Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров Баренцево-Карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, доктор геолого-минералогических наук Дзюбло, Александр Дмитриевич

• Дзюбло, Александр Дмитриевич
• доктор геолого-минералогических наук
• 2009

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Дзюбло, Александр Дмитриевич

Введение.2

Глава 1

Коллекторский потенциал основных продуктивных горизонтов арктических морей

1.1. Арктические моря Западной Европы.8

1.1.1. Шельф Норвегии. Северное и Баренцево моря.9

1.1.2. Английский сектор Северного моря.17

1.1.3. Ирландский шельф.25

1.1.4. Континентальный шельф Гренландии.27

1.2.Коллекторский потенциал основных продуктивных толщ Баренцево-Карского региона.32

1.2.1. Меловые коллекторы.32

1.2.2. Юрские коллекторы.34

1.2.3. Отложения палеозоя.38

1.2.3. Породы фундамента и промежуточного комплекса

Северо-Западной Сибири.47

Глава 2

Сравнительная характеристика геологического строения, развития и нефтегазоносности баренцево-карского региона

2.1 .Современные представления о тектоническом развитии региона.57

2.2.Стратиграфия, литофациальная характеристика.74

2.3. Нефтегазогенерационный потенциал продуктивных комплексов.108

Глава 3

Модели природных резервуаров в продуктивных толщах осадочных бассейнов баренцево-карского региона

3.1. Принципы моделирования геологических систем.134

3.2. Геолого-геофизические модели Западно-Сибирской плиты и ее обрамления.135

3.2.1. Геоплотностная и геомагнитная модели.135

3.2.2. Сейсмогеологическая модель.141

3.3. Сейсмогеологические модели резервуаров нефти и газа Баренцево

Карского региона.143

3.3.1. Комплексирование данных сейсморазведки и ГИС.143

3.3.2.Особенности сейсмогеологической модели регионального резервуара в меловых отложениях Севера Западной Сибири.144

3.4. Литофизические модели.150

3.4.1. Общие положения.150

3.4.2. Петрофизические модели терригенных коллекторов.152

3.4.3. Модель трещинно-кавернового коллектора.165

3.4.4. Тектонофизическая модель резервуара.1 69

3.4.5. Модель пористости и проницаемости для метода ядерно-магнитного резонанса.176

3.5. Литофизические процессы и модель формирования карбонатных коллекторов (на примере Долгинской площади).182

Глава 4

Разработка, оптимизация и опыт применения современной комплексной технологии поиска и разведки месторождений углеводородов на арктическом шельфе.189

4.1 .Методы геофизической разведки.190

4.1.1 .Сейсморазведка.190

4.1.2 Электроразведка.196

4.2. Поисковые геохимические исследования.196

4.3. Поисково-разведочное бурение.198

4.4. Геофизические исследования скважин.199

4.5. Особенности испытаний морских скважин.206

4.6. Новые технологии некоторых петрофизических исследований.211

4.6.1. Технология подготовки образцов керна путем их замораживания в жидком азоте.213

4.6.2. Оценка фильтрационно-емкостных свойств неконсолидированных пород сеномана методом ЯМР.215

4.6.3.Измерение удельной поверхности (Бо) методом низкотемпературной адсорбции азота.217

4.6.4. Ртутная порометрия.219

4.7. Разработка интегрированной базы геолого-геофизической информации по

Глава 5

Ресурсная база и результаты применения разработанного комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ на основе геологических и петрофизических моделей

5.1. Ресурсы, запасы газа и жидких углеводородов Баренцево-Карского региона.231

5.2. Результаты внедрения предложенного комплекса технологий ГРР на российском арктическом шельфе.244

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров Баренцево-Карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов»

В соответствии с параметрами энергетическойтегии в Российской Федерации до 2020 г. нефтедобыча в известных нефтегазоносных провинциях, расположенных в материковой частины, даже с учетом развития и освоения ресурсной базы Восточной Сибири, в 2013-2015 г.г., перейдет в падающий режим и к 2020 году сократится на 4% (до 470 млн.т.). Расчетный рост добычи природного газа на суше не обеспечивает прогнозируемый объем спроса на него с учетом увеличения потребностей внутреннего рынка и необходимости выполнения международных обязательств по поставкам российского газа на внешние рынки.

Освоение топливно-энергетического потенциала шельфа России призвано сыграть стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, компенсируя возможный спад уровней добычи по континентальным месторождениям в период 2015-2030 годов. Западно-арктический шельф (объект исследований) входят в число приоритетов в развитии и расширенном воспроизводстве минерально-сырьевой базы страны и обладает реальной перспективой формирования в его пределах крупных добывающих центров.

По прогнозным оценкам, в пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива. Основная часть НСР УВ шельфа представлена ресурсами свободного газа - порядка 76 трлн. куб. м.

По оценкам специалистов около 85% начальных суммарных ресурсов углеводородов приходится на моря Западной Арктики - Баренцево, Печорское и Карское, которым принадлежит ведущее место по нефтегазовому потенциалу арктического шельфа.

В диссертации проведен детальный анализ состояния ресурсной базы региона. Баренцево-Карский регион как единый объект исследований несмотря на имеющиеся различия в геологическом строении, рассмотрен с позиции общего подхода к оценке его ресурсной базы и единства задач на всех этапах поисково-разведочных работ.

Геолого-геофизическая изученность арктического шельфа слабая и, в основном, геологоразведочные работы велись здесь в 80-90-е годы прошлого столетия. Тогда были открыты крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения: в Баренцевом море (уникальное Штокмановское, Ледовое, Лудловское); в Карском море на Западно-Ямальском шельфе (гиганты Руса-новское и Ленинградское газоконденсатные), в Обской губе (крупные газовые Северо-Каменномысское, Каменномысское — море); нефтяные в Печорском море (Приразломное, Долганское, Варандей-море, Медынское-море).

