ДЕПРОИЛ - Ваш партнер в сложной геологической среде

Примеры

КАРТИРОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО РЕЗЕРВУАРА С ПРОГНОЗНЫМИ РЕСУРСАМИ 2,1 ТРЛ.КУБ.М ГАЗА В ГЛУБОКОВОДНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ

Северо-западная часть
Черного моря, Украина, 2007 г.

 

 



Рисунок 1. Положение прогнозного глубоководного конуса выноса и Скифского лицензионного участка Exxon Mobil и Shell


ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЗАДАЧА

Черное море является одним из последних малоисследованных, но наиболее близких к европейскому рынку нефтегазоносных бассейнов с высокой оценкой углеводо-родного потенциала. Несмотря на почти 60 лет геологоразведочных работ, в пределах шельфа украинской части Черного моря открыто только 8 газо-конденсатных месторождений и одно нефтяное месторождение им. Субботина.

В глубоководной части Черного моря в настоящее время пробурено 25 глубоких скважин (глубина моря > 400м), из которых 11 - сверхглубокие (глубина моря >1500м). Несмотря на многочисленные промышленные открытия на шельфе Румынии и Болгарии, много новых скважин оказались “сухими” или не раскрыли промышленные залежи нефти и газа.
Единственное открытие в глубоководной части Черного моря - газовое месторождение Сакарая (Sakarya discovery), которое является вторым по величине месторождением в мире, открытым в 2020 году. Коллекторы, которые были раскрыты скважиной Tuna-1, приурочены к палео-дельте речки Дунай.
 
Учитывая то, что для всех пробуренных глубоководных перспективных объектов присутствовали все элементы нефтяных систем, такие как материнские породы и резервуары, породы покрышки и каналы движения углеводородов, отсутствие позитивных результатов бурения требует поиска новых представлений о геологическом строение региона и, в дополнение к существующим, применение новых методов выявления залежей углеводородов.

 

Рисунок 2. Многоуровневые углеводородные перспективные объекты, в том числе меловый глубоководный конус выноса, получены в виде локальных тел из конечной 3D модели плотности 


ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Результаты совместной инверсии гравиметрических, сейсмических и скважинных данных дали возможность верифицировать и уточнить глубинную 3D модель Западно-Черноморского бассейна от дневной поверхности до мантии, закартировать глубокие мантийные плюмы и связанные с ними осадочные бассейны, закартировать сутурные зоны, которые разделяют основные тектонические элементы, и оконтурить границы суб-бассейнов.

В осадочном чехле 3D модель плотности позволила выявить группу многоуровневых низко-плотностных участков неогенового и мелового возраста, с которыми связанны углеводородные резервуары. Некоторые из этих резервуаров соответствуют известным газовым месторождениям на Одесском шельфе Черного моря (например, месторождения Шмидта и Голицына), другие указывают на местоположение новых перспективных поисковых объектов (рис. 2).

Основной перспективный объект был закартирован в меловых отложениях в пределах континентального склона и глубоководной части (рис. 1, 2). Он представляет собой конус выноса альбского или валанжинского возраста общей площадью 2745 кв.км. Для наиболее перспективного участка площадью 2000 кв.км. начальные ресурсы газа оценены на уровне 2,1 трлн.куб.м (P50).

Закартированный в 2007 году объект в пределах континентального склона и глубоководной части украинского сектора Черного моря является геологическим аналогом объектов, раскрытых в 2020 году скважиной Tuna-1 и может быть связан с дельтой палео-речки.

В 2012-2014 годах в рамках договора о разделе продукции компаниями Exxon Mobile и Shell был залицензирован Скифский лицензионный участок, который охватывает закартированный перспективный объект (рис. 1).

МЕТОДИКА СОЗДАНИЯ
3D МОДЕЛИ
 
Структурная основа для начальной 3D модели плотности была построена с использованием структурных поверхностей отражающих горизонтов в неогеновых и меловых отложениях, полученных в результате интерпретации 2D региональных сейсмических профилей, с привлечением карт батиметрии и поверхности Мохоровичича, построенной по данным глубинного сейсмического зондирования. С целью определения начальных плотностных свойств для осадочной толщи использованы обобщенные петрофизические данные, а для домеловых отложений - пластовые скорости распространения сейсмических волн.

3D модель плотности была построена до глубины 70 км, охватывала площадь 250х372 км и состояла из 32,55 млн. элементарных ячеек размером 2x2км по латерали и 50м в глубину.

По результатам решения прямой задачи гравиразведки для априорной 3D модели плотности отклонение между измеренным и рассчитанным гравитационными полями составило 19 мГал.

В процессе 3D нелинейной инверсии гравиметрических данных была уточнена глубина поверхности Мохоровичича. После этого 3D модель плотности была уточнена путем решения 3D линейной обратной задачи гравиразведки.

Среднеквадратическое отклонение между измеренным и рассчитанным для конечной 3D модели плотности гравитационными полями составило 1,3 мГал. Относительно гравитационного поля, начальная 3D модель плотности была улучшена в 15 раз. 

