залежи: пластовая и массивная в песчаниках эоцена (600 м) и трещиноватых известняков верхнего альба (1700 м). Удельный вес соответственно составляет 0,881 и 0,876. На месторождении Какуако нефтеносны подсолевые песчаники нижнего апта на глубине 2800 м; уд. вес 0,904 (табл. 52).

В 1961 г. было открыто крупное месторождение Тобиас с залежью нефти в известняках апта. Это месторождение дает сейчас основное количество нефти в Анголе.

Возможно обнаружение скоплений, связанных с тектоническим, стратиграфическим и литологическим экранированием моноклинальных горизонтов.

Нефтегазоносная область Конго. В пределах области известно одно небольшое месторождение — Поуэнт-Эндиен, приуроченное к северо-западному крылу пологой антиклинали. Залежь пластовая, литологически экранированная в подсолевых песчаниках нижнего апта на глубине 1300 м. Мощность продуктивного пласта от 3 до 27 м (уд. вес 0,842).

Перспективы нефтеносности можно связывать в основном с различными типами экранирования моноклинально падающих слоев.

Габонская нефтеносная область. В ее пределах известно наибольшее количество месторождений. Все они связаны с солянокупольными антиклинальными зонами нефтегазонакопления.

Это Озоури и Поуэнт-Кларетт, открытые в 1956 г., Анимба и М’Бега — в 1957 г., Алевана, Кап-Лопец — в 1958 г. Нефтеносны или газоносны доломитовые пласты миоцена в М’Бега, трещиноватые кремнистые сланцы эоцена — в Аниба, М’Бега, Озоури, Поуэнт-Кларетт, известняки и песчаники верхнего мела в Кап-Лопец, Поуэнт-Кларетт. Все горизонты расположены над соляными породами. Подсолевые отложения, представляющие большой интерес, залегают на значительной глубине (табл. 51).

Нефтегазоносная область Дуала. Здесь известны два небольших месторождения Логбаба — газовое и Суэллаба — нефтегазовое. Продуктивные горизонты приурочены к песчаникам верхнего мела и палеоцена (на глубине до 2580 м). Месторождения антиклинального типа. В пределах области можно ожидать встретить как зоны нефтегазонакопления антиклинального типа, так и связанные с региональными разрывами и стратиграфическим несогласием.

Нигерская нефтегазоносная область. Месторождения Аката, открытые в 1953 г., Олоибири — в 1956 г., Афам — в 1957 г., Бому и Соку — в 1958 г., антиклинального типа, расположенные в пределах антиклинальных зон нефтегазонакопления. Продуктивные горизонты, связанные в основном с песчаными горизонтами эоцена, а также и верхнего мела, залегают на глубине от 2 до 3,25 км. Удельный вес колеблется от 0,788 до 0,934 (рис. 137).

Нефтегазоносная область Камое. В ее пределах месторождений пока не известно. Нефтепроявления приурочены к отложениям верхнего мела.

Таким образом, в пределах бассейна все выделенные нефтегазоносные области являются перспективными. В их пределах уже обнаружены или могут быть обнаружены антиклинальные зоны нефтегазонакопления, связанные с экранированием тектонического, стратиграфического и литологического типа. Особый интерес представляет разведка подсолевых отложений, для которых соль является прекрасной покрышкой. Это относится в первую очередь к южным нефтегазоносным областям, так как в других соленосные толщи опущены на значительную глубину.

Безусловный интерес представляет разбуривание шельфовых участков бассейна, примыкающих к выделенным нефтегазоносным областям, так как в сторону океана происходит резкое увеличение мощностей разреза, он становится более полным и значительно меняется в фациальном отношении. В пределах шельфа возможно обнаружение крупных зон нефтегазонакопления, связанных с различными типами экранирования моноклинально залегающих пластов. Ширина шельфовой полосы при глубине воды от 8 до 20 м — 10—20 км, при глубине до 90 м ширина составляет 30—65 км.

