Обработка и интерпритация геофизических данных на лицензионной площади «Дунга» с целью оценки ожидаемых запасов и разработки выявленных

      На  глубине 1722.4-1725.3 м породы представлены (сверху вниз): - алевролитом (0.55 м) серым, среднесцементированным глинистым цементом хлорит-гидрослюдистого состава, контактового, порового, базального типа; алевролитом светло-серым (1 м) с кальцитовым (20-30%)  цементом пойкилитового типа и цементом замещения; песчаником бежево-серым (0.75 м керн в обломках) мелкозернистым; алевролитом (0.35 м) серым сцементированным глинистым цементом хлорит-гидрослюдистого состава, контактового, порового, базального типа.

      В интервале 1727.4-1736.33 м отложения представлены глиной темно-серой, почти черной, иногда алевритистой, с включениями линзочек кальцитового материала. На плоскостях напластования присыпки микрослюды, пирит, отмечаются зерна глауконита.

      Анализ  результатов изучения суммарного содержания калий-натриевого полевого шпата (КНПШ) и плагиоклаза, суммарного содержания глинистых минералов – иллита, смектита и слюды, каолинита, хлорита, фотографий среза керна, петрографического описания шлифов позволяет выделить 5 основных седиментационных групп пород (фаций), представленных в керне:

Таблица 2.5

Интервалы отбора керна

      Для пород всех групп выполнены определения  пористости, плотности, водонасыщенности, проницаемости, минералогического состава.

      Распределение пористости в выделенных фациальных группах показывает, что наименьшей пористостью обладают породы с повышенным содержанием кальцита. Пористостью  от 0.10 до 0.16 обладают, преимущественно, тонкозернистые песчаники с текстурой биотурбации, пористость глин с тонкими, линзовидными прослоями алевролита изменяется от 0.10 до 0.18. Пористость  алевролитов с линзовидными, прерывистыми прослоями глин, чаще всего относится к классу 0.18-0.20, пористость тонко-мелкозернистых песчаников, преимущественно, с однородной текстурой, чаще всего находится в классе 0.28-0.30.

6. Характеристика  пород-коллекторов  по данным ГИС

     Выделение эффективных нефтенасыщенных толщин проводилось в зависимости от полноты комплекса и качества геофизических исследований (ГИС), выполненных в скважинах.

     База  каротажных данных, используемая в  данной работе, включает вертикальные и горизонтальные скважины, пробуренные  с 1960 по 2005 гг.

     В разведочных (“старых”) скважинах, пробуренных  до 1998 г, комплекс геофизических исследований (ГИС), выполненный в интервале продуктивного разреза, состоял из записи стандартного каротажа (зонды N0.5M2A, A2M0.5N), самопроизвольной поляризации ПС, кавернометрии, бокового каротажного зондирования (БКЗ), бокового каротажа (БК), микрозондирования (МЗ), естественной радиоактивности (ГК), нейтронного гамма каротажа (НГК),  в ряде скважин выполнен микробоковой каротаж (МБК), плотностной гамма-гамма каротаж (ГГКП) и акустический каротаж по скорости пробега упругих волн (АК).

       В “новых” скважинах, пробуренных  за период 1998-2005 гг, геофизические  исследования выполнены приборами  западных фирм. Комплекс состоял  из 2-х зондового БК, ПС, кавернометрии,  ГК, компенсированного нейтронного  каротажа (CNL), записи фотоэлектрического эффекта (PEF), лито-плотностного каротажа (LDT). В скважине 26В выполнен каротаж ядерно-магнитного резонанса (СMR), в вертикальном стволе скважины 34 – электрический сканер поверхности стенок скважины (FMI).

     Данные  по “новым” скважинам, в общем, имеют  хорошее качество, тогда как качество каротажных диаграмм, записанных в “старых” скважинах,  во многих случаях вызывает сомнение из-за отсутствия эталонировочных данных, сведений о приборах, кроме того,  возможны погрешности при оцифровке каротажного материала.

      В “старых” скважинах выделение коллекторов, определение эффективных толщин осуществлялось следующим образом [1]: коллекторы на фоне вмещающих пород выделялись по снижению значений ГК, повышению НГК, номинальному или уменьшенному диаметру скважины, отрицательной амплитуде ПС в случае ее дифференциации, кроме того, принадлежность к коллектору уточнялась по приращению на диаграммах МЗ, наличию глинистой корки, радиального градиента удельного электрического сопротивления; плотные сцементированные прослои выделялись по повышенным значениям КС на диаграммах МБК, МЗ, БК и повышенным значениям интенсивности на диаграмме НГК.

     Следует отметить, что выделение коллекторов  по качественным признакам не всегда однозначно по следующим причинам:

• из-за слабой цементации коллекторов продуктивных залежей диаметр скважины часто оказывался увеличенным, что отрицательно сказывалось на информативности диаграмм МЗ и кавернометрии;
• тонкослоистость разреза не всегда позволяет однозначно установить наличие радиального проникновения; близость сопротивлений пластовых вод и фильтрата бурового раствора ведет к слабой дифференциации кривой ПС;
• высокая глинистость коллекторов и высокая алевритистость вмещающих глин нивелирует кривые ГК и НК. 

