Проблема прогнозування перспектив нафтогазоносності в Карпатському регіоні з позицій інтегральної інтерпретації комплексу геолого-геофізичних даних

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проблема прогнозування перспектив нафтогазоносності в Карпатському регіоні з позицій інтегральної інтерпретації комплексу геолого-геофізичних даних

О.П. Петровський, О.І. Кобрунов, Н.С. Ганженко,

Л.С. Мончак, В.Д. Чебан, П.М. Бодлак

Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений в Карпатском нефтегазопромысловом районе сопряжена со значительными затратами, которые обусловлены сложными геологическими и геоморфологическими условиями. Рассматривается новая технология интегральной интерпретации геолого-геофизических данных, которая позволяет повысить эффективность проведения геолого-геофизических исследований. Активное использование гравиметрических данных позволяет перейти от решения задачи изучения геологического разреза к прогнозу перспектив нефтегазоносности. Приводятся результаты применения технологии интегральной интерпретации геолого-геофизических данных для изучения Поляницкого участка Скибовой зоны Карпат

Prospecting and exploration of oil and gas fields in Carpathian oil-and-gas industrial region are coupled with considerable expenses, which are caused by geological and geomorphologic characteristics. Here is considered a new technology of integrated interpretation of geological-geophysical data, which allows raising geological-geophysical prospecting efficiency. Active use of gravimetric data enables to go on to prediction of oil-and-gas presence perspectives from solving of the problem of geological cross-section study. In the article have been presented results of the technology of integrated geological-geophysical interpretation application for the exploration of Palanitska area in Carpathian's Skibova zone

В сучасних умовах розвитку України стоїть завдання забезпечення власної ресурсної бази нафти і газу. Історично склалось, що Карпатський нафтогазопромисловий регіон був одним із найстаріших регіонів нафтодобутку не лише в Україні, але й у світі. На сьогоднішній день він забезпечує частину видобутку як нафти, так і газу і, як вказують багато авторів [1,2], на цьому його потенційні можливості ще не вичерпані. Однак складні геологічні та геоморфологічні умови зумовлюють високу вартість геологорозвідувальних робіт і особливо проведення розвідувального буріння свердловин.

В цих умовах суттєвого значення набуває розробка й впровадження нових високоефективних наукомістких технологій вилучення геологічно-змістовної інформації з комплексу вже накопичених геолого-геофізичних даних, що отримані в результаті раніше проведених геологорозвідувальних робіт. Причому при виборі тієї чи іншої методики або технології слід враховувати її кінцеву спрямованість на отримання ймовірнісної оцінки перспективності того чи іншого геологічного об'єкта або території з точки зору їх потенційної нафтогазоносності та фіксації найбільш оптимального розташування перспективних зон або ділянок. Ця стаття присвячена розгляду можливостей застосування результатів гравіметричних досліджень в комплексі з іншими геолого-геофізичними даними для вирішення проблеми вивчення детальної будови геологічного розрізу та прогнозування перспектив нафтогазоносності.

Оптимальний комплекс геолого-геофізичних досліджень, за допомогою якого може бути вирішене завдання вивчення детальної будови геологічного розрізу та прогнозування перспектив нафтогазоносності, включає дані геологічної зйомки, сейсморозвідки, гравірозвідки, геофізичних досліджень свердловин та петрофізичних досліджень. Кожен з компонентів в наведеному комплексі досліджень забезпечує вирішення як окремих питань деталізації параметрів моделі геологічного розрізу, так і вивчення моделі загалом. Однак, якщо підходити до розв'язання саме задачі оцінки перспектив нафтогазоносності окремих інтервалів геологічного розрізу, то тут треба виділити саме гравітаційний метод як один з найбільш інформативних.

Відомо, що одним з основних показників, які характеризують відклади порід з точки зору їх промислової перспективності, є коефіцієнти пористості - та нафтогазонасиченості - . Розглянемо рівняння, яке дає можливість вирахувати ефективну густину породи залежно від наведених коефіцієнтів.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

де: - ефективна густина породи; - густина мінерального скелету; - густина нафти; - густина пластової води.