Источник

ГВИНЕ́ЙСКОГО ЗАЛИ́ВА НЕФТЕГАЗОНО́СНЫЙ БАССЕ́ЙН

В книжной версии

Том 6. Москва, 2006, стр. 461

Скопировать библиографическую ссылку:

• 
• 
• 
• 
• 

ГВИНЕ́ЙСКОГО ЗАЛИ́ ВА НЕФТЕГАЗО­Н О́ С­НЫЙ БАСС Е́ЙН, за­ни­ма­ет ак­ва­то­рию Гви­ней­ско­го зал., рай­он дель­ты р. Ни­гер в Ни­ге­рии и Ка­ме­ру­не, а так­же по­бе­ре­жье Кот-д’Ивуара, Га­ны, То­го и Бе­ни­на. Об­щая пл. 884 тыс. км 2 , из них 745 тыс. км 2 в ак­ва­то­рии (до изо­ба­ты 1 км). На­чаль­ные из­вле­кае­мые за­па­сы: неф­ти 3,55 млрд. т, га­за 1,38 млрд. м 3 . При­уро­чен к пе­ри­кра­тон­но­му про­ги­бу Аф­ри­кан­ской плат­фор­мы, в ко­то­ром вы­де­ля­ют­ся Ниж­не­ни­гер­ская, То­го-Да­го­мей­ская и Абид­жан­ская впа­ди­ны. Пер­вое неф­тя­ное ме­сто­ро­ж­де­ние на су­ше от­кры­то в 1956, на шель­фе – в 1965. До­бы­ча на су­ше ве­дёт­ся с 1957, на шель­фе – с 1965. От­кры­то св. 330 неф­тя­ных и га­зо­неф­тя­ных, а так­же св. 30 га­зо­вых ме­сто­ро­ж­де­ний (2004). Важ­ней­шие ме­сто­ро­ж­де­ния при­уро­че­ны к дель­те Ни­ге­ра и при­ле­гаю­ще­му шель­фу Ат­лан­ти­че­ско­го ок.: неф­тя­ные – Йо­хо (на­чаль­ные за­па­сы ок. 165 млн. т), ОПЛ-321, Бон­ни, Мед­жи, Осо, Эс­к­ра­вос-Бич и др.; га­зо­неф­тя­ные – Дель­та (6 млрд. м 3 га­за и 201 млн. т неф­ти), Фор­ка­дос-Йок­ри, Бон­га, Ме­рен, Убит, Бо­му, Аг­ба­ни, Имо-Ри­вер, Джонс-Крик и др.; неф­те­га­зо­вые – Нем­бе-Крик (13 млн. т неф­ти и 42 млрд. м 3 га­за), Окан и др. Про­дук­тив­ны оли­го­цен-мио­це­но­вые, ме­ло­вые и ниж­не­де­вон­ские пес­ча­ни­ки на глу­би­не 1000–3500 м. Все ме­сто­ро­ж­де­ния мно­го­пла­сто­вые, при­уро­че­ны гл. обр. к опу­щен­ным крыль­ям сбро­сов. Осн. ти­пы ло­ву­шек – струк­тур­ные и стра­ти­гра­фи­че­ские. Неф­ти ма­ло­сер­ни­стые плот­но­стью 814–931 кг/м 3 . Га­зы гл. обр. ме­та­но­вые. Центр неф­те- и га­зо­до­бы­чи – дель­та р. Ни­гер. Осн. неф­те­про­во­ды: Эс­к­ра­вос – Ка­ду­на, Ква­ле – Огод­жа – Брасс; осн. га­зо­про­вод – Ла­гос–Порт-Хар­корт.

Источник

ТрИЗы ГВИНЕЙСКОГО ЗАЛИВА

В статье описана методика прогноза зон наиболее вероятного распределения сланцеподобных коллекторов, основанная на результатах сейсмической синхронной инверсии, продемонстрированы особенности построения трехмерной геологической модели таких залежей, а также отражены способы их разработки с помощью бурения скважин с горизонтальным стволом. Исследуемый участок расположен на шельфе Гвинейского залива.

Геологическая характеристика района исследований

Главной особенностью низкопроницаемых резервуаров является то, что аккумуляция нефти и ее генерация происходят локализованно, в пределах одного коллекторского пространства, т.е. в данном случае термины «месторождение» и «местоскопление» не противопоставляются друг другу. Ключевым критерием для наличия залежей углеводородов (УВ) в такого рода резервуарах является вхождение их в главную зону нефте- или газообразования. Миграция не играет весомой роли, поскольку сам процесс переноса флюида из места образования к месту аккумуляции и консервации отсутствует. Данные отложения зачастую представляют собой переслаивание алевролитов, песчаников и глинисто-пелитовой фракции (флиш), что приводит к чрезвычайно низким значениям проницаемости (0,01 мДарси) и необходимости разработки с применением гидроразрыва пласта. При этом значения пористости в данных коллекторах могут варьировать в пределах 10 –15 % и более.

