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

     4.1  База данных

     4.1.1  Каротажная база данных

      В целях данного пересмотра каротажная база данных состоит из вертикальных и горизонтальных скважин, пробуренных  в период с 1998 по 2004 годы. Имеющиеся  каротажи для вертикальных/наклонных  скважин перечислены в Таблице  5.1. Также со скважин 26D (сейсмокаротаж) и 27D (ВСП) были получены каротаж сейсмической скорости и данные вертикального сейсмического профилирования (ВСП).

     4.1.2  База данных сейсморазведки

Профили

      В Таблице 5.2 перечислены имеющиеся в наличии данные сейсморазведки. Сейсмические профили относятся к семи различным периодам – от 1975 года до переработки двух профилей в 2000 году. Расположение сейсмических профилей и соответствующих скважин показано на Рисунке 5.1.

Позиционирование

      Позиционирование  сейсмических профилей на поверхности  крайне неопределенно. Оригинальные карты с местами расположения пунктов взрыва включают обобщенные координаты по универсальной поперечной проекции Меркатора без каких-либо параметров проекции. Координаты были сконвертированы в компьютерную карту расположения профилей CS 42 с использованием параметров проекции в файле Zycor “.ZGF”, переданном компанией «Partex» (справочный материал 2.1.), а также с учетом местной линии приведения, коэффициента масштабирования в начале координат 1 и коэффициентом перевода футов в метры (0,3048).

      При необходимости использования данных о сейсмических профилях для проектирования скважин, нужно их использовать с  осторожностью. Если допущения для  преобразования координат не точные, погрешность месторасположения  пунктов взрыва не должно превышать 200 метров. Возможные ошибки позиционирования, вероятно, не скажутся на интерпретации данных сейсмической разведки и волюметрическом анализе, т.к. позиционирование относительных координат сохраняется.

2. Интерпретация сейсмических данных

     4.2.1  Привязка к скважинам

      Привязка  к скважинам по данным сейсморазведки была произведена с использованием данных каротажа/ВСП, полученных по скважинам 26D и 27D. Был привязан и закартирован верхний пласт (верхний горизонт A Аптского яруса).

     4.2.2  Интерпретация горизонтов

      Верхний нефтеносный пласт А Аптского яруса был закартирован по сейсмическим впадинам. На Рисунках 5.2 и 5.3 дается интерпретация по двум пересекающимся сейсмическим профилям, один из которых проходит вдоль хребта погружающегося мыса, а другой пересекает его перпендикулярно. Интерпретированный горизонт выделен желтым цветом. Структура с двойным зарегистрированным временем пробега состоит из погружающегося на запад антиклинального выступа с выступающим структурным падением «север-юг», и в тоже время едва различимым падением в западном направлении (Рисунок 5.4). Профиль 1 (Рисунок 5.2) является основным сейсмическим профилем, который показывает едва различимое падение в восточном направлении, которое формирует временную замкнутую структуру вдоль погружающегося хребта.

      Сейсмические  карты также показывают непробуренную  замкнутую структуру с учетверенным зарегистрированным временем пробега, расположенную к северу от скважины 11D. Данное тектоническое поднятие не просматривалось на ранних картах (справочный материал 2.1), что указывает на то, что данные сейсморазведки играли незначительную роль при структурном картировании в прошлом. Данная структура представляет собой возможный объем, в особенности, если свойства пласта улучшаются в этом направлении, как показано на картах (Разрез 3.2). Все еще имеют место структурные и волюметрические неопределенности ввиду наличия ограниченного числа сейсмических профилей и отдаленных данных о скоростях, используемых при глубинном преобразовании. Структура классифицируется, как недоразведанная структура, требующая дальнейшей оценки.