Як випливає із співвідношення (1), величина ефективної густини породи буде відповідно зменшуватись від значення густини скелета породи при залежно від значень коефіцієнтів пористості і нафтогазонасичення. На рис.2 і 3 відповідно наведені діаграми залежності дефекту ефективної густини породи, які обчислені як різниця між густиною скелета породи та густиною насиченої породи, розрахованої за формулою (1), залежно від значення коефіцієнта пористості та нафтонасичення при таких параметрах нафтонасиченої моделі породи: , , та газонасиченої моделі породи - , , . Як видно з цих діаграм, ступінь розущільнення породи суттєво пов'язаний з коефіцієнтом пористості - до при фактичній відсутності флюідонасичення і відповідно меншою мірою від насичення породи нафтою - до та газом - до при фіксованому значенні пористості. Наявність таких значних змін густини може бути використана як пошукова ознака для виділення в межах геологічної моделі порід колекторів та в межах цих порід ділянок, потенційно насичених нафтою або газом.

Однак зрозуміло, що в умовах багатоваріантної (неоднозначної) інтерпретації гравіметричної інформації, отримання таких детальних і високоінформативних даних про розподіл густини неможливий без всебічного залучення додаткової - апріорної інформації. Це може бути реалізовано застосуванням апріорної інформації як параметрів критерію оптимальності, який віднесено до параметрів моделі середовища [3,4]

де: параметри моделі середовища, наприклад, для структурних задач це геометрія границь, які розділюють прошарки з різними фізичними властивостями; для сіткової моделі - це значення фізичних властивостей в вузлах сітки або в окремих комірках; метричний простір моделей; геофізичне поле, що вимірюється, або функціонал від нього; метричний простір геофізичних полів; загалом нелінійний оператор, який діє із простору моделей в простір геофізичних полів ; область визначення оператора - відкрита підмножина в просторі достатньо широка для того, щоби забезпечити адекватну апроксимацію параметрів реальних геологічних моделей; відкрита підмножина в просторі , достатньо широка для того, щоби забезпечити адекватну апроксимацію параметрів геофізичних полів, що вимірюються при геофізичних дослідженнях; множина можливих геологічно змістовних моделей ; випуклий функціонал, який діє на , властивості якого у згорнутому вигляді вміщують апріорну геолого-геофізичну інформацію відносно властивостей шуканих параметрів моделі . Вибір того чи іншого виду функціоналу забезпечує отримання однозначного розв'язку задачі (2) на фактор просторі простору по множині ядра оператора . Або включення гравірозвідки в схеми кількісної комплексної інтерпретації геофізичних даних - розв'язку обернених задач комплексної інтерпретації [6]

інтегральна інтерпретація геофізичний нафтовий

де: - кількість геофізичних методів, які беруть участь в комплексній інтерпретації; - параметри моделі для окремого методу; - оператори розв'язання прямих задач для окремих методів; - множини можливих геологічно змістовних моделей для окремих методів; - випуклий за всіма параметрами функціонал. Наприклад, знаходження геометрії геологічних границь в межах схеми розв'язання оберненої структурної задачі сейсмогравіметрії дає можливість провести так зване геофізичне редукування гравітаційного поля і інтерпретувати залишкові аномалії як такі, що пов'язані з локальними неоднорідностями, не врахованими в межах структурної макромоделі.

Таким чином, з одного боку, застосування гравітаційного методу в комплексі з сейсмічними дослідженнями та ГДС дає можливість на підставі їх кількісної комплексної інтерпретації оцінити параметри геошвидкісногустинної структурної макромоделі геологічного розрізу, а з іншого боку, перейти до прогнозування локальних геогустинних властивостей в межах окремих прошарків та блоків на основі побудови неоднорідної геогустинної мікромоделі. Саме ці особливості гравітаційних даних та теоретичні положення теорії кількісної комплексної інтерпретації геофізичних даних [3], які базуються на “Критеріальному підході до виразу апріорної інформації при інтерпретації геофізичних даних” (Кобрунов О.І.) та їх втіленні у вигляді автоматизованої системи комплексної інтерпретації геофізичних даних GCIS [5], покладені в основу розробленої закінченої „Технології інтегральної інтерпретації комплексу геолого-геофізичних даних” (рис.1.).

