Газпром нефть: Региональная модель Ачимовской толщи как бизнес-инструмент для формирования портфеля новых опций ГРР Западной Сибири

Введение

Ресурсная база Западной Сибири (ЗС) нуждается в восполнении для поддержания текущих показателей разработки. Запасы, приуроченные к классическим структурным ловушкам, диагностированы и закартированы по основным разрабатываемым горизонтам на всей территории ЗС. Пополнение ресурсной базы за счёт таких запасов малоэффективно в связи с тем, что невыделенные ловушки таких типов маломощны, или залегают на больших глубинах, что в итоге негативно влияет на качество ресурсной базы и экономическую эффективность их вовлечения в разработку.

Драйвером роста и восполнения ресурсной базы в текущих условиях являются отложения Ачимовской толщи (АТ), повсеместно развитые в ЗС на глубинах 2500 – 3500м и генетически являющиеся глубоководными отложениями конусов выноса. Преимущество вовлечения этих отложений в разработку зачастую связано с приуроченностью к действующим активам, где добыча ведется из выше- и нижезалегающих геологических объектов, сложность – с литологическим типом ловушек, не диагностируемым прямым анализом сейсмических материалов, а также крайне слабой изученностью отложений по площади ЗС. Учитывая, что изменчивость свойств по площади является отличительной чертой отложений АТ, фактор слабой изученности бурением существенно осложняет понимание потенциала отложений.

С целью определения и оценки наиболее перспективных участков для вовлечения в разработку отложений АТ в «Газпром нефти» была проведена работа «Региональная оценка и зональное изучение перспектив нефтегазоносности Ачимовской толщи Западной Сибири».

Цель и задачи – сформировать надёжный инструмент поиска и прогноза потенциальных опций (ЛУ для приобретения), используя сгенерированные региональные карты критериев (различные характерные свойства и их комбинации), построенные на основе обобщения данных по всей территории Западной Сибири.

Метод

Портфель перспективных опций формируется как результат выполнения нескольких работ, каждая последующая из которых является логическим продолжением предыдущей:

• на основе региональной модели масштаба всей Западной Сибири выделяются перспективные области для изучения (выделено несколько регионов в разных административных округах)

• после ранжирования в соответствие с пулом разработанных критериев и учёта потребностей дочерних обществ «Газпромнефть» инициируются «зональные проекты» для оценки территории внутри административного округа (на границе нескольких округов). По завершению зонального этапа формируется пул наиболее обеспеченных запасами ЛУ

• по приоритетным лицензионным участкам выполняется ГЭО (геолого-экономическая оценка) для оценки стоимости опции с учетом проведения
программы ГРР. В рамках ГЭО проводится детальная геологическая оценка всего потенциального этажа нефтеносности.

В данной работе будет описан разработанный методический подход к построению региональной модели ачимовской толщи, учитывающей геологические, технологические, а также экономические риски.

Общая площадь работ составляла порядка 1.5 млн км². В работе использовались данные более чем по 5300 скважинам, объём 2Д региональных сейсмических исследований составил ~63 000 пог.км., объём площадных 2Д сейсмических исследований ~263 000 пог.км. (плотность съёмки 0,6-2 пог.км/км²). В работе участвовали данные керновых исследований по 198 скважинам, отобрано свыше 20 000 образцов, 800 капиллярных кривых и 450 результатов испытаний скважин. Основной принцип, позволяющий выделить перспективные для бизнеса опции – интеграция и анализ многочисленных и разномасштабных материалов, которые, в свою очередь, являются комплексным продуктом (карты геологических, технических и экономических рисков, карты изученности и перспективности).

Сейсмо-геологическая корреляция:

Для увязки сейсмических материалов и понимания пространственного положения были прослежены основные реперные региональные горизонты
Г, М, Б, А.

Далее была локализована зона распространения пластов ачимовской толщи в Западной Сибири (порядка 1 млн км2). Прослежено 14 клиноформенных комплексов, залегающих в основании неокома в виде кулисообразных линзовидных тел субмеридионального простирания в стратиграфически скользящем диапазоне от берриаса на востоке до готерива на западе. При пикировании руководствовались принципами секвенс-стратиграфии, прослеживалась пачка, выдержанных по площади трансгрессивных глин, контролирующих этап формирования отложений АТ.

Подобный подход позднее был предложен и защищён коллективом авторов С.А.Горбунов, А.А.Нежданов, А.А.Сподобаев в работе «Единая система индексации ачимовских резервуаров для лицензионных участков ПАО «Газпром» на территории ЯНАО». Периоды трансгрессий можно разделить по возрасту и в пределах выделенного возрастного окна (клиноциклит региональной модели) вводить индексы, позволяющие разделить объекты с необходимой степенью детальности с последующей возможностью сопоставить выделенные элементы на разных месторождениях для более корректного поиска аналогов. Дополнительно была проведена работа по оценки геометрии аккомодационного пространства, в пределах выделенных клиноциклов, результаты этой работы привлекаются при выборе аналогов.