Значительное число открытых на суше месторождений имеют экваториальное продолжение, в силу этого изучены сейсмической разведкой частично, а бурением в акватории практически не изучены вовсе. К их числу относятся месторождения Крузенштернское и Харасавэйское на Ямале; Сема-ковское, Антипаютинское, Тота-Яхинское в Тазовской губе; Геофизическое, Утреннее, Преображенское в Обской губе.

По оценке ВНИГРИ, площадь транзитного мелководья арктических морей составляет 526 тыс. км , при этом наиболее изучены и одновременно перспективны для поисков нефти и газа мелководные районы Печорского, Карского морей и моря Лаптевых. Начальные суммарные ресурсы углеводородов только Южно-Карского шельфа оцениваются в 49,7 млрд.т.н.э. Значительная часть ресурсов углеводородов (37 %) Южно-Карского шельфа сконцентрирована в пределах его мелководья, а около 47 % их сосредоточено во внутренних водах, главным образом в акватории Обской и Тазовской губ, а также морском продолжении Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений.

Изучение транзитной зоны (суша - море), где глубина воды 0-20 м, требует специальных технологий и транспортных средств, значительных затрат. Однако наличие существенного углеводородного потенциала в транзитном мелководье ставит задачу по постановке здесь работ, и прежде всего сейсморазведки ЗД. Такие работы, в том числе по инициативе автора в 1999 г., проводило ООО «Газфлот» на месторождениях Варандей-море в Печорском море, а на месторождении Каменномысское-море в Обской губе работы ЗД идут уже 2 полевых сезона (2007-2008 г.) и будут продолжены.

Поиск и разведка морских месторождений нефти и газа в условиях Арктики требуют значительных инвестиций, поэтому существует проблема минимизации затрат на ГГР на каждой стадии их проведения, в том числе при поиске ловушек и залежей, бурении глубоких скважин, обработке и интерпретации полученных данных. Решение этой важной проблемы определяет актуальность работы.

Цель работы состоит в том, чтобы дать научное обоснование путей и возможностей наращивания ресурсной базы углеводородного сырья на шельфе Баренцево-Карского региона на основе геолого-геофизических и ли-тофизических исследований их природных резервуаров. Поэтому основные задачи исследований были следующие:

1. Дать сравнительную характеристику геологического строения, развития и нефтегазоносности региона;

2. Выполнить обобщение и анализ результатов изучения литофизических особенностей и коллекторского потенциала продуктивных толщ Баренцево-Карского региона.

3. Разработать геологические и литофизические модели коллекторов природных резервуаров месторождений арктического шельфа.

4. Дать научное обоснование современной комплексной технологии поиска, разведки и освоения месторождения УВ на арктическом шельфе.

5. Оценить существующие методы петрофизических исследований керна из продуктивных горизонтов изучаемого региона и дать рекомендации по их рациональному комплексу.

6. Заложить основы информационной базы данных (БД) геолого-геофизической информации по месторождениям арктического шельфа. Выполненная работа является первым комплексным исследованием природных резервуаров арктического шельфа, в котором проанализирован и обобщен широкий круг вопросов геологии, геофизики, бурения и испытания 4 скважин, петрофизики сложных коллекторов, выполнен ряд специальных петрофизических исследований, рассмотрены вопросы оптимизации и повышения эффективности геолого-разведочных работ.

Проведенные исследования позволили получить следующие научные результаты:

1. В диссертации впервые выполнены многоуровневые региональные геолого-геофизические, петрофизические и геохимические исследования процессов формирования природных резервуаров Баренцево-Карского региона, их коллекторского потенциала и модельных представлений.

2. Разработаны и апробированы рациональные комплексы петрофизических исследований продуктивных толщ региона, включающие современные методы изучения их вещественной и литофизических характеристик.

3. Составлена и внедрена схема современных технологий поиска и разведки месторождений углеводородов на арктическом шельфе.

4. Разработаны научные основы комплексных исследований зоны транзитного мелководья шельфа арктических морей.

5. Создана и постоянно обновляется база данных и программное обеспечение геолого-геофизических и промысловых данных для месторождений арктического шельфа. В основу БД положен программный комплекс Geo-View, адаптированный к российской геологической шкале и поставленной задаче.

Результаты исследований автора и сделанные рекомендации использованы в производственной деятельности дочернего предприятия ОАО «Газпром» ООО «Газфлот», которое ведет геологоразведочные работы на арктическом шельфе России с 1994 г. С участием автора ОАО «Газпром» разрабатывалась «Программа геологоразведочных работ на 2002-2008г.г. на объектах Обской и Тазовской губ и Приямальского шельфа».

В период с 1996 г. по настоящее время автор принимает непосредственное участие в организации геологоразведочных работ в Баренцевом, Печорском и Карском морях. Ряд выводов и рекомендаций, изложенных в диссертации, использованы в практической деятельности, что способствовало открытию трех нефтяных месторождений в Печорском море, четырех газовых месторождений в Обской и Тазовской губах. Некоторые методические подходы и технологические решения автора применялись при доразведке уникального Штокмановского ГКМ.

Основные положения, выводы и практические рекомендации докладывались автором на Международных, Всесоюзных и Всероссийских конференциях, симпозиумах, семинарах, в том числе: на Всесоюзных конференциях «Коллекторы нефти и газа на больших глубинах» (Москва, 1978,1980) и «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1986); научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва 1999, 2001, 2003); «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований» (Геленджик, 1999); Всероссийской конференции: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2000); на Международных конференциях «Освоение шельфа Арктических морей Рос-сии-RAO» (С-Пб, 1997, 1999, 2001, 2003, 2005, 2007); «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, МГУ, 2000); «Транзитное мелководье континентального шельфа как ближайший резерв углеводородного сырья для Российской Федерации и ее субъектов» (С-Пб, 2002); «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей России» (С-Пб, 2004); «Нефть, газ Арктики» (Москва, 2006); «Oil and Gas Habitats of Russia and Surrounding Region» (London, 2006); «Second Conference of Geology of Indochina» (Hanoi, 1991); International Symposium/Workshop of Geology, exploration and development potential of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions (Hanoi, Vietnam, 1994) и др.

