Наращивание ресурсного потенциала ОАО Газпром является стратегической задачей, обеспечивающей долгосрочные перспективы развития компании и удовлетворения растущих потребностей страны в энергетике. Особенно острой проблемой сегодняшнего дня видится прирост запасов газа на Дальнем Востоке, существенно удаленном от основных районов добычи углеводородного сырья. В 2008 г Газпром приступил к поисковым работам на Киринском лицензионном участке шельфа о-ва Сахалин. Предшествующими работами в пределах изучаемой площади было открыто относительно небольшое Киринское месторождение и выполнено несколько сейсмических съемок 2D, позволивших подготовить 2 крупные антиклинальные структуры, связанные с приподнятыми блоками дислоцированного мезозойского фундамента (рис. 1). Первой было решено вводить в поисковые работы крупную (площадь 500 км2) Южно-Киринскую структуру. Поскольку предшествующими работами 2D в пределах этой структуры была выделена зона существенного изменения динамических характеристик сейсмических отражений в кровле основной перспективной дагинской свиты, пласты песчаника в которой вмещают газовые залежи на соседнем Киринском месторождении, перед постановкой поискового бурения на всей площади Южно-Киринской структуры силами треста Севморгеофизика была проведена сейсморазведка 3D. Обработка и интерпретация полученных данных выполнялась в ОАО Центральная геофизическая экспедиция. Высококачественное проведение морской съемки и глубокая обработка сейсмических данных с временной миграцией до накапливания позволили получить сейсмический куб данных с восстановлением истинных амплитуд отраженных волн и точным отображением деталей структурного строения всей осадочной толщи.
Структуры: 1 - Киринская (месторождение), 2- Южно-Киринская, 3- Мынгинская
Первичный анализ волнового поля показал наличие в юго-западной части площади очень интенсивной амплитудной аномалии отраженных волн, стратиграфически связанных с верхней частью дагинской свиты. На рис. 2-4 приведено 3 сейсмических разреза из куба 3D, демонстрирующих характерные черты амплитудной аномалии. Для определения природы амплитудной аномалии были изучены характеристики изменения амплитуд отражений в зависимости от угла падения на отражающую границу. Оказалось, что аномально большие амплитуды на разрезах 3D обусловлены резким увеличением амплитуд с увеличением угла падения для отражений в кровле дагинской толщи. На рис. 5 приведены примеры наборов трасс общей глубинной точки для разных участков съемки 3D, наглядно демонстрирующие этот эффект в зоне амплитудной аномалии. По комплексу программ анализа амплитуд как функции удаления (AVO) был рассчитан параметр, называемый флюид-фактор, наилучшим образом характеризующий свойства насыщающего поры пласта-коллектора флюида и наиболее четко реагирующий на газонасыщение коллектора (рис. 6). Здесь также четко выделяется аномальная зона в юго-западной части пласта.
Для того чтобы понять распределение амплитуд отражений при падении лучей близко к вертикали, без эффекта резкого их роста при больших углах, были рассчитаны суммарные кубы раздельно по ближним и дальним каналам. На рис. 7 приведены карты интенсивности отраженной волны в кровле дагинских отложений при суммировании по всем удалениям и раздельно по ближним и дальним каналам. Видно, что амплитудная аномалия сохраняется и в ближней и в дальней зоне, однако при суммировании по дальним каналам площадь аномалии возрастает почти на 30 %.
Наличие интенсивной амплитудной аномалии невозможно было объяснить простой сменой литологических разностей пород в верхней части дагинских отложений. Только предположение о том, что аномальная зона обусловлена газонасыщением относительно высокопористого коллектора-песчаника, который выклинивается (замещается) глинистыми фациями на восток к своду структуры, отвечает высокой интенсивности амплитудной аномалии. Это предположение переросло в уверенность, когда по южной части площади на сечениях параллельных короткой грани площади удалось проследить явно выраженный плоский контакт газовой залежи секущий границы напластования отложений (рис. 8).
Итогом интерпретации сейсмических данных 3D стала модель наличия на площади Киринского блока крупного нового месторождения газа в песчаных пластах в кровле дагинской толщи. Площадь съемки 3D закрывает юго-восточную часть предполагаемого месторождения, которое продолжается на запад и северо-запад. Максимальная эффективная мощность газонасыщенного интервала может достигать 160 м, полностью выклиниваясь на восток к своду структуры. На юг месторождение ограничивается структурной ловушкой. Изученная площадь месторождения разбита многочисленными малоамплитудными тектоническими нарушениями, но они не контролируют границы залежи.
