ДЕПРОИЛ - Ваш партнер в сложной геологической среде

Примеры

100% ПОДТВЕРЖДЕНИЕ МОДЕЛИ ПОДСОЛЕВЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ 10 ЛЕТ ПОИСКОВОГО БУРЕНИЯ

Солотвинское и Дибровское
газовые месторождения,
Закарпатская впадина,
Украина, 2005




Таблица 1. История и результаты бурения скважин на Дибровском и Солотвинском месторождениях

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЗАДАЧА
 
Участок исследований находится в пределах миоценового молассового бассейна Закарпатского прогиба, донеогеновая основа которого представлена отложениями мезозоя и палеогена. В юго-восточной части площади исследований соленосные отложения прорывают осадочные породы и образуют Солотвинский соляной диапир. Вследствии переслаивания соляных и терригенных отложений, кровля и подошва соли не картируется по данным сейсморазведки.
 
Солотвинское газовое месторождение расположено в восточной части площади исследований. Газовые залежи раскрыты скважинами №1 и №2 и приурочены к нижнебаденским туфовым образованиям новоселицкой свиты N1nv. Дибровское газовое месторождение расположено в центральной части площади. Газовые залежи раскрыты скважинами №4 и №22 и приурочены к отложениям палеогена P3gr.
Оба месторождения расположены возле Солотвинского соляного диапира и перекрываются соленосными отложениями тереблянской свиты. По 2D сейсмическим данным, Солотвинское и Дибровское газовые месторождения представляют собой антиклинальные структуры по неогену и палеогену соответственно. В структурно - тектоническом отношении скважины №4 и №22 Дибровского месторождения расположены на южной периклинали Дибровской складки, а скважины №1 и №2 - на западной периклинали Солотвинской складки.
Задача исследований состояла в уточнении формы Солотвинского соляного диапира и картировании планового положения газонасыщенных резервуаров, раскрытых продуктивными скважинами Солотвинского и Дибровского месторождений.

 

Рисунок1. Контур палеогенового газонасыщенного резервуара Дибровского газового месторождения по значению плотности 2,50 г/см³. Сухие скважины №23 и №28 раскрывают уплотненный разрез

Рисунок 2.Контур неогенового газонасыщенного резервуара Солотвинского газового месторождения по значению плотности 2,38 г/см³. Продуктивная скважина №15 раскрывает разуплотненный газонасыщенный разрез

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Форма Солотвинского соляного диапира была уточнена в результате решения обратной структурной задачи гравиразведки. Оказалось, что в сравнении с начальной моделью, нижняя часть соляного тела погружена на глубину более 2,5 км (начальная глубина - 1,3 км) (рис. 2).

Палеогеновая газовая залежь Дибровского месторождения картируется по максимальному значению плотности породы 2,50 г/см³ и охватывает скважины №4 и №22 (рис. 3). Наилучшие газонасыщенные коллектора расположены на юг от скважин №4 и №22 под Солотвинским соляным диапиром. Остальная часть антиклинальной структуры уплотнена, что указывает на отсутствие там кондиционных коллекторов и газонасыщенности.

Отсутствие притоков из скважин №23 и №28 (табл. 1) полностью подтвердили корректность картирования палеогеновой газовой залежи Дибровского месторождения.

Неогеновая залежь Солотвинского месторождения картируется по максимальному значению плотности 2,38 г/см³ и охватывает скважины №1 и №2 (рис. 4). В плане неогеновая газовая залежь охватывает апикальную и юго-восточную части Солотвинской структуры. Полученный промышленный приток газа из скважины №15 (табл. 1), пробуренной в апикальной части структуры, подтвердил корректность картирования неогеновой газовой залежи Солотвинского месторождения.

Рисунок 3. Начальная (а) и конечная (b) 3D модели плотности

МЕТОДИКА СОЗДАНИЯ
ЗD МОДЕЛИ

С целью создания 3D структурной модели были использованы 2D сейсмо-геологические разрезы по линиям 20 профилей, а также данные ранее пробуренных скважин, в том числе №4, 22 Дибровского и №1, 2 Солотвинского месторождений. Структурная модель включала
7 поверхностей, отражающих структурно-тектоническое строение неогена и палеогена. Начальная 3D модель плотности (рис. 2,а) была создана с использованием обобщенных петрофизических зависимостей, охватывала интервал глубин до 7 км и в плане имела размеры 14,4х10 км. 3D модель плотности состояла из 2 млн. ячеек (размер одной ячейки - 100х100х50 м). Отклонение между измеренным и рассчитанным от начальной 3D модели плотности грави-тационными полями составило 3,792 мГал (рис. 4, d).

На первом этапе была уточнена форма Солотвинского соляного диапира путем решения обратной 3D структурной задачи гравиразведки, что позволило уменьшить отклонение между гравитационными полями до 1,5 мГал (начальная 3D модель плотности улучшена в 2,5 раза).

На следующем этапе проведено уточнение 3D модели плотности пород на основе решения 3D линейной обратной задачи гравиразведки. Это позволило для конечной модели уменьшить отклонение между полями до 0,316 мГал (рис. 4, е). Относительно гравитационного поля, начальная 3D модель плотности была улучшена в 12 раз.

Рисунок 4. Измеренное (а) и расчитанные гравитационные поля для начальной (b) и конечной (с) 3D моделей плотности с картами отклонений (d, e) между полями

ПУБЛИКАЦИИ 

1. Петровський О.П., Федченко Т.О. Нові напрями застосування даних акустичних досліджень в свердловинах для відновлення неоднорідної сейсмошвидкісної моделі середовища та сейсмо-стратиграфічного розчленування розрізу Солотвинської площі. Геоінформатика. 2006. - №3. - С.29-33 

2. Федченко Т.О.,  Петровский О.П. Пространственная информативность априорных геолого-геофизических данных и эффективность интегрального моделирования нефтегазо-перспективных объектов. Геофизический журнал. 2010. - №3. Т.32 - С.125-135

 

3. Fedchenko T. , Petrovskyy O., Trachuk A., Onyschuk O. Subsalt 3-D Modelling and HC Reservoir Prediction With Scarce 2-D Seismic Datasets: Can We Obtain Reliable Results? AAPG Annual Conference & Exhebition, Houston, on 02-05 April 2017, Poster presentation.

 

?>