Месторождение L находится в зоне глубоководного шельфа Республики Гана в пределах нефтегазоносного бассейна Гвинейского залива и сложено низкопроницаемыми коллекторами ранне- и среднеальбского возраста. Разрез нефтегазоносного бассейна представлен мощными осадочными толщами, накопление которых происходило с раннего ордовика. Особенность геологического разреза бассейна побережья Ганы и Кот-д’Ивуара связана с проявлением тектонического явления глобального масштаба – развитием срединно-океанического хребта Атлантического океана (рис. 1).

РИС. 1. Карта-схема регионального тектонического строения и нефтегазоносных бассейнов Гвинейского залива

Анализ регионального геологического разреза в сопоставлении с динамикой развития Атлантического срединно-океанического хребта позволяет сделать вывод о трехстадийном тектоническом развитии осадочного бассейна Гвинейского залива и выделить в его разрезе три главных комплекса (рис. 2):

РИС. 2. Разрез через скважины D-1X и L-1X с выделением основных сейсмогеологических комплексов

1) дорифтовый, включающий докембрийско-триасовый массив кратонных пород, и юрско-раннемеловой массив осадочных пород, сформированных в зоне мелководного шельфа;
2) синрифтовый, сформировавшийся в раннемеловое время (включая поздний альб);
3) пострифтовый (сеноман-голоцен), характеризующийся многочисленными несогласиями и выклиниваниями в разрезе [Brownfield M.E., Charpentier R.R., 2006].

Ловушка и коллектор месторождения L представлены переотложенной толщей, приуроченной к эродированной зоне альбского возраста, покрывающей останец, сложенный аптскими отложениями (рис. 3). Далее по тексту данная толща будет обозначаться как «кора выветривания», при этом ее истинная морфология нуждается в более детальном исследовании.

Интервал отложений, к которому приурочены продуктивные пропластки, представлен переслаиванием аргиллитов и песчаников с небольшими примесями карбонатного материала. Бурение скважины L-1X подтвердило теоретические предпосылки, которые закладывались в модель месторождения. Испытания средне-нижнеальбского интервала, который и являлся целевым с точки зрения концепции о наличии в нем продуктивных коллекторов, дали положительный результат. Были получены пробы нефти и газоконденсата, выделены два цикла в пределах коры выветривания, характеризующиеся различным флюидальным насыщением (верхний – конденсатонасыщенный цикл, нижний – нефтенасыщенный) и различным градиентом пластового давления.

Главной особенностью продуктивной толщи являются ее крайне противоречивые коллекторские свойства – высокие значения пористости (16 – 18 %) на фоне чрезвычайно низких значений проницаемости (0,08 – 3,15 мДарси). Данные показатели являются характерными для сланцеподобных коллекторов. В таблице 1 приведены сводные значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного интервала.

ТАБЛИЦА 1. Сводные значения фильтрационно-емкостных свойств для продуктивного интервала

РИС. 3. Сейсмический разрез через скважину L – схема условного строения месторождения

Распределение ФЕС по площади и по объему резервуара довольно трудно прогнозировать, поскольку выявление закономерностей изменения пористости в коллекторах подобного типа – сложная задача. Тем не менее сейсмоатрибутный анализ и накопленная фактическая база по данным бурения позволяют проследить распространение в пределах месторождения зон с наиболее привлекательными фильтрационно-емкостными характеристиками.