3.   Интерпретация разломов

      На  ранее составленных картах (справочный материал 2.1) были показаны сдвиги в  направлении север-юг (Рисунок 5.5). Точная взаимосвязь плоскостей тектонических нарушений в настоящем анализе выявила еще одно второстепенное тектоническое нарушение в направлении восток-запад. На Рисунке 5.6 показаны плоскости тектонических нарушений, которые были закартированы по данным профильной (2D) сейсморазведки. Незначительная область сейсмических исследований ограничивает описание разломов только визуально видимыми разломами, которые могут быть коррелированны по более чем одному сейсмическому профилю. По всей видимости, имеют место дополнительные сдвиги, которые не отражены в существующих данных, как ввиду ограниченной области сейсмических исследований, так и ввиду малоамплитудного тектонического нарушения.

      Вертикальное  разобщение по выявленным разломам также  небольшое, но несмотря на это, оно достаточно для сопоставления литологии  пласта с глинистыми боковыми покрышками, а также для определения возможной размытости глины в зоне разлома, которая образует покрышку нефтеносного пласта. На Рисунке 5.2 показано, что структура продолжает восставать к востоку от зоны профильного (2D) сейсмического исследования.

      Замазанные  глиной боковые покрышки часто встречаются  в гетеролитологических обломочных системах с низким соотношением между  эффективными и мощными толщинами  и средними амплитудами сброса, что  было обнаружено на месторождении Дунга (справочные материалы 2.2-2.4). Это возможно приведет к изоляции поперек разлома, тем самым, образуя ловушки и расчлененности. 

4. Глубинное преобразование

      Для составления вертикального годографа  были проанализированы данные о сейсмической скорости по скважинам 26D и 27D. Поскольку обе скважины имеют схожие направления, были произведены расчеты одной полиноминальной функции второго порядка через подгонку данных с обеих скважин методом наименьших квадратов. Эти данные и рассчитанная функция показаны на Рисунке 5.7. Сейсмическая карта глубин для верхнего нефтеносного пласта А Аптского яруса показана на Рисунке 5.8. Глубинная структура почти полностью соответствует картам изохрон.

5. Сравнение с картами Partex

      На  Рисунке 5.9 показана разница между текущей и ранее закартированной структурой от Partex (справочный материал 2.1). К северу от оси основного антиклинального поднятия на карту была нанесена еще одна возможная замкнутая структура с высотой купола до 40 метров. Также, на картах Partex отображены некоторые разломы, которые могут быть определены по данным сейсморазведки. Разломы, выделенные компанией «Partex», отображены на Рисунке 5.6 в виде красных линий.

6. Неопределенность

      Скудные данные профильной сейсморазведки с  шагом профилей до 8 км говорят о  сложности структуры, что невозможно отобразить. Признаки наличия углеводородов и различная углеводородная фаза (газ в сравнении с нефтью) предполагают, что существует разрыв пласта к востоку от восстающего месторождения Еспилисай. Небольшой разлом, возможно, играет определенную роль в образовании ловушек углеводородов. Эти разломы лишь частично отображены на сетке сейсмических профилей, а их ориентация описана не достаточно. Разломы считаются наиболее вероятным обоснованием, которое объясняет существование такого разделения, хотя не возможно подтвердить его точные границы. Скудные данные о сейсмической скорости (только по двум скважинам) также создают неопределенность в отношении глубинного преобразования, в особенности, если изменение скорости наблюдается не на всем месторождении.

      Для отображения неопределенности в  расчлененности пласта были подготовлены две карты разломов. На Рисунке  5.10 показаны разломы, которые были интерпретированы на основе данных сейсморазведки. Эти разломы могут быть подтверждены по разреженным сейсмическим профилям 2D. На Рисунке 5.11 показана альтернативная геометрия разлома, которая согласуется с закартированными разломами, но показывают более сложный рисунок, который может присутствовать и привести к расчленению нефтеносного пласта. Эта карта разломов использовалась в качестве параметра чувствительности при числовом моделировании движения флюидов (Раздел 5).

7. Результаты

      Текущее картирование подтверждает месторасположение  и общие очертания структуры  Дунга. Структура представляет собой  периклинальный прогиб в направлении восток-запад. Структурные замыкания небольшие, более меньшие, чем можно ожидать при наличии в структуре углеводородов. Поэтому, разрывы или расчлененность пласта могут играть роль в образовании ловушек углеводородов. Зона дополнительной вероятности наличия углеводородов закартирована вдоль северной стороны прогиба, где имеет место дополнительная замкнутая структура размером до 40 футов.