Основные результаты исследований автора по теме диссертации опуб-ликованны более чем в 50 научных работах в журналах: «Известия ВУЗов», серия «Геология и разведка»; «Газовая промышленность»; «Геология нефти и газа»; «Геофизика»; «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»; «Нефть, Газ и Бизнес»; «Нефтяное хозяйство»; монографии, а также в трудах конференций.

За годы работы над диссертацией автор пользовался консультациями, советами и помощью многих ученых: д.г.-м.н. Поспелова В.В, д.г.-м.н. Холо-дилова В.А., д.г.-м.н. Гаврилова В.П., д.г.-м.н. Захарова Е.В., д.г.-м.н. Шнипа O.A., д.э.н. Андреева А.Ф., к.г.-м.н. Зонн М.С., к.г.-м.н. Кирюхиной Т.А., д.г.-м.н. Драцова В.Г., д.г.-м.н. Топоркова В.Г., д.г.-м.н. Журавлева Е.Г., к.г.-м.н. Тимонина А.Н., д.ф.-м.н. Ампилова Ю.П., к.т.н. Сидорова В.В., к.г.-м.н. Огнева А.Ф., к.г.-м.н. Туренкова H.A., которым выражает свою глубокую благодарность и признательность.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Дзюбло, Александр Дмитриевич

Результаты исследования образцов пород из отложений пермо-карбона СКВ.1 Северо-Долгинская методом ртутной порометрии п/п № обр Глубина отбора, м Кп,% Кп,эф% ¿„op5"!, мкм Кп,эф% dno^O.l, мкм пределы из-ни dnop,MKM преоблодающий dnop сред. Медиан dnop, мкм объем. Плот. г/смЗ минер. Плот. г/смЗ Удель поверх., м2/г Мах dnop, мкм Мах поверх., относит, к dnop примечание мкм % от Кп

1 437 2990,24 2,93 2 2,67 2,96 0,0102 0,07250,0102 3,65 4,08 2,67 2,75 0,1545 300; 88,1 0,0272 закр. Поры d< 0,0169 мкм

2 438 2990,97 1,94 0,76 1,36 300 0,0063 300 88,1 16,9 0,48 2,73 2,78 0,3836 235 0,013 закр. Поры d< 0,01 мкм

3 443 2999,15 11,6 7,7 10,7 300 0,0063 4,66 -0,514 35,5 2,97 2,4 2,71 0,72 0,839 0,013

4 444 2999,82 10,6 9,1 9,29 300 0,0063 61-20,3 10,52 35,94 2,1 2,35 2,32 61; 33,1 0,008

5 446 3000,85 7 5,2 6,5 300 0,0102 300 0,839 75,4 4,25 2,51 2,7 0,315 0,839 0,013

6 449 3007 3,92 2,97 3,31 300 0,0049 300 113 9,49 17,52 2,86 2,98 0,609 300 0,0049

7 452 3010,33 2,05 1,2 184 0,093 1,37 -0,657 7,34 2,66 2,69 0,008 1,37 1,37 три групы пор

8 455 3011,22 7,8 6Д 7,1 300 0,008 113 20,3 38,8 28,67 2,38 2,58 0,47 33,1 0,013

9 459 3016,31 3 1,5 1,85 300 0,0049 0,91 2,68 2,77 1,03 0,0272 0,013 пять групп пор

10 476 3029,6 9,25 6,8 9,2 300 0,151 7,72 -5,96 44 7,52 2,85 3,14 0,08 9,72 0,67; 0,4 две группы пор

11 491 3050,74 0,21 300 0,0049 11,69 2,65 2,65 0,016 300 0,0049 две группы пор

12 500 3077,54 5,7 0,9 4,8 300 0,0167 0,402 -0,0926 57 0,25 2,52 2,67 0,54 0,247 0,118

13 501 3077,64 4,4 1,16 3,43 300 0,0167 1,07 -0,057 79,5 0,42 2,64 2,76 0,39 0,637 0,0725 две группы пор

14 503 3082,2 3,53 0,76 2,48 9,72 0,0102 0,247 -0,0725 55,9 0,21 3,18 3,3 0,39 0,093 0,027

15 504 3084,23 3,31 0,6 2,26 0,84 0,0167 0,118 -0,073 38,5 0,14 2,83 2,93 0,405 0,118 0,118; 0,072

Реализованная БД содержит информацию по следующим основным блокам: блок информации, содержащий общие сведения о скважине, конструкции и инклинометрии ствола скважины. К общим сведениям о скважине относятся идентификаторы скважины, привязка по координатам к геологическому объекту, даты начала и конца бурения, проектная и фактическая глубина, геологический возраст забоя, состояние скважины и др.

Информация о стратиграфическом расчленении разреза и отметок залегания пласта (блок БД) разделена на подразделы: литостратиграфическую, хроностратиграфическую и биостратиграфическую классификационные системы. «Хроностратиграфическими единицами» служат обычные иерархические единицы, принятые в геологии - от энотемы и эротемы до ярусов и подъярусов. Биостратиграфическая классификация включает биостратиграфическую зону (интервал) - скопление ископаемых органических остатков, характерных для данной стратиграфической единицы, и биостратиграфическую зону фаунистической ассоциации.

Блок БД, отвечающий за хранение материалов геофизических исследований скважин, включает в себя две категории информации:

- собственно исходные каротажные кривые;

- результаты интерпретации каротажных кривых.