Количественный анализ сейсмических данных для прогноза свойств пород

В последние годы все более актуальной становится проблема картирования и разработки сложных коллекторов – слабо акустически контрастных на фоне вмещающих пород, маломощных, непротяженных по латерали. Для решения таких задач активно используются и развиваются методы инверсионных преобразований сейсмических данных, позволяющих перейти от анализа коэффициентов отражения на акустических границах сред непосредственно к анализу упругих свойств пластов (решение обратной динамической задачи), что более соответствует геологическому разрезу [Yakovlev I.V., Barkov A.Y., Ampilov Y.P. et al., 2009]. Это, в свою очередь, делает возможным построение более точных зависимостей между акустическими параметрами и коллекторскими свойствами и, как следствие, их более надежный прогноз. Расчеты производятся не только с полнократными кубами, но и с сейсмическими данными, просуммированными в различных диапазонах углов падения. При выполнении инверсии по суммарному кубу получают только акустический импеданс. При выполнении синхронной инверсии кубы угловых сумм, содержащие информацию об изменении амплитуды отраженной волны с удалением, инвертируются в кубы упругих параметров [Ампилов Ю.П., 2008]. Число определяемых параметров зависит от имеющихся углов падения (или удалений), а также от качества данных. При наличии широкого диапазона углов падения (от 45° и выше) и высокого отношения «сигнал – помеха» можно определить три параметра (обычно – акустический, сдвиговый импеданс и плотность). В случае ограниченного диапазона углов падения AVO / AVA инверсия позволяет надежно восстановить лишь два из них. Плотность является самым сложным для инверсии параметром, для получения корректных ее значений требуются широкий диапазон углов падения и высококачественные данные. Совместный анализ нескольких упругих параметров дает больше возможностей для прогноза литологии, пористости, УВ-насыщения, чем интерпретация только одного акустического импеданса [Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Яковлев И.В. и др., 2009].

На месторождении L пробурена одна разведочная скважина, хорошо охарактеризованная методами ГИС: в ней проведены замеры скоростей продольной, поперечной волн и плотности. Значения акустического и плотностного каротажа предварительно были скорректированы за влияние скважинных условий, удалены некондиционные участки кривых. Скважина была исследована методом вертикального сейсмического профилирования (ВСП).

В случае месторождения L в продуктивном интервале контраст упругих свойств между двумя литологическими типами (пачки неколлекторов и пачки переслаивающихся песчаников-коллекторов и глин) не велик. Без анализа результатов синхронной детерминистической инверсии было бы трудно выделить нефтегазонасыщенные пласты, проследить их пространственную протяженность, оценить коллекторские свойства и изучить их внутреннее строение с помощью только общепринятых методик атрибутного анализа сейсмических данных. Для решения поставленной задачи необходимо выделить упругие свойства среды, наиболее чувствительные к смене флюида и литологии. Из анализа скважинных данных следует, что таким параметром является λρ, в пространстве которого можно с большой степенью достоверности выделить требуемые «литотипы». Коллекторы и вмещающие породы по верхнему интервалу разделяются уверенно, по нижнему – с некоторым перекрытием. Данный параметр является производным от продольного и поперечного импедансов, которые будут получены в результате синхронной инверсии [Хилтерман Ф.Дж., 2010].

Для построения низкочастотной модели упругих параметров (которая используется в качестве опорного тренда, задающего мягкие ограничения при восстановлении упругих свойств) использовалась структурная модель, полученная в ходе интерпретации сейсморазведки, данные ГИС (продольный и поперечный импедансы) и куб интервальных скоростей. Следует отметить, что в пределах первого циклита не проводилось традиционное для случая газонасыщенных коллекторов флюидозамещение на воду. Поскольку интервалы коллекторов представлены тонкослоистым переслаиванием песчаников и глин, насыщение газоконденсатом не приводит к появлению ложной низкоимпедансной аномалии в межскважинном пространстве при интерполяции упругих параметров.

РИС. 4. Привязка сейсмических и каротажных данных в скважине L

Инверсионные преобразования были проведены на сейсмических данных, полученных в рамках работ 3D и обработанных с привлечением современных методик с сохранением амплитуд [Ampilov Y.P., Baturin D.G., 2012]. Сейсмограммы в удалениях были пересчитаны с использованием скоростей миграции в угловые сейсмограммы. После анализа полученных данных были удалены остаточные статические и кинематические сдвиги. Из угловых сейсмограмм были сформированы четыре угловые суммы, каждая из которых относится к отражениям 10-градусного сектора углов падений из общего диапазона 5 – 40° (5 – 15°, 10 – 20°, 20 – 30°, 30 – 40°). Выбор диапазона углов падения является важным этапом инверсионных преобразований сейсмических данных, так как ширина диапазона определяет, насколько полная информация об изменении амплитуды с удалением будет использована в расчетах.

С использованием кривых акустического и плотностного метода была проведена увязка сейсмических и скважинных данных, для каждой из четырех угловых сумм оценена форма импульса (рис. 4). Анализ амплитудно-фазовых характеристик импульсов позволил сделать вывод, что все они могут быть использованы для проведения инверсионных преобразований сейсмических данных. Характеристики импульсов для каждой из угловых сумм приведены на рис. 5.

