ДЕПРОІЛ - Ваш партнер у складному геологічному середовищі

Приклади

КАРТУВАННЯ ПЕРСПЕКТИВНОГО РЕЗЕРВУАРУ З ПРОГНОЗНИМИ РЕСУРСАМИ 2,1 ТРЛ.КУБ.М ГАЗУ В ГЛИБОКОВОДНІЙ ЧАСТИНІ ЧОРНОГО МОРЯ

Північно-західна частина
Чорного моря, Україна, 2007 р.

 

 



Рисунок 1. Розташування прогнозного глибоководного конусу виносу
та Скіфської ліцензійної ділянки Exxon Mobil та Shell 

ГЕОЛОГІЧНА ЗАДАЧА

Чорне море є одним з останніх малодосліджених, але найближчих до європейського ринку нафто-газоносних басейнів з високою оцінкою вуглеводневого потенціалу. Незважаючи на майже 60 років геологорозвідувальних робіт, в межах шельфу української частини Чорного моря відкрито тільки 8 газоконденсатних родовищ та одне нафтове родовище ім. Субботіна.

В глибоководній частині Чорного моря на теперішній час пробурено 25 глибоких свердловин (глибина моря >400 м), з яких 11- надглибокі (глибина моря  >1500м). Незважаючи на численні промислові відкриття на шельфі Румунії та Болгарії, багато нових свердловин виявилися “сухими” або не розкрили промислові поклади нафти і газу.

Єдине відкриття в глибоководній частині Чорного моря - газове родовище Сакарая (Sakarya discovery), яке є другим за величиною родовищем у світі, відкритим в 2020 році. Колектори, які були розкриті свердловиною Tuna-1, приурочені до палеодельти річки Дунай.
 
Враховуючи те, що для всіх пробурених глибоководних перспективних об’єктів були наявні всі елементи нафтових систем, такі як материнські породи та резервуари, породи-покришки та канали руху вуглеводнів, відсутність позитивних результатів буріння вимагає пошуку нових уявлень про геологічну будову регіону та, в доповнення до існуючих, застосування нових методів виявлення покладів вуглеводнів.
 
Рисунок 2. Багаторівневі вуглеводневі перспективні об’єкти, у тому числі крейдовий глибоководний конус виносу, отримані у вигляді локальних тіл з результуючої 3D моделі густини 

ГЕОЛОГІЧНІ РЕЗУЛЬТАТИ

Результати спільної інверсії гравіметричних, сейсмічних та свердловинних даних дали можливість верифікувати та уточнити глибинну 3D модель Західно-Чорноморського басейну від денної поверхні до мантії, закартувати глибокі мантійні плюми і пов’язані з ними осадові басейни, закартувати сутурні зони, які розділяють основні тектонічні елементи та оконтурити межі суббасейнів.

В осадовому чохлі 3D модель густини дозволила виявити групу багаторівневих низькогустинних ділянок  неогенового та крейдового віку, з якими пов’язані вуглеводневі резервуари. Деякі з цих резервуарів відповідають відомим газовим родовищам на Одеському шельфі Чорного моря (наприклад, родовища Шмідта та Голіцина), інші вказують на розташування нових перспективних пошукових об’єктів (рис.2).

Основний перспективний об’єкт був закартований у крейдових відкладах в межах континентального схилу та глибоководної частини моря (рис.1,2). Він представляє собою конус виносу альбського або валанжинського віку загальною площею 2745 кв.км. Для найбільш перспективної ділянки площею 2000 кв.км. початкові ресурси газу оцінені на рівні 2,1 трлн.куб.м (P50).

Закартований в 2007 році об’єкт в межах континентального схилу і глибоководної частини українського сектору Чорного моря є геологічним аналогом об’єктів, розкритих в 2020 році свердловиною Тuna-1 і може бути пов’язаний з дельтою палео-річки.

У 2012-2014 роках в рамках договору про розподіл продукції компаніями Exxon Mobile та Shell була заліцензована Скіфська ліцензійна ділянка, яка охоплює закартований перспективний об’єкт (рис. 1).  

МЕТОДИКА СТВОРЕННЯ
ЗD МОДЕЛІ

Структурна основа для початкової 3D моделі густини була побудована з використанням структурних поверхонь відбиваючих горизонтів у неогенових та крейдових відкладах, отриманих в результаті інтерпретації 2D регіональних сейсмічних профілів, з залученням карт батиметрії та поверхні Мохоровичича, побудованої за даними глибинного сейсмічного зондування. З метою визначення початкових густинних властивостей для осадової товщі використані узагальнені петрофізичні дані, а для докрейдових відкладів - пластові швидкості розповсюдження сейсмічних хвиль. 3D модель густини була побудована до глибини 70 км, охоплювала площу 250х372 км та містила 32,55 млн. елементарних комірок розміром 2x2км в плані і 50 м в глибину.

За результатами розв’язку прямої задачі гравірозвідки для апріорної 3D моделі густини відхилення між спостереженим і розрахованим гравітаційними полями склало 19мГал.

В процесі 3D нелінійної інверсії гравіметричних даних була уточнена глибина поверхні Мохоровичича. Після цього 3D модель густини була уточнена шляхом розв’язку 3D лінійної оберненої задачі гравірозвідки.

Середньоквадратичне відхилення між спостереженим та розрахованим для кінцевої 3D моделі густини гравітаційними полями склало 1,3 мГал. Відносно гравітаційного поля, початкова 3D модель густини була покращена у 15 разів.

ПУБЛІКАЦІЇ 

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.

?>