В качестве исходных материалов для ввода каротажных кривых используются LAS формат. Перед вводом в БД каждый LAS - файл проходит процедуру визуального контроля на предмет правильности заполнения параметров заголовка и соответствие заявленных методов каротажных кривых реально записанным значением кривой. В БД вводится вся информация, содержащаяся в LAS-файле, включая имя LAS-файла.Это позволяет, при необходимости, осуществить полное восстановление исходного LAS-файла из БД. Поиск и выборка записанных в БД каротажных кривых может осуществляться по любым параметрам, входящим в заголовок LAS-файла.

Результаты интерпретации каротажных кривых представляют собой или таблицы с поинтервальной обработкой, или файлы с поточечной обработкой. С целью удобства визуализации и дальнейшего использования в обрабатывающих программах поинтервальное представление геолого-геофизических параметров преобразуется в поточечный вид с любым шагом, оформляется как ЬА8-файл, и записывается в БД. На рисунке 4.11 приведен пример совместной визуализации исходных каротажных кривых и результатов обработки, переведенных в поточечный вид.

Блок БД по хранению результатов испытаний скважин предусматривает возможность записи всей совокупности информации, хранящейся в актах испытания. Однако, как показала практика, трудозатраты на подготовку данных, их ввод в БД, составление запросов на выборку данных и конечного оформления результатов обработки являются весьма значительными.

Условные обозначения:

Коэффициент пористо-Неколлектор

Рис. 4.11 - Пример выборки из БД каротажных кривых

Поэтому ввод информации об испытаниях скважин реализован двумя способами:

- полные результаты исследования скважин заносятся в БД в виде актов испытаний или таблиц, подготовленных в формате программных продуктов Excel, Word или в виде скан-образов;

- информация справочного характера заносится в цифровом формате и содержит набор обязательных параметров, таких как интервалы перфорации, данные по одному из штуцеров по дебитам и давлениям.

Введенная информация позволяет получить краткую сводку об исследовании скважин в форме, пригодной для размещения на подсчетом плане или на планшете с каротажными кривыми.

Блок информации по хранению результатов лабораторных исследований керна представляет возможность ввода данных в двух вариантах:

- результаты лабораторных определений фильтрационно-емкостных свойств коэффициенты пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности) и ряда других свойств (плотность, карбонатность, гранулометрический состав и др.) заносятся в реляционные таблицы БД согласно модели хранения;

- документы с данными лабораторных анализов керна, поступающие в виде электронных файлов Excel, Word или в виде скан-образов, заносятся в виде документов со всеми требуемыми поисковыми образами.

В первом случае обязательными для ввода данными являются:

- интервал проходки с отбором керна;

- инвентарный номер образца керна;

- глубина и место отбора образца керна;

- вид анализа;

- фильтрационно-емкостные свойства керна.

Ввод в БД фильтрационно-емкостных свойств в цифровой форме позволяет получить любые сочетания свойств керна из БД с последующей обработкой их в специализированных программах, например, построение пет-рофизических зависимостей.

Во втором случае обязательными параметрами поисковых образов служат:

- интервал проходки с отбором кена;

- вид анализа.

Если в электронном файле имеются данные по нескольким интервалам отбора керна, то обязательному вводу в качестве поисковых образов подлежат все эти интервалы.

Лабораторные анализы газа, конденсата, нефти и воды представляются для ввода в БД в виде электронных документов. Обязательными параметрами поиска служат интервал испытания и вид анализа. Если в документе имелось несколько анализов или они относились к разным интервалам испытания, то обязательному вводу в качестве поисковых образов подлежат все эти интервалы и анализы.

Геолого-геофизические отчеты, дела скважин или отдельные документы (карты, диаграммы, фотоснимки), хранящиеся в базе данных, представляются в виде набора файлов Word, Excel, ASCII, копий проектов различных программных комплексов, сканированных образов бумажных документов, однако это могут быть и собственно бумажные документы, хранящиеся в геологических фондах. Для хранения документов в БД стандартами POSC используется схема информационного каталога документов, предложенная POSC( Е&Р Cataloguing Standards v.0.5).

Согласно Е&Р Cataloguing Standards v.0.5 любой документ связан с техническими (скважина, трубопровод, корабль и др.), геологическими (месторождение, пласт, залежь и др.) или экономическими (лицензионный участок и др.) объектами.

Любая документированная информация, помещаемая в БД, характеризуется обязательными параметрами (идентификаторами хранения) такими как: наименование документа, дата его создания, автор (создатель документа). При занесении в БД геологических отчетов указываются: наименование отчета, договор (номер и дата), заказчик, исполнитель работ и ответственный исполнитель. Эти параметры позволяют осуществлять быстрый поиск документа по запросу.

Документ привязывается к нескольким классификаторам, объединяемым в контекстный каталог. Контекстный каталог представляет собой систему классификации документов по признакам их содержательного наполнения. Атрибутами контекстного каталога является документ с характеристикой его формы и зафиксированное в нем действие (отчет, карта, дела скважин и т. п.).

-вид документа - характеризует документ по его содержанию (отчет о выполнении научно-исследовательских работ, геологические карты, разрезы, структурные карты и планы, сведения о результате анализов керна и т.п.); -стандартное наименование;

-производящие процессы - действия, в результате которых создается документ.

Например: действие по испытанию скважины влечет создание акта испытания или сводной таблицы по результатам испытания.

Наиболее важным является классификация по виду документа. Основная масса документов, введенных в настоящее время в БД, классифицированы по следующим видам:

- отчеты о выполнении научно-исследовательских работ;

- геологические журналы;

- результаты интерпретации ГИС

- описание керна, грунтов, шлама;

- результаты лабораторных анализов образцов керна;- акты исследования продуктивного горизонта в скважине;

- результаты лабораторных анализов газа, конденсата, нефти и пластовых вод.