Была предложена методика по прослеживанию условного горизонта, контролирующего верхнюю границу ачимовских отложений, что позволило закартировать восточную и западную границу фондоформенных отложений, а также присвоить каждому циклиту соответствующий индекс (Рисунок 1).

В основу работ по построению петрофизической модели Ачимовского клиноформенного комплекса Западной Сибири легли данные керновых исследований по 198 скважинам и более чем 20 тысячам исследованных образцов. Ввиду масштабности работы, многие петрофизические зависимости учитывали регион расположения изучаемой скважины. В частности, для корректной оценки характера насыщения пласта была построена карта изменения минерализации пластовой воды. Проведенные испытания скважин показали различие флюидов на севере изучаемой зоны (преимущественно притоки газа и газокондесата) и юге (преимущественно притоки нефти). Использование в петрофизической модели различных граничных значений для нефтенасыщенных и газонасыщенных коллекторов позволяет корректно оценить объем горных пород, занятых флюидом. По результатам проведенного анализа была проведена кластеризация областей распространения АТ, основанная на различиях по ФЕС и свойствам флюида, с целью подбора типовых технологических решений для каждого кластера.

Картопостроение, оценка рисков:

Цель этапа — оценка количества и качества ресурсной базы с учетом изученности по региону для последующего ранжирования территории работ по приоритетности и планирования проектов доизучения.

Основными элементами для формирования карты перспективности по предложенной методике являлись: карта количества ресурсной базы, карта качества ресурсной базы, карта рисков, учитывающая как геологические (gCoS), так и технологические (tCoS) и экономические риски (eCoS).

Для выполнения оценки РБ было построено и проанализировано более 45 карт регионального масштаба на основании данных государственного баланса, геологических отчетов, 2Д СРР, а также скважинной информации.

Перечень базовых карт для построения интегральной карты перспективности включает в себя:

• структурные карты по отражающим горизонтам А, Б, М в границах всей территории изучения;

• структурные карты по клиноциклитам;

• структурные карты по кровле ачимовской толщи (АТ);

• карты толщин АТ (общие, эффективные, нефтегазонасыщенные);

• карты ФЕС (пористость, проницаемость);

• карты свойств флюида (плотность, газосодержание, доля типа флюида ЖУВ/газ);

• карты пластовых давлений, температур, коэффициентов аномальности пластовых давлений);

• карты характеристик баженовской свиты (палеотемпературы, современные температуры, зрелось ОВ и т.д)

• палеогеографические карты (берриас, ранний валанжин, поздний валанжин, готтерив).

Оценка количества ресурсов (Рисунок 2) проводилась объемным методом для нефти и для газа с дальнейшей верификацией на открытые месторождения. В качестве исходных данных использовались региональные карты подсчетных параметров, полученные в ходе работы.

Оценка качества ресурсной базы (Рисунок 3) проводилась путем комбинации карты фильтрационного и энергетического потенциала пласта – параметров, определяющих потенциальный стартовый дебит единичной скважины по формуле Дюпюи. 

Для оценки геологических рисков была применена методика 5-ти факторного анализа шанса геологического успеха, учитывающая вероятность наличия и зрелость нефтематеринской породы, пути миграции, присутствие коллектора, ловушки и покрышки.

Величина риска по наличию ловушки (Рл) определяется степенью сейсмической изученности, точностью методов исследования (погрешность структурных построений), типом ловушки, ее амплитудой и наличием замыкания (структурного, литологического, стратиграфического). В качестве геологической основы для оценки данного параметра были использованы карта точности структурных построений, а также структурные карты кровли ачимовской толщи, построенные по данным региональных и площадных СРР.

Риск по наличию коллектора (Рк) определяется в соответствии с обстановкой осадконакопления и прогнозными картами эффективных толщин. Для определения данного параметра были использованы карты эффективных толщин ачимовской толщи, построенные по материалам СРР и скважинным данным, а также палеогеографические карты соответствующих возрастов по клиноциклитам.

Фактор сохранности (Рс) определяется характеристиками покрышки и историей тектонического развития региона – наличием тектонических нарушений, общей толщиной и качеством флюидоупора, удаленностью от линии стратиграфического выклинивания, а также наличием зон АВПД. В качестве геологической основы были использованы тектоническая карта Западной Сибири, геологическая карта домезозойского основания, карта аномальности пластового давления. В данном анализе основополагающим фактором, определяющим сохранность, было наличие разломов от Б до М.

Наличие нефтегазоматеринских пород (Рнп) для территории изучения определялся с использованием следующей геологической информации: карта зрелости органического вещества, карта нефтегенерационного потенциала, палеотемпературы пород, современные температуры пород баженовской свиты, осредненные концентрации ОВ в отложениях баженовской свиты и ее аналогов, карты катагенеза ОВ. Определяющими величину риска параметрами являются степень преобразованности ОВ (стадия катагенеза), содержание Сорг, а также факты открытия на прилегающих территориях месторождений УВ.

С использованием аналогичного предыдущим двум пунктам набора исходной информации, оценивался риск по наличию путей миграции (Рм), который определяется расстоянием от очага УВ-генерации до ловушки и наличием разломов.