РИС. 5. Контроль качества инверсионных преобразований сейсмических данных, оценка амплитудно-фазовых характеристик импульсов по всем угловым суммам

Одной из наиболее часто используемых процедур по оценке качества выполненных инверсионных преобразований является сопоставление полученных результатов со скважинными данными. Данная проверка показала, что наиболее устойчиво в результате синхронной инверсии восстанавливаются акустический и сдвиговый импедансы, а наихудшим образом – плотность и отношение V_P / V_S (рис. 5). Коэффициенты корреляции между инвертированными кривыми акустического, сдвигового импеданса, плотности, V_P / V_S и измерениями в скважинах составили соответственно 0,94, 0,87, 0,59 и 0,49.

Кроме того, была использована еще одна процедура оценки качества выполненных преобразований: сопоставление волнового поля, используемого для проведения инверсии, и синтетического, полученного после ее расчета. Анализ разницы между ними во временной и амплитудно-частотной областях продемонстрировал высокую степень достоверности полученных результатов.

Таким образом, в результате синхронной детерминистической инверсии получена оценка продольного и поперечного импедансов, из которых были определены объемные распределения параметров λρ и μρ (рис. 6). Как указывалось выше, коллекторы выделяются на фоне вмещающих пород в области одного упругого параметра λρ. На этих результатах и будет основана дальнейшая работа.

Информация, полученная из результирующих параметров AVO / AVA инверсии с калибровкой на скважинные данные, позволила установить существенное понижение значений параметра λρ для верхней пачки (хороший коллектор, насыщенный газоконденсатом) и меньший контраст для нижней пачки (коллектор с ухудшенными свойствами, насыщенный нефтью).

Рис. 6. Разрез параметра λρ через скважину L.

Прослеживание по всему освещенному инверсией объему продуктивного пласта показало наличие зон, где породы, слагающие этот интервал, могут иметь улучшенные коллекторские свойства по сравнению с зоной, вскрытой скважной. Прогнозный куб хорошо согласуется с соответствующими значениями в скважинах и отражает все основные особенности продуктивной толщи, в частности такие, как ухудшенные коллекторские свойства нижнего интервала.

Анализ результатов сейсмической инверсии и сопоставление их со скважинными данными позволили предположить, что пониженные значения параметра λρ соотносятся с опесчаненными пачками коллектора. При сопоставлении литологической интерпретации со значениями параметра λρ в точке скважины удалось установить, что для первого цикла весь разрез, содержащий коллекторы, лежит в пределах значений менее 30 ГПА*г/см 3 , для второго цикла предельное значение составляет 32,5 ГПА*г/см 3 (рис. 7). Было решено использовать именно эти значения в качестве граничных для параметра λρ при выделении в пределах коры выветривания зон наиболее вероятного распространения коллекторов и геометризации области потенциального улучшения ФЕС и концентрации УВ.

Рис. 7. Выделение граничных значений для зон наиболее вероятного распространения коллекторов.

Выделенные объемы были перенесены на заранее построенный структурный каркас трехмерной геологической модели, на чем и основывалась дальнейшая работа по определению наиболее перспективных зон для оценочного бурения на месторождении L (рис. 8).

Рис. 8. Результат перенесения куба параметра λρ на структурный каркас трехмерной геологической модели.

Продуктивный интервал, определенный в разрезе скважины, представлен тонкослоистым переслаиванием песчаников и глин; поэтому коэффициент песчанистости (NTG), рассчитанный по этому интервалу, сохранен во всем объеме, выделенном по результатам сейсмической инверсии. Это способствовало более достоверному отображению коллекторов в пределах геологической модели месторождения (рис. 9).

Рис. 9. Схема выделения зон наиболее вероятного распределения коллекторов.

В точке скважины наблюдается высокая корреляция значений пористости и параметра λρ (коэффициент корреляции составляет 0,75). Параметр λρ был использован в качестве объемного тренда при заполнении ячеек структурного грида модели значениями пористости. Минимальным значениям куба параметра λρ соответствовали максимальные значения пористости, и наоборот, максимальным – пониженные. При этом был задан диапазон граничных значений пористости 13,5–20,0%, полученный по результатам исследования кернового материала (рис. 10).

