 | 100% ПІДВЕРДЖЕННЯ МОДЕЛІ ПІДСОЛЬОВИХ КОМЕРЦІЙНИХ ПОКЛАДІВ ГАЗУ ЗА РЕЗУЛЬТАТАМИ 7 РОКІВ ПОШУКОВОГО БУРІННЯСолотвинське і Дібровське
газові родовища,
Закарпатська западина,
Україна, 2005
| | Таблиця 1. Історія і результати буріння свердловин на Дібровському і Солотвинському газових родовищах  |
ГЕОЛОГІЧНА ЗАДАЧА Ділянка досліджень знаходиться в межах міоценового моласового басейну Закарпатського прогину, донеогенова основа якого представлена відкладами мезозою і палеогену. В південно-східній частині площі досліджень соленосні відклади проривають осадові породи і утворюють Солотвинський соляний діапір. Внаслідок перешарування соляних і теригенних відкладів, покрівля і підошва солі не картується за даними сейсморозвідки.
Солотвинське газове родовище розташоване в східній частині площі досліджень. Газові поклади розкриті свердловинами №1 і №2 і приурочені до нижньобаденських туфових утворень новоселицької світи N1nv. Дібровське газове родовище розташоване в центральній частині площі. Газові поклади розкриті свердловинами №4 і №22 і приурочені до відкладів палеогену P3gr.
| Обидва родовища розташовані біля Солотвинського соляного діапіру і перекриваються соленосними відкладами тереблянської світи. За 2D сейсмічними даними, Солотвинське і Дібровське газові родовища представляють собою антиклінальні структури по неогену і палеогену відповідно. В структурно-тектонічному відноше-нні свердловини №4 і №22 Дібровського родовища розташовані на південній перикліналі Дібровської складки, а свердловини №1 і №2 Солотвинського родовища - на західній перикліналі Солотвинської складки. Задача досліджень полягала в уточненні форми Солотвинського соляного діапіру і картуванні планового положення комерційних покладів газу, розкритих продуктивними свердловинами Солотвинського і Дібровського родовищ. | 
Рисунок 1. Контур палеогенового комерційного покладу газу Дібровського газового родовища по значенню густини 2,50 г/см³. Сухі свердловини №23 і №28 розкривають ущільнений розріз 
Рисунок 2. Контур неогенового комерційного покладу газу Солотвинського газового родовища по значенню густини 2,38 г/см³. Продуктивна свердловина №15 розкриває розущільнений газонасичений розріз | ГЕОЛОГІЧНІ РЕЗУЛЬТАТИ Форма Солотвинського соляного діапіру була уточнена в результаті розв’язку оберненої структурної задачі гравірозвідки. Виявилося, що в порівнянні з початковою моделлю, нижня частина соляного тіла занурена на глибину більше 2,5 км (початкова глибина - 1,3 км) (рис. 3). Палеогеновий поклад газу Дібровського родовища картується по максимальному значенню густини породи 2,50 г/см³ і охоплює свердловини №4 і №22 (рис. 1). Найкращі газонасичені колектори локалізуються на південь від свердловин №4 і №22 під Солотвинським соляним діапіром. В інших частинах антиклінальної структури розріз ущільнений, що вказує на відсутність там кондиційних колекторів і газонасичення.
| Відсутність припливу в свердловинах №23 і №28 (табл. 1) повністю підтвердила коректність картування палеогенового комерційного покладу газу Дібровського родовища. Неогеновий поклад газу Солотвинського родовища картується по максимальному значенню густини 2,38 г/см³ і охоплює свердловини №1 і №2 (рис. 2). В плані неогеновий газовий поклад охоплює апікальну і південно-східну частини Солотвинської структури. Отриманий комерційний приплив газу із свердловини №15 (табл. 1), пробуреної в апікальній частині структури, підтвердив коректність картування неогенового комерційного покладу газу Солотвинського родовища. | 
Рисунок 3. Початкова (а) і кінцева (b) 3D моделі густини | МЕТОДИКА СТВОРЕННЯ
ЗD МОДЕЛІ З метою створення 3D структурної моделі були використані 2D сейсмогеологічні розрізи по лініях 20 профілів, а також дані раніше пробурених свердловин, в тому числі №4, 22 Дібровського і №1, 2 Солотвинського родовищ. Структурна модель включала 7 поверхонь, які відображають структурно-тектонічну будову неогену і палеогену. Початкова 3D модель густини (рис. 4,а) була створена з використанням узагальнених петрофізичних залежностей, охоплювала інтервал глибин до 7 км і в плані мала розміри 14,4х10 км. 3D модель густини складалася з 2 млн. комірок (розмір однієї комірки - 100х100х50 м). Відхилення між виміряним і розрахованим від початкової 3D моделі густини гравітаційними полями складало 3,792 мГал (рис. 4, d). | На першому етапі було уточнено форму Солотвинського соляного діапіру шляхом розв’язку оберненої 3D структурної задачі гравірозвідки, що дозволило зменшити відхилення між гравітаційними полями до 1,5 мГал (початкова 3D модель густини покращена в 2,5 рази). На наступному етапі проведено уточнення 3D моделі густини порід на основі розв’язку 3D лінійної оберненої задачі гравірозвідки. Це дозволило для кінцевої моделі зменшити відхилення між полями до 0,316 мГал (рис. 4, е). Відносно гравітаційного поля, початкова 3D модель густини була покращена в 12 разів. | 
Рисунок 4. Виміряне (а) і розраховане гравітаційні поля для початкової (b) та кінцевої (с) 3D моделей густини з картами відхилень (d, e) між полями | ПУБЛІКАЦІЇ 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. |
|