Для всех отчетов и дел скважин при занесении составляются оглавления с гиперссылками на соответствующие разделы отчетов и приложения или документы дел скважин. Это позволяет быстро и удобно находить необходимую информацию.

Блок по хранению сейсморазведочной информации предусматривает передачу на хранение следующих видов сейсмических данных:

- общая информация о методики, аппаратуре и программном обеспечении, применявшихся при проведении полевых работ и обработки данных;

- описание геометрии наблюдений, альтитуды рельефа на пунктах сейсмических наблюдений;

- данные полевой сейсморазведки 2Д и ЗД;

- сейсмограммы до суммирования (ОТВ или ОГТ)

- данные сейсморазведки после суммирования ( окончательные временные разрезы или ,если это предусмотрено ТЗ - промежуточные результаты);

- априорные статические поправки;

-статические поправки и скорости суммирования и миграции, применявшиеся на заключительном этапе оброботки;

- вертикальное сейсмическое профилирование и сейсмокаротаж;

- данные сейсморазведки после интерпретации;

- отчеты по обработке и интерпретации;

- материалы опытных работ;

- дополнительная информация, по мнению специалистов, необходимая для обеспечения эффективности обработки и интерпретации данных сейсморазведки.

Структура хранения сейсморазведочной информации в БД GeoView во многом совпадает со структурой хранения в PetroBank(Halliburton DCS). Это связанно с тем, что обе разработки используют международные стандарты на хранение данных POSC Epicentre. Более того, сейсмическая информация -это файлы больших размеров, хранение которых ограничено как хранение документов. Исключение составляет ряд параметров справочного характера, которые записываются в индексную БД Oracle с целью получения быстрого к ним доступа. Для создания интерфейса пользователя в рамках комплекса GeoView используется географическая информационная система (ГИС).

Преимущество ГИС перед другими информационными системами заключается в технологии, позволяющей объединить стандартную работу с базами данных с возможностями, представляемыми картой: визуализацией и географическим (пространственным) анализом. Это обеспечивает возможности применения геоинформационных систем для полноценного решения широкого спектра задач. Создание карт и географический анализ не являются чем-то абсолютно новым. Однако, автоматизируя процедуру анализа и прогноза, технология геоинформационных систем представляет соответствующий современности, более эффективный, удобный и быстрый подход к анализу проблем и решению задач.

В рамках комплекса GeoView геоинформационная система решает задачи по отображению информации о расположении месторождений, перспективных площадей, лицензионных участков, скважин, сейсмических профилей и других объектов на карте, позволяет осуществлять выбор геологических и технических объектов и получать из БД информацию по этим объектам (рис4.12).

Комплекс GeoView поддерживает работу с двумя географическими информационными системами - ArcView(KOMnaHHH ESR1) и Mappl (российская разработка ОЭГ «Петросервис»).

Система защиты информации при доступе к БД имеет многоуровневую структуру. В ней предусматриваются как способы физической защиты при доступе к компьютерам и серверам БД, так и программно-аппаратные комплексы для ограничения доступа к данным.

На уровне серверов защита информации обеспечивается средствами, входящими в состав СУБД Oracle. Ограничение доступа к программному комплексу GeoView обеспечивает путем введения понятия «рабочий проект».

Рнс.4.12 - Географическая информационная система, как средство пользовательского интрефейса

Под рабочим проектом понимается группа связанной между собой информации, хранимой в БД, и с ко торой предполагается работа отдельного человека или группы специалистов. Для входа в рабочий проект через программы СеоУ1е\у требуется иметь права к различным программам комплекса СеоУ1е\у.

Четырехлетний опыт работы с данным комплексом подтвердил эффективность его применения. Для дальнейшего расширения сферы использования данной разработки, в первую очередь ускоренного ввода информации по существующим скважинам, а также повышения качества подготовки и переподготовки специалистов нефтегазового профиля, в 2007 году в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина был создан центр первичной обработки геолого-геофизической информации. В настоящее время проводится активная работа по систематизации имеющейся информации, включая данные по поисково-разведочными скважинами и другим объектам Арктического шельфа.

Глава 5

Ресурсная база и результаты применения разработанного комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ на основе геологических и петрофизических моделей

5.1. Ресурсы, запасы газа и жидких углеводородов Баренцево-Карского региона

Поисково-разведочными работами на континентальном шельфе России установлено, что недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности.

Характеристика ресурсной базы исследуемых морей России представлена в таблице 5.1.

По нефтегазовому потенциалу ведущее место принадлежит недрам арктических морей - Баренцева, Печорского, Карского (см. таблицу 5.1.). По прогнозным оценкам здесь сосредоточены 85% потенциальных извлекаемых ресурсов газа, нефти, конденсата. В недрах Баренцева и Карского морей основная доля ресурсов УВ представлена газом, в недрах Печорского моря преобладают нефтяные УВ.

Заключение

Диссертация представляет собой комплексное научное исследование, направленное на совершенствование методик и технологий изучения природных резервуаров арктического шельфа. В работе, на основе анализа обширного фактического геолого-геофизического, петрофизического и геохимического материала по арктическому шельфу: показаны черты сходства и различия в строении и нефтегазоносности одновозрастных отложений Баренцево-Карского региона Российского шельфа и Северных морей Европы; обобщены результаты изучения коллекторского потенциала осадочных комплексов региона в широком временном диапазоне и установлена их региональная перспективность; усовершенствованны и адаптированы к условиям арктического шельфа геолого-геофизические и петрофизические модели продуктивных отложений, использованные диссертантом для повышения эффективности ГРР на арктическом шельфе; на основе анализа существующих технологий освоения газонефтяных месторождений Баренцево-Карского региона предложена и реализована схема комплексных технологий при поиске и разведке УВ на арктическом шельфе, в том числе в мелководных транзитных зонах; разработана и реализуется интегрированная база геолого-геофизической информации по объектам арктического шельфа; экономическая оценка показала, что применение в процессе поисков и разведки месторождений нефти и газа достижений научно-технического прогресса позволило повысить эффективность проведенных ГРР: снизить затраты на прирост единицы запасов на 1 м проходки; уменьшить время на поисково-разведочные работы; сократить количество непродуктивных скважин.