Под технологическими рисками при проведении региональной оценки подразумевались возможные осложняющие факторы при бурении высокотехнологичных скважин (ГС с МГРП), которые уже считаются базовой технологией для разработки АТ. Для оценки технологического риска были использованы карты глубины залегания АТ, коэффициента аномальности пластового давления, пластовой температуры.

С целью оценки экономических рисков был проведен анализ удаленности от совокупности объектов инфраструктуры: компрессорных станций, нефтеперегонных станций, автодорог, нефте-, газо- и конденсатопроводов. Данная информация позволяет ранжировать перспективные с точки зрения геологии объекты относительно их готовности к вводу в полномасштабную разработку и количеству необходимых затрат на строительство дополнительных инфраструктурных объектов.

В результате комплексирования карт геологических, технических и экономических рисков была построена карта совокупных рисков (Рисунок 4).

В качестве метрики уверенности выделения потенциально перспективных областей, была построена интегральная карта с использованием методики «Газпром нефти» для комплексной оценке геологической изученности (КОГИ) (Рисунок 5). Данная карта позволяет избежать заведомо неверной трактовки потенциала участка, зачастую являющегося результатом интерполяции – не подтвержденного фактическими данными (СРР, скважины).

Вся территория распространения АТ была проанализирована на предмет охарактеризованности геолого-геофизической информацией, позволяющей составить представление о строении геологического объекта и его свойствах. Рассматривалась изученность СРР, бурением, геофизическими исследованиям скважин, керновыми исследованиями, наличие испытаний, а также данные разработки. Для каждого из приведенных критериев были построены карты, комбинация которых позволила сформировать суммарную карту изученности. Результирующая карта была отмасштабирована от 0 до 1, где изученность выше 0.65 подразумевает достаточность данных для начала проведения опытно-промышленных работ, от 0.25 до 0.65 возможность формирования зональных проектов для выделения перспективных опций и менее 0.25 – поисковых проектов для оценки перспективности территории.

В результате комбинации карт количества, качества ресурсной базы, карты рисков и карты геологической изученности была создана интегральная карта перспективности отложений АТ, на основании которой были выделены ключевые зональные проекты для дальнейшего изучения и геолого-экономической оценки.

Выводы

В рамках проекта «Большая Ачимовка» выработан трехступенчатый подход к наполнению бизнес-портфеля перспективными опциями. Первая ступень – выполнена региональная оценка перспективных зон. Модель актуализируется после выполнения зональных проектов, используется для выделения менее крупных зон интереса. Перспективные зональные проекты первого приоритета – вторая ступень – позволили выделить потенциальные ЛУ для оценки ресурсов по всему геологическому разрезу. Финализирующая третья ступень подразумевает проведение ГЭО для ранжирования выделенных опций с учётом затрат на ГРР.

Реализация прогрессивного подхода стала возможной после проведенных работ по созданию интегральной региональной модели, объединившей в себе следующую информацию:

• количество ресурсов,

• качество ресурсов,

• геологические, технологические и экономические риски,

• степень изученности.

Над проектом работала кросс-функциональная команда, объединившая в себе как традиционные для ГРР компетенции по геологии, сейсмике, петрофизике, так и смежные – разработка, инфраструктура, экономика, информационные технологии.

Результатом работы является бизнес-инструмент для эффективного поиска и оценки перспективных зон для восполнения и наращивания ресурсной базы Компании.

Благодарности

Выражаем благодарность коллегам, принявшим участие в создании региональной модели:

А.А. Минич, С.Н. Рассказова, А.И.Севостьянов, Д.В. Солодов, Г.М. Тимошенко, Э.Э.Фаттахов, ООО «Газпромнефть НТЦ», ООО «ГПН-ГЕО», ФАУ «ЗапСибНИИГГ», ООО «НГТ-Инжиниринг».

Список литературы

1. Дучков А.Д., Соколова Л.С. Тепловой поток Западной Сибири. В кн. «Методика и результаты геотермических исследований». Новосибирск, 1979, с. 5-16.

2. Курчиков А.Р, Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. М. Недра, 1987, с. 132.

3. Нежданов А.А. Рифтогенная модель Западно-Сибирского бассейна как основа прогноза новых зон нефтегазонакопления. Тезисы доклада международного симпозиума «Геодинамическая эволюция осадочных бассейнов», Москва, М., 1992. с. 104.

4. Сурков В.С., Жеро О.Г., Смирнов Л.В. Изд. Тектоника нефтегазоносных районов Западной Сибири. Основные этапы тектонического развития фундамента Западно-Сибирской плиты. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1971, вып. 132.

5. Сурков В.С. Геотермическая характеристика платформенного чехла центральной части Западно-Сибирской плиты и её связь с геологическим строением фундамента. Вопросы разведочной и промысловой геофизики в Западной Сибири. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1972.

Authors
А.А.Тимиргалин, М.Г.Буторина, Н.О. Новиков (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Г.В. Волков, И.Р.Мукминов, Н.А.Парфенов (ООО «ГПН-ГЕО»)