Таким образом, результаты синхронной инверсии сейсмических данных позволили определить латеральные границы распространения “коры выветривания”, закартировать зоны потенциального улучшения коллекторских свойств, оценить их толщины. Удалось построить более корректную геологическую модель месторождения и модель распространения пористости в пределах коры выветривания: сейсмические данные были использованы не только для построения структурного каркаса и определения границ распространения различных сиквенсов, но и для прогноза ФЕС в объеме, что очень актуально для месторождения L, слабо освещенного скважинами [Гареева Л.Ф., Горбачев С.Д., Бочкарев В.А., Ампилов Ю.П., 2015].

Рис. 10. Использование результатов сейсмической инверсии при распространении параметра пористости.

Проектирование горизонтального бурения с учетом прогноза по сейсмическим данным

Наиболее рациональным способом освоения подобного типа залежей является бурение горизонтальных стволов вдоль поверхности напластования с вскрытием выделенных по результатам интерпретации сейсмических данных зон наиболее вероятного распространения коллекторов с улучшенными свойствами и проведение многоступенчатого гидроразрыва пласта (ГРП) (рис. 11).

Рис. 11. Предлагаемое положение горизонтального ствола, основанное на данных сейсмической инверсии.

Анализ рассчитанного куба когерентности и данных FMI, полученных в скважине, позволили выявить основные тренды тектонической напряженности, выразившиеся в формировании разломов и зон трещиноватости ориентировки СЗ–ЮВ, расположенных субпараллельно основному восточному сбросу. Данные закономерности должны быть учтены при проведении стволов скважин сквозь тело залежи, расположение горизонтальных проложений должно быть ортогонально оси тектонического напряжения для более эффективного воздействия на залежь методами ГРП. Необходимо, чтобы ось распространения естественной трещиноватости совпадала с направлением воздействия гидроразрыва.

Применение ГРП обеспечит вертикальную сообщаемость низкопроницаемого разреза, позволит многократно повысить проницаемость продуктивного комплекса, полностью использовать потенциал вскрываемых отложений и достичь коммерчески рентабельных уровней добычи в скважинах месторождения. Воздействие на пласт методами гидроразрыва позволит использовать потенциал глинистых прослоев (shale-резервуары), являющихся нефтегазопродуцирующими (материнские отложения). На фоне искусственной трещиноватости и формирования зоны разгрузки возможно появление первичной миграции УВ из данных глинистых толщ (отложения находятся в зоне нефтяного окна) в искусственные каналы. То есть можно говорить о комбинированном типе коллекторов месторождения L, который характеризуется как система tight-shale. Для максимально полного использования потенциала месторождения горизонтальные стволы при разработке необходимо проводить по нефтяной части залежи, в этом случае при проведении гидроразрыва возможно вовлечение в добычу и верхней газоконденсатной залежи (рис. 12).

Рис. 12. Принципиальная схема разработки месторождения Линкс.

Таким образом, на основе исследования особенностей геологического строения и формирования месторождения L можно сделать следующие выводы.

1. Методы инверсионного анализа сейсмических данных, использовавшиеся при исследовании месторождения, позволяют с большой долей достоверности прогнозировать распространение зон наиболее вероятного распределения коллекторов и в дальнейшем использовать полученные результаты при планировании размещения эксплуатационного фонда скважин.

2. Использование сейсмических данных позволило корректно построить геологическую модель и модель распространения пористости в пределах коры выветривания, несмотря на слабую освещенность скважинными данными.

3. Разработку месторождения рекомендуется проводить с помощью бурения горизонтальных стволов с проведением многоступенчатого ГРП. Гидроразрыв обеспечит вовлечение в добычу не только песчаных прослоев, но и глинистых пропластков, что позволит максимизировать показатели отдачи УВ в системе tight-shale (плотные коллекторы – глины) и добиться рентабельных уровней добычи на месторождении.

1. Ампилов Ю. П. От сейсмической интерпретации моделированию оценке месторождений нефти и газа. — Центральное издательство геофизической литературы «Спектр» М, 2008. — 329 с.

2. Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Яковлев И.В. и др. Почти все о сейсмической инверсии. Часть 1 // Технологии сейсморазведки. 2009. № 4. С. 3–16.

3. Гареева Л.Ф., Горбачев С.Д., Бочкарев В.А., Ампилов Ю.П. Использование данных морской сейсморазведки для прогноза свойств сланцеподобных коллекторов и проектирования горизонтального бурения на шельфе гвинейского залива// Технологии сейсморазведки, №1, 2015, с.57-67

4. Хилтерман Ф.Дж. Интерпретация амплитуд в сейсморазведке. Тверь: ГЕРС, 2010. 256 с.

Источник