З метою ілюстрації результативності застосування цієї технології для вивчення геологічної будови Скибової зони Карпатського регіону розглянемо результати комплексної інтерпретації гравіметричних даних М 1:50000 та наявної геолого-геофізичної інформації по сейсмічних профілях 11-54/79 та 33-5486 в межах перспективної Поляницької ділянки. На рисунках 4а і 5а наведені сейсмо-геологічні моделі, які побудовані спеціалістами Західноукраїнської геофізичної експедиції (ЗУГРЕ) за результатами проведення сейсмічних робіт та даними буріння і були використані для оцінки параметрів структурної макромоделі геологічного розрізу. Згідно з наведеною на рисунку 1 технологічною схемою було виконано уточнення макрогустинної будови розрізу, числові значення якої для профілю 33-5486 наведені в таблиці 1, а графічне тонове зображення неоднорідних моделей подано для кожного з профілів на рисунках 4б та 5б відповідно.

Остаточні результати визначення параметрів неоднорідної геогустинної мікромоделі геологічного розрізу зображені на рисунках 4 (в,г) та 5 (в,г). Як видно з наведених зображень, загалом підтверджується модель геологічної будови. При цьому в межах окремих відкладів виділяються інтенсивні за амплітудою зони ущільнення та розущільнення. Загальна конфігурація цих зон дає змогу уточнити як загальні елементи геологічної (в даному випадку тектонічної будови), так і дослідити питання перспективності окремих інтервалів розрізу в нафтогазоносному відношенні.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Так, на обидвох розрізах в межах потенційно нафтогазоносних відкладів виділяється декілька зон розущільнення, положення яких дуже добре корелюється з результатами розкриття цих зон вже відомими свердловинами. Серед найбільш цікавих результатів є виділення в межах антиклінальної структури, яка складається з менілітових відкладів, зони розущільнення, що простежується вздовж профілю 11-54/79 між пікетами 5300-6400 м та вздовж профілю 33-5486 між пікетами 4600-5900 м в інтервалі глибин від 1100 до 1900 м. Наявність цієї аномалії в комплексі із структурним фактором свідчить про перспективність Поляницької ділянки і вказує на значну ймовірність відкриття нафтового або газового покладу. Однак при виборі місця закладання розвідувальної свердловини слід врахувати, що виділена в результаті інтерпретації аномалія зміщена в напрямі північного сходу від склепінної частини антикліналі вздовж профілю 11-54/79 на 1100 м, а вздовж профіля 33-5486 на 400 м.

З метою просторової прив'язки та міжпрофільної кореляції отриманих результатів виконано розрахунок квазітримірної геогустинної мікромоделі Поляницької ділянки. На рисунку 6 для забезпечення більш очевидного і зручного візуального аналізу отриманих результатів в аксонометричній проекції наведено окремі горизонтальні зрізи, які яскраво підкреслюють виділену зону розущільнення і показують її просторове простягання в напрямі з південного сходу на північний захід. Також на рисунку вказано найбільш оптимальне місця розміщення проектної розвідувальної свердловини Пр.1.

Враховуючи високу геологічну і нафтопромислову ефективність наведених результатів застосування технології інтегральної інтерпретації комплексу геолого-геофізичних даних як по Поляницькій ділянці, так і по інших перспективних ділянках [6,7], слід для забезпечення високої ефективності пошуково-розвідувальних робіт в Карпатському нафтогазопромисловому регіоні провести переінтерпретацію вже наявних гравіметричних даних по найбільш перспективних, з позицій відкриття покладів нафти і газу ділянках.

Література