Защищаемые положения

1. Геолого-геофизические модели и коллекторский потенциал природных резервуаров арктического шельфа на основе изучения геофизических полей.

2. Рациональный комплекс геофизических и петрофизических исследований терригенных и карбонатных пород, включающий специальные методы изучения вещественного состава пород и их структурных характеристик.

3. Научное обоснование технологии поисково-разведочных работ на шельфе арктических морей и специфика их применения в зонах транзитного мелководья.

4. Модель первичной геолого-геофизической информации для нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей.

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Дзюбло, Александр Дмитриевич, 2009 год

1. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. // М.: Спектр. - 2008. - с. 384;

2. Аплонов C.B. Геодинамика раннемезозойского Обского палсоокеана // М.: Наука, 1987.-с. 98;

3. Балуев A.C. Геодинамика рифейского этапа эволюции северной пассивной окраины Восточно-Европейского кратона // Геотектоника. — 2006. №3. - с. 23-38;

4. Безруков В.М. Природные битумы о-ва Греэм-Белл Земли Франца Иосифа и их значение для оценки перспектив нефтегазоносности арктической окраины Баренцево-Северо-Карского шельфа // Геология нефти и газа. 1997.-№2.-с.20-25;

5. Белонин М.Д., Новиков Ю.Н. Месторождения-гиганты: закономерности распределения и возможности прогнозирования // Геология и геофизика, 2001. - Т.42. - №11-12. - с. 1739-1751;

6. Бро Е.Г., Устинов Ю.В., Устрицкий В. Геологическое строение и нефтегазоносность Баренцевоморского шельфа // ВНИИОкеангеология. С-Пб. - 1993. - с.17-37;

7. Бурлин Ю.К., Ступакова A.B. Геологические предпосылки перспектив нефтегазоносности шельфа российского сектора Северного Ледовитого океана // Геология нефти и газа. N 4. - 2008. - с.28- 36;

8. Бурлин Ю.К., Ступакова A.B. Нефтегазоперспективные акватории и объекты в российском секторе Северного Ледовитого океана. // ВНИГРИ. 2008. - 24 е.;

9. Вендельштейн Б.Ю., Беляков М.А., Костерина Н.В., Фарманова Н.В., Дзюбло А.Д. Сравнительная характеристика залежей нефти на месторождениях Варандей-море и Медынское-море // Геофизика. №4. -М.-2001.-с. 56-58;

10. Венделынтейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. // М. Недра. — 1977. -С.318;

11. Вовк B.C., Дзюбло А.Д., Дмитриевская Т.В., Рябухина С.Г., Зайцев

12. A.B. Прогноз нефтегазоносности Долганской площади по результатам моделирования на оптически-активных материалах // Геология нефти и газа. -№3.-2008. с. 2-5;

13. Вовк B.C., Колесов В.В., Чернов A.A., Дзюбло А.Д. Особенности проявления тектонических элементов и месторождений углеводородов района Обской и Тазовской губ в аномалиях потенциальных полей // Нефтяное хозяйство. №8. - 2008. - с.28-33;

14. Воробьева Н.С., Земскова З.К., Пунанов В.Г., Русннова Г.В., Петров Ал.А. Биометки нефтей Западной Сибири // Нефтехимия. 1992. - №5.-с.429;

15. Высоцкий В.И., Исаев E.H., Клещев К.А. и др. Нефтегазовый потенциал осадочных бассейнов мира // Геология нефти и газа. 1996. - с. 614;

16. Гаврилов В.П., Дзюбло В.А., Поспелов В.В., Холоднлов В.А. Perspectives of the Western Siberia Purtaz region oil and gas resources development // International Conference «Oil and Gas Habitats of Russia and Surrounding Region». London. -2006. - c. 26;

17. Гаврилов В.П., Поспелов B.B., Федоровский Ю.Ф. и др. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики // М. Недра. - 1993. - с. 323;

18. Гордадзе Г.Н., Зонн М.С., Матвеева И.А., Дзюбло А.Д. Геохимия рассеянного органического вещества пород и нефтей каменноугольных и девонских толщ месторождения Медынское-море // Геология нефти и газа.-№1.-2001.-с. 53-61;

19. Грамберг И.С., Евдокимова Н.К., Супруненко О.И. Катагенетиче-ская зональность осадочного чехла Баренцевоморского шельфа в связи с нефтегазоносностыо // Геология и геофизика. 2001. - т. 42. - № 1112. - с.1808-1820;

20. Грамберг И.С., Пискарев А.Л. Глубинное строение Баренцево-Карского региона по результатам интерпретации аномалий потенциальных полей. // Докл. РАН. 2000. - т.375. - №1. - с.75-81;

21. Грамберг И.С, Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Штокманов-ско-Лунинскаямегаседловина высокоперспективный тип структур Баренцево-Карской плиты // Геология нефти и газа. - 2001 - №1 - с.10-16;

22. Григоренко Ю.Н., Мирчинк И.М., Белонин М.Д. и др. Зоны нефте-газонакопления окраин континентов. // М. Геоинформцентр. — 2002. — с.432;

23. Гусева А.Н., Климушина Л.П., Корнева Т.Н., Соболева Е.В. Закономерности размещения и формирование состава углеводородных скоплений в юрских отложениях Тюменской области // М. Геологические фонды.- 1985;