 

5. СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ (PETREL – комерческое програмное обепечение по визуализации данных)

1. Обзор

 

     Превратите  знания экспертов в единое понимание  проблемы всеми членами коллектива и повысьте производительность работы мультифункциональной группы. Программное  обеспечение Petrel “от сейсмики до разработки”  предлагает пользователям интегрированные  рабочие процессы для коллективной работы, объединяющие в единую технологическую цепочку геофизику, геологию и разработку месторождений, и открывающие путь к описанию резервуаров в режиме реального времени.

    Модули Petrel

• Сейсмика
• Геология
• Разработка месторождений
• Бурение в Petrel
• Визуализатор данных и результатов

Получаемые преимущества

     Создание  единых рабочих процессов. Интеграция геофизики, геологии и разработки месторождений в рамках единой модели дает возможность эффективного сотрудничества между членами проектной группы и делает возможной оценку сценариев разработки и использование гидродинамической модели на ранних этапах разработки.  
Понимание процессов, происходящих в пласте, обеспечивает более точную оценку активов, что позволяет составить прогноз исходных геологических запасов на более ранней стадии, предсказать поведение пласта и оценить капитальные и текущие расходы.

     Управление  рисками и неопределенностями.

     Современные месторождения характеризуются  меньшими размерами и более сложным  строением, что усложняет процессы их управления. Поведение нетрадиционных пластов прогнозировать сложнее, и получаемые прогнозы менее надежны. Необходима твердая уверенность в том, что поставленные цели добычи выполняются, и оценка запасов проведена правильно. Учет взаимоотношения данных и параметров помогает быстро обновлять модели по мере поступления новых данных, управлять сценариями расчета для точного анализа истории разработки и анализировать риски и неопределенности на протяжении всей жизни месторождения.

 

Управление  знаниями и использование  передового опыта.

     Petrel использует положительный опыт разработки месторождений, чтобы помочь молодым специалистам быстрее изучить предпочтительные рабочие процессы. Возможность быстро проверить различные сценарии разработки помогает  преодолеть несоответствие между необходимостью осваивать все более сложные месторождения и недостаточным опытом молодых специалистов. 

2. Геофизика в Petrel —сейсмическая  интерпретация

 

      Для компетентной оценки перспективных площадей по 2D и 3D данным и областей, выделенных из крупномасштабной региональной съемки, а также для проведения сейсмической интерпретации на стадиях оценки месторождения, его разработки и добычи нефти, геофизический инструментарий Petrel* предоставляет непревзойденные возможности интеграции и повторения операций с обновляемыми данными.

     В дополнение к широким возможностям моделирования программный

комплекс Petrel, работающий по концепции «от  сейсмики до разработки», предоставляет  все традиционные инструменты интерпретации  сейсмических данных, используемые в  рабочих процессах в 2D/3D/4D среде. Не выходя из дружественного интерфейса Petrel и используя передовые, признанные в нефтегазовой отрасли, автоматизированные процессы, геофизики могут интерпретировать горизонты и разломы, строить синтетические сейсмограммы, анализировать и вводить поправки за уровень приведения и корректировать невязки, проводить анализ атрибутов, выполнять преобразование время-глубина, строить карты, получая, таким образом, всю необходимую информацию для планирования следующей скважины или оценки актива. Полностью интегрированные с геологическим моделированием и построением гидродинамических моделей, интерпретация по сейсмическим данным и анализ атрибутов могут быть объединены и проанализированы на кросс-плоте, что поможет специалистам понять, как сейсмические свойства соотносятся со свойствами резервуара или наличием углеводородов.

     Для построения структурной модели все  полученные результаты можно преобразовывать из временной области в глубинную для интеграции с

глубинными  данными. Интерпретация и визуализация в рамках единой постоянно действующей модели позволяет точнее подсчитывать запасы на ранних этапах разведки и оценки месторождения. Унифицированное решение по визуализации в Petrel было отмечено наградой World Oil в 2006 году.