Москва, 19 сен - ИА Neftegaz.RU. Центральная геофизическая экспедиция (ЦГЭ), дочка Росгеологии, завершила переобработку и комплексную интерпретацию геолого-геофизических данных сейсморазведочных работ 3D на Восточно-Мессояхском и Западно-Мессояхском участках недр.
Об этом Росгеология сообщила 19 сентября 2018 г.
Исследования проводились по заказу Мессояханефтегаза, СП Газпром нефти и Роснефти.
Участие в их проведении приняли 30 специалистов ЦГЭ.
Курирование работ совместно с заказчиком осуществлялось специалистами ТННЦ и Газпромнефть НТЦ.
Реализация проекта заняла 4 года.
За это время были объединены результаты 10 сейсмических съемок МОГТ-3D, выполненных в разные годы с различными условиями возбуждения, источниками и кратностью.
На основании полученных данных была создана единая уникальная база «Суперкуб» на территории площадью 3430 м2.
Были получены данные по нескольким вновь пробуренным скважинам, информация по которым была оперативно учтена при построении сейсмогеологических моделей.
Исследования позволили существенным образом детализировать геологическое строение участка и выработать подходы для обоснованной оценки фильтрационно-емкостных свойств и определения границ залежей и перспективных ловушек.
Для любознательных напомним, что Суперкуб - компьютерная терминология.
При объединении результатов сейсмосъемок, из-за неопределенности структурных построений на стыке съемок потребовалось построить объединенную структурно-геологическую и тектоническую модель по общему набору данных
Для получения согласованной по всем съемкам гипсометрии и динамической увязке сейсмических наблюдений было решено выполнить переобработку данных сейсмики с объединением материалов на уровне исходных сейсмограмм, что потребовало создание цифровой кластерной системы.
Компьютеры с архитектурой распределенной памяти включают кольцо, дерево и суперкуб.
Гиперкубическая (Hypercubic) архитектурная диаграмма для передачи данных и синхронизации наиболее популярна, и позволяет каждому процессору цифровой кластерной системы выполнять различные системные операции с данными, что делает ее более дешевой (систему).
По результатам интерпретации Суперкуба можно выделять новые перспективные структуры на стыках площадей, определять основные геологические риски и неопределенности и, в конечном итоге, сформировать программу ГРР по доизучению лицензионных участков недр.
Проект Мессояха уникален как по размеру запасов (471,7 млн т нефти и газового конденсата, а также более 187 млрд м3 природного и попутного газа), так и по расположению - это самые северные разрабатываемые материковые месторождения нефти в России.
Восточно-Мессояхское месторождение было введено в эксплуатацию в сентябре 2016 г.
В 2017 г на месторождении было добыто 3,1 млн т нефти.
На полку добычи в 6 млн т/год Восточно-Мессояхское месторождение сможет выйти в 2020 г.
Западно-Мессояхское месторождение готовится к вводу в опытно-промышленную эксплуатацию.
К 2020 г на Западно-Мессояхском месторождении будет добываться 1 млн т/год нефти.
Перспективы развития проекта Мессояха ограничивались геологическими неопределенностями, ряд которых удалось снять по итогам бурения разведочной скважины на Западно-Мессояхском месторождении.
Скважиной была открыта газонефтяная залежь в пласте ПК 1-3, являющемся основным объектом разработки Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождения.
Параметры новой залежи аналогичны характеристикам основного нефтеносного пласта Восточно-Мессояхского месторождения.
Для проекта это очень важный момент, поскольку стало понятно, что на Западно-Мессояхском месторождении можно использовать уже опробованные на Восточной части проекта решения - горизонтальное бурение и многоствольное заканчивание скважин.
Некая неопределенность в понимании распространения флюидов в пределах пласта ПК1-3 делает ГРР интригующими.
Интерпретация результатов РИГИС и опробования пласта методом MDT в новых скважинах выявила наличие не предполагавшееся ранее в геологической модели чередования флюидных контактов.
Технология MDT позволяет при разведочном бурении быстро и качественно отбирать по несколько проб за 1 спуск, более эффективна при использовании в паре с технологией ХРТ - быстрого измерения пластового давления в нескольких точках, что дает возможность прогнозировать уровень водонефтяного контакта (ВНК).
Автор: Е. Алифирова, О. Бахтина