24. Дашошевская А.И. Нефтегазопроизводящие толщи фанерозойских отложенийарктических островов // Геохимия. 1995. - №10. - с. 1495-1505;

25. Дзюбло А.Д. Коллекторный потенциал рифогенных палеозойских отложений юго-восточной части Печорского моря // Газовая промышленность. №6. - 2008. - с.62-65;

26. Дзюбло А.Д. Результаты применения современных технологий поиска и разведки углеводородов на арктическом шельфе // Нефть, Газ и Бизнес. №4. - 2006. - с. 18-23;

27. Дзюбло А.Д. Удельная поверхность пород-коллекторов в нефтегазовой геологии. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №12. - 2006. - с.60-66;

28. Дзюбло А.Д., Зонн М.С. Строение разрезов и нефтегазоносность ви-зейско-нижнепермского нефтегазоносного комплекса Долгинского вала в акватории Печорского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004. - №9. - с.18-23;

29. Дзюбло А.Д., Топорков В.Г., Рудаковская С.Ю. Применение новых технологий исследования керна скважин арктического шельфа. // ООО «Газфлот» 10 лет на арктическом шельфе. - М. - Изд. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2004. - с.191-207;

30. Жемчугова В.В. Карбонатные комплексы палеозоя печорского нефтегазоносного бассейна. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Сыктывкар. — 2000. - с.43;

31. Кирюхина Т.А., Зонн М.С., Дзюбло А.Д. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №8. - М. - 2004;

32. Клещев К.А., Шеин B.C. Геодинамическая эволюция и нефтегазогео-логическое районирование Арктики и прилегающих районов // Нефть, газ Арктики. Наука. - 2007. - с.352;

33. Клубов Б.А., Безруков В.М., Гарибьпн Е.В., Ташшнская Н.В. Активные нефтепроявления на архипелаге Земля Франца-Иосифа и наиболее вероятная их природа // Литология и полезные ископаемые. -1998. -№4. -с.431-435;

34. Клубов Б.А., Винокуров И.Ю., Гарибьпн Е.В. Битумопроявления на о-ве Хейса // Геология нефти и газа. 1997. - №2. - с.10-13;

35. Колесов В.В., Вовк B.C., Дзюбло А.Д., Кудрявцева Е.О. Разведка и обустройство месторождений в прибрежной зоне Обской губы //Газовая промышленность. №12. -2008. - с.66-68;

36. Конторович А.Э., Садовник Н.П. Состояние сырьевой базы углеводородов и перспективы нефтяной и газовой промышленности России в первые десятилетия XXI века. // Разведка и охрана недр. 2002. - №3. -с.11-16;

37. Конторовнч А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке земли // Геология и геофизика (Сибирское отделение). 1978. - №8. -с.3-12;

38. Корнеев В.В., Гареев А.Ф. Васютин C.B., Райх В.В. Базы данных. Интеллектуальная обработка информации. // М.: Нолидж, 2001. 496е.;

39. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений // М. Недра. - 1992;

40. Леворсен А. Геология нефти и газа. // «Науки о земле». Т.22. Мир. -1970. - С.638;

41. Мирошниченко Г.А. Реляционные базы данных: практические приемы оптимальных решений. // СПб. БХВ-Петербург. - 2005. - 400 е.;

42. Мурцовкнн В.А., Топорков В.Г. Новая ЯМР-технология петрофизи-ческих исследований керна, шлама и флюидов. // НТВ «Каротажник». — 2000. вып. 69. - с.84-97;

43. Неволнн Н.В., Ковылин В.М., Масляев Г.А. и др. Геолого-геофизическое моделирование нефтегазоносных территорий. // М. -Недра. 1993.-с.205;

44. Немченко H.H., Ровенская A.C. Раздельный прогноз и формирование УВ систем.// М.-Наука.-1989.-128с.;

45. Обобщение результатов сейсморазведочных работ, данных бурения скважин в южной части Печорского моря и выбор направления для дальнейших геологоразведочных работ /Отчет/ ЗАО «Севморнефтегеофизика Центр». - М. - 2007;

46. Орлов В.П., Богоявленский В.И., Пинчук Н.П. и др. Нефтегазонос-ность палеозоя Волго-Донского региона // Минеральные ресурсы России. 2005. - №5;

47. Оценка перспектив нефтегазоносности Западно-Ямальского шельфа на основе переобработки морских сейсморазведочных исследований с учетом данных бурения, выбор первоочередных объектов недропользования /Отчет/ ОАО «Севморнефтегеофизика». Мурманск. - 2006;

48. Пармузина JI.B. Строение, условия формирования верхнедевонского комплекса Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и прогноз коллекторов / Автореф. диссертация на соискание ученой степени д-ра геол.-минер, наук. С-Пб. — 2005;

49. Петров A.A. Биометки и геохимические условия образования нефтей России // Нефтехимия. 1995. - №1. - Т.35;

50. Перри Д., Пост Д. Введение в Oracle. Пер. с англ. // М.: ООО «И.Д. Вильяме». 2006. - 704 е.;

51. Подюк В.Г., Крылов H.A., Скоробогатов В.А. Стратегические задачи и геологические возможности развития сырьевой базы газодобычи в России // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №12. - 2004. - с.8-12;

52. Поспелов В.В. К проблеме трещинообразования, флюидодинамики и нефтегазонакопления динамических структур земной коры. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». №10. 2003.