     В связи с этим, для выделения  коллекторов и определения эффективных толщин использовались количественные критерии, принятые в работах (1, 2) - граничное значение коэффициента открытой пористости (Кп эф), равное 14.5%, коэффициента остаточной водонасыщенности (Кв) в зоне предельного нефтенасыщения, равное 70%. Следует сказать о том, что использование каротажных данных при установлении критериев для выделения эффективных толщин также подвержено высокой степени неопределенности вследствие проблем вертикального разрешения стандартных замеров ГИС в условиях частого, вплоть до микропереслаивания, чередования песчано-алевролитовых пород, слагающих продуктивный разрез месторождения Дунга

     Прежде  чем приступить к интерпретации  данных геофизических методов, в  них были внесены поправки за технические  условия скважин.

     Разрушение  ствола скважин оказало негативное влияние на качество данных ядерного каротажа в скважие 26В и микрокаротажа  в большинстве скважин, за исключением 32В и 33.

     Расчёты глубин по вертикали были проведены  с использованием данных навигационных приборов.

3.  ОБЗОР, АНАЛИЗ  И ОЦЕНКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ  РАБОТ ПРОШЛЫХ  ЛЕТ

     3.1. Геофизические работы ранних лет.

     3.1.1  Геофизическая изученность Каспийского Региона

     Первые сейсморазведочные работы  по методу отраженных волн  и корреляционному методу преломленных волн, выполненные в 1952 – 1962 годах, дали сведения о структурных формах и глубинах залегания надсолевых и подсолевых отложений, выделены Трехбратинское, Шубарбалинское и Комсомольское поднятия, отмечено продолжение Бозашинского поднятия в море.

     В 1981 году сейсморазведочные работы  велись в районе мыс Ракушечный  – мыс Токмак.

     С 1982 года проводились региональные  сейсморазведочные работы по  методу общей глубинной точки,  которые позволили получить сведения  о глубоководной части КСКМ. Этими работами выявлен ряд поднятий в глубоководной части: Хазарская, Восточно-Хазарская, Казахская-2.

     Сейсморазведочное изучение северной  акватории Каспийского моря по  методу общей глубинной точки  (МОГТ), проводившееся в период  с 1975 по 1993 год, позволило оконтурить десятки солянокупольных структур и выявить несколько подсолевых палеозойских поднятий, наиболее крупными из которых являются поднятия Кашаган, Мурунжырау и Адай.

     К началу 90-х годов завершились  магнитная и гравиметрическая  съемки КСКР, а в южных районах акватории в небольших объемах проводилось морское бурение. Гравиметрическая съемка, проводившаяся, главным образом, в северной части акватории Каспийского моря, позволила уточнить границы распространения соляного тектогена и выделить несколько соляных валов с соляными куполами в районе Уральской Бороздины. Аэромагнитной съемкой изучена вся северная часть. На отдельных участках акватории, преимущественно севернее широты мыса Тюбкараган, проводились гидромагнитные исследования. Кроме того, на КСКР выборочно проводилось изучение магнитометрическими методами.

     В декабре 1993 года было подписано  Соглашение о создании Международного  консорциума в составе казахстанской  компании «Казахастанкаспийшельф»  (Оператор) и шести нефтяных компаний  «Аджип» (Италия), «Бритиш Газ» (Великобритания), «Би-Пи/Статойл» (Великобритания/Норвегия), «Мобил» (США), «Шелл» (Нидерланды) и «Тоталь» (Франция) – для реализации комплексной программы по изучению геологического строения недр и разработке углеводородов КСКМ.

     В 1995 – 1998 годах Консорциумом  были проведены сейсмические  работы МОГТ-2Д по всей акватории  КСКР на площади более 100 000 км².

     Данные работы позволили подтвердить  представления о высоких перспективах  нефтегазоносности КСКР. Наряду  с ранее известными перспективными районами выявлены новые палеозойские и мезозойские структуры, подготовлены под бурение крупные перспективные структуры, такие, как Кашаган, Курмангазы, Каламкас-море, Актоты и другие.

          В 2000 году компания «Аджип ККО»  начала поисковое бурение на структуре Кашаган, были выполнены работы по трехмерной сейсмике 3Д в объеме 1573 км².

     Таким образом, на КСКР проведен  достаточно большой объем геолого-геофизических  исследований и, за исключением  отдельных участков, казахстанский сектор Каспийского моря достаточно изучен для широкого освоения морских месторождений углеводородов:

• выявлено более 120 перспективных структур;
• выполнена оценка прогнозных ресурсов;
• подрядчиком объявлено о коммерческом обнаружении на месторождении Кашаган и открытии месторождения на структуре Каламкас-море;
• началась подготовка к подписанию контрактов на недропользование;
• разработаны особые экологические условия проведения операций на море;
• проведена оценка существующих объектов инфраструктуры и определены приоритетные проекты;
• построена береговая база поддержки буровых работ в Тупкараганском заливе.

   3.1.2  Геофизическая изученность месторождения «Дунга»

     В 1991-1992 гг. были проведены поисковые  сейсморазведочные работы МОГТ на площади  Западный Беке-Башкудук. Этими работами охвачена площадь Жоласкан-Дунга- Еспелисай. В отчете были представлены структурные карты по семи отражающим горизонтам I, II, III, IV₂, V₁, V₂ ^II, V₂, кроме того, для участка месторождения Дунга построена структурная карта по кровле пласта Б аптского продуктивного горизонта.

     По III отражающему горизонту площадь  Дунга отображается в виде обширной структурной террасы, осложнённой  куполовидными поднятиями и прогибами. В районе скважин 1, 6, 2 по изогипсе минус 1800 м выделяется малоамплитудное поднятие размерами 3х1.6 км. Южнее крыло террасы в виде протяжённой структурной ступени осложнено с юго- востока контрастным прогибом.