ПУБЛИКАЦИИ 

1. Габлевский Б.Б., Ганженко Н.С., Федченко Т.А., Кольцов С.В., Чуприна И.С. Региональная пространственная сейсмогравита-ционная модель глубинного строения северо-западного шельфа черного моря в связи с перспективами его нефтегазо-носности. Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей. (Материалы XXXVI сессии международного семинара им. Д.Г.Успенского) Казань, 26-31 января 2009г.. -С. 89-92.


2. Петровський О.П., Габлевський Б.Б., Ганженко Н.С., Федченко Т.О. Обґрунтування можливості картування нафтогазо-перспективних об’єктів в умовах Північно-Західної частини шельфу Чорного моря на основі сейсмогравітаційного моде-лювання. Науковий вісник Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу. № 3(21), 2009р. -с. 26-33

3. Petrovskyy O.P., Krupskyy B.L., Gladun V.V., Chepil P.M., Melnichuk P.M., Fedchenko T.O., Gablevskyy B.B., Kitchka O.A., Tsiokha O.G., Gerasimov M.E., Koltsov S.V., Chupryna I.S. New Insight at Oil and Gas Prospects and Geological Structure of the NW Black Sea Shelf by Integral Seismic and Gravimetric 3D Geo-Modelling. AAPG European Region Annual Conference "Exploration in the Black Sea and Caspian Regions" at Ukrainian House, Kiev, on 17-19 October 2010

4. Gablevskyy B., Fedchenko T., Petrovskyy O., Gangenko N., Sujatinov V. Theoretical bases for mapping oil-&-gas fields within Black Sea North-Western shelf by means of seismic-and-gravity modeling. AAPG European Region Annual Conference "Exploration in the Black Sea and Caspian Regions" at Ukrainian House, Kiev, on 17-19 October 2010

5. Габльовський Б.Б., Федченко Т.О. Прогноз нафтогазоносності відкладів осадового чохла північно-західного шельфу Чорного моря. Науковий вісник. – В-во ІФНТУНГ, 2010. - №4 (26) – С. 12-20.

6. Петровский О.П., Федченко Т.А., Габльовский Б.Б., Суятинов В.Н. Перспективы нефтегазоносности и геологическое строение северо-западного шельфа Черного моря по результатам интегрального 3D сейсмо-гравитационного моделирования. Вопросы теории и практики геологической интерпретации геофизических полей. (Материалы XXXVIІІ сессии международного семинара имени Д.Г.Успенского). – Пермь, 24-28 января 2011г. – С. 227-228.

 

 

7. Габльовський Б.Б., Федченко Т.О., Герасимов М.Є., Кольцов С.В. Новий погляд на геологічну будову та перспективи нафтогазоносності північно-західного шельфу Чрного моря за результатами інтегрального геолого-геофізичного моде-лювання. Матеріали міжнародної науково-практичної конференції «Нафтогазова геофізика – інноваційні технології». – Ів.-Франківськ, 2011. – C.°43-47

8. Петровський О.П., Крупський Б.Л., Зейкан О.Ю., Гладун В.В., Чепіль П.М., Мельничук П.М., Федченко Т.О., Габльовський Б.Б., Кічка О.А., Цьоха О.Г., Герасімов М.Є., Кольцов С.В., Чуприна І.С. Новий погляд на перспективи нафтогазоносності та геологічну будову північно-західного шельфу Чорного моря. К.: "Нафтова і газова промисловість", 2011, №2 - С. 7-16

9. Габльовський Б.Б., Петровський О.П., Федченко Т.О., Суятінов В.Н. Просторова інтегральна геолого-геофізична модель північно-західної частини шельфу Чорного моря для уточнення особливостей геологічної будови та перспектив нафтогазоносності. Геодинаміка. – В-во Львівської політехніки, 2011. - №2 (11) – С. 52-54.

10. Petrovskyy O., Fedchenko T. New Prospective Plays Offshore Ukraine as result of 3D Geo-modeling & Geophysical Inversion. SEG Technical Program Expanded Abstracts 2012: doi: 10.1190/segam2012-1545.1

11. Petrovskyy O.P., Kitchka O.A., Fedchenko T.O., Gladun V.V. Kambala Prospect - An Application of 3D Geomodelling and Inversion to Hydrocarbon Exploration in the Black Sea Basin. 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013 Deep Water Sedimentary Systems 10 June 2013 DOI: 10.3997/2214-4609.20130779

12. Fedchenko T.O., Petrovskyy O.P., Ganzhenko N.S., Zhuchenko G.O. Gladun V.V., Chepil P.M., Melnichuk P.M., Kitchka A.A., Tsiokha O.G., Koltsov S.V. An Integral 3D Geo-modeling Helps to Reveal New Exploration Trends - Case Study for the NW Black Sea Basin, Ukraine. 71st EAGE Conference & Exhibition — Amsterdam, The Netherlands, 8 - 11 June 2009.


?>