53. Поспелов В.В., Вендельштейн Б.Ю. Использование моделей горной породы при изучении нефтеносных коллекторов геофизическими методами. Сб. «Математические методы в геологии». Вып.2, изд. Саратовского ГУ, Саратов, 1977, с. 12;

54. Поспелов В.В., Матигоров A.A. Литофациальные и петрофизические характеристики резервуаров нефти и газа шельфа Баренцева моря. // М. МГП «Геоинформмарк». — 1993. - с.60;

55. Райкевич А.И., Парасына B.C., Холодилов В.А. и др. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности акватории Обской и Тазовской губ. / Сборник/ ООО «Газфлот»-10 лет на арктическом шельфе. М. — 2004;

56. Савченко В.И., Горшков A.C., Цехмейстрюк А.К. Новые данные о геологическом строении мелководных зон Печорского моря // Геология нефти и газа. №5. - 2008. -с.31-39;

57. Салманов Ф.К., Грамберг И.С., Клещев К.А. и др. Нефть и газ Арктики энергетика мира будущего. // Геология нефти и газа. - 1994. -№3. - с.4-10;

58. Самсонов P.O., Скоробогатов В.А. Углеводородный потенциал российского сектора Арктики (суша и шельф): величина, структура, перспективы изучения и освоения в XXI веке / труды международной НТК «Нефть, газ Арктики»/ М. 2006. - с.83-90;

59. Сидоров В.В. Формализованное отображение процесса строительства поисково-разведочных скважин на море в виде структурной функциональной модели // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №9. - 2006. - М. - ВНИИОЭНГ. - с. 31-35;

60. Сидоров В.В., Логунов В.П. О некоторых подходах к моделированию процесса бурения нефтегазовых скважин. // Материалы конференции «Современные проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири» -Москва, 18 октября 2006 г.;

61. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Конеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала // М. Недра. - 2003. - 352с.;

62. Ступакова A.B. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность. Обзорная информация. М., 1999. - 61 е.;

63. Ступакова A.B. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность. Автореф. на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. М. - 2001. - 41 е.;

64. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти // М.- Мир.-1981.- 497 е.;

65. Фрост Р., Дей Д., Ван Слайк К. Проектирование баз данных. Визуальный подход. // M.: HT Пресс. 2007. - 592 е.;

66. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. // М. Недра. -1976.-c.295;

67. Холодилов В.А. Геология нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей // Докторская диссертация. — М. 2006. - с.217;

68. Чекалов А.П. Базы данных: от проектирования до разработки приложений. // СПб. БХВ-Петербург. - 2003. - 384 е.;

69. Шепилов Э.В. К тектоно-геодинамической эволюции континентальных окраин Арктики в эпохи молодого океанообразования // Геотектоника. 2004. -№5. - с. 26-50;

70. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. // М. Недра. - 1978. - с.215;

71. Bell J.S., Campbell G.R. Geology of the continental margin of eastern Canada // Geological Society of America, Geology of North America, 1990. -v.l-l.-p. 677- 720;

72. Chakhmakhchev A., Yochikazu Sampei and Noriyuki Suzuki. Geochem-ical characteristics of oil and source rocks in the Yamal, west Siberia, Russia // Org.Geochem. Vol.22. - №2. - 1994. - p.311-322;

73. Christiansen F.G., J.Bojesen-Koefoed et al. The Maarat oil discovery on Nuussuaq, West Greenland // Bulletin of Canadian Petroleum Geology.-1996. v.44.-p. 39-54;

74. Golynchik P., Kazanin G., Chernicov S., Kirjukliina T., Stupakova A., Shlykova V. & Safronova P. Geological Evolution and Trapping Mechanism of The North-West Barents Sea Continental Margin. EAGE Conference. - June 2008. - Rome. - Italy.;

75. Veeken P., Legeydo P.J., Davidenko Y.A., Kudryavceva E.O., Ivanov S.A., Chuvaev A. Benefits of the induced polarization geoelectric method to hydrocarbon exploration // Geophysics, vol. 74. №2. - 2009. - p. 1-12;

76. Pegrum R.M., Spencer A.M. Hydrocarbon plays in the northern North Sea //Geological Society of London, Special publ.;

77. Peters K.E., Moldovan J.M. Effects of source, thermal maturity, and biodegradation on the distribution and isomerisation of homogopanes in petroleum // Org.Geochem. -1991. Vol. 17. -№1 - p. 47-61;

78. Peters K.E., Moldovan J.M. The biomarker guide // Prentisce Hall, Enle-wood Cliffts, New Jersey 07632. -1993. 365p;

79. RolIe F. Late Cretaceous Tertiary Sediments Offshore Central West Greenland: Lithostratigraphy, Sedimentary Evolution and Petroleum Potential // Canadian Journal of Earth Sciences. v.22. -1985. - p. 1001-1019;

80. Spencer A.M. Generation, accumulation and production of Europe's hydrocarbons // Oxford Science Publ., Oxford University Press. 1991;

81. Stewart I.J. A revised stratigraphic interpretation of the Early Paleogene of the

82. Central North Sea. Petroleum geology of north-west Europe. -1987. p. 557576;

83. Trettin H.P., Mayer G.D.F. et al. Cambrian to Early Devonian basin development, Sedimentation and Volcanism, Arctic Island. Geological Society of America, Geology of North America. 1991. - v.E. - p. 165-238;

84. Tucker R.M., Alter G. The tectonic evolution of the North Celtic Sea and Cardigan Bay basins with Special reference to basin inversion // Tectonophys-ics. -137.-p. 291-307;

85. Underbill J.R., Sawyer MJ. et al. Implication of fault scarp degradation for Brent group prospectivity, Ninian Field, Northern North Sea // AAPG Bulletin. v.81/6. -June. -1997;

86. Waples D.W., Machihare T. Application of sterane and triterpane bio-markers in petroleum exploration // Bull. Can. Petrol Geol. 1990. -Vol. 38, №3. -p.357;

87. Whittaker R.C., Hamann N.E. and Ppulvertaft T.C.R. A New Frontier Province Offshore Northwest Greenland: Structure, Basin Development and Petroleum

88. Potential of the Melville Bay Area // AAPG Bulletin. v. 81. - № 6 - 1997;