Первоначально положение точки поисковой скважины было выбрано в краевой части амплитудной аномалии вблизи свода структуры. Однако уверенность в геологическом истолковании амплитудной сейсмической аномалии позволила обосновать перенос точки заложения первой поисковой скважины ниже по склону структуры в область максимальной мощности предполагаемых газонасыщенных песчаников. На рис. 9 показаны первоначальное и окончательно принятое положения поисковой скважины на структурной карте кровли дагинских отложений. Здесь же показаны контуры амплитудной аномалии по накоплению ближних и дальних каналов.
Бурение и испытание первой поисковой скважины в намеченной точке (скв. Южно-Киринская-1) практически полностью подтвердили прогноз, сделанный на основе сейсмических данных. Скважина Южно-Киринская-1 вскрыла 2 газонасыщенных пласта в верхней части дагинской свиты суммарной мощностью 155 м, давших при испытаниях промышленные притоки метана и конденсата. Геофизические измерения по стволу скважины в процессе бурения и после его завершения позволили получить исходную петрофизическую информацию для проведения геосейсмического моделирования. На рис. 10 приведены каротажные кривые в интервале кровли дагинских отложений, фрагмент сейсмической записи суммирования по ближним удалениям и синтетические модельные трассы для вертикального падения, рассчитанные на основе данных акустического и плотностного каротажей с использованием формы сейсмического импульса, полученного при обработке данных. Хорошее соответствие синтетических и реальных сейсмических трасс свидетельствует о достоверности петрофизических характеристик целевого интервала. Анализ данных о распределении скоростей продольных волн по наблюдениям АК и плотностей по измерениям плотностного каротажа ГГК показал необычный характер распределения свойств пород. Продуктивные пласты практически не выделяются по изменению скоростей продольных волн, в то время как плотностной каротаж фиксирует мощные аномалии понижения объемной плотности пород, обусловленные газонасыщением песчаников. По-видимому, здесь мы столкнулись с интересным феноменом, когда понижение скорости пробега волн при замене жидкого флюида на газ, вытекающее из известного уравнения среднего времени, полностью компенсируется увеличением скорости пробега упругих волн при переходе от покрывающих глинистых толщ к плотному скелету песчаного коллектора.
1 - изолинии, м; скважина: 2 - рекомендуемая, 3 - ранее рекомендованная; разломы: 4 - основные, 5 - осложняющие; зона: 6 - повышенной деструкции, 7- уменьшенной мощности коллектора, 8 - увеличенной мощности коллектора
Представленные на рис. 10 материалы также иллюстрируют ошибку в определении абсолютной глубины кровли дагинских отложений, допущенную при интерпретации сейсмических данных. По кривой диаметра скважины (CALI) видно, что смена диаметра скважины, которая по проекту строительства скважины должна была произойти на кровле дагинских отложений, в действительности проведена на глубине приблизительно на 70 м ниже истинного положения кровли дагинских отложений, отождествляемой с первой положительной фазой сейсмического отражения. Прогноз глубины осуществлялся по сейсмическим данным, и ошибка связана с завышением расчетной средней скорости по сравнению с истинной на 2,7 %. Высокое качество и огромная плотность сейсмических данных, корреляция серии промежуточных отражений в покрывающей толще полностью исключают предположение об ошибке в расчете интервальных и средних скоростей. Единственное объяснение - наличие относительно небольшого (7-10 %) коэффициента анизотропии в покрывающей толще глинистых отложений окабыкайской и песчано-глинистых отложений нутовской толщи.
А - расчет синтетических сейсмограмм по данным акустического и плотностного каротажа, Б- сейсмический разрез (inline 287)
Возвращаясь к данным каротажа на рис. 10, отметим, что продуктивный интервал представляет собой 2 цикла отложения песчаного материала, формирующих два пласта. Вначале на мощную толщу подстилающих глин поступают отдельные небольшие порции песчаного материала, формирующего тонкие пропластки. Затем количество песчаного материала нарастает до отложения практически чистого песчаника мощностью 34 м. Выше происходит резкая смена седиментации, и цикл осадконакопления повторяется. Сначала отлагаются чистые глины небольшой мощности. Затем появляются тонкие прослои песчаного материала, их число и мощность нарастают, и завершается цикл отложением мощного (55 м) песчаного пласта. Наличие 2х четких циклов седиментации, разделенных глинистым пропластком, вызвало необходимость доказательства наличия здесь единой залежи с общим газоводяным контактом, предсказанного сейсморазведчиками на основе единого плоского контакта газ - вода (см. рис. 8). Таким доказательством явилось рассмотрение графика градиента пластовых давлений внутри продуктивной толщи. Изменение давлений четко укладывается в единую прямую линию с градиентом, отвечающим единой газонасыщенной толще.
Полученная после бурения скважины информация позволяет глубже проанализировать и проинтерпретировать характер прекращения прослеживания сейсмической аномалии на запад к своду структуры. На фрагменте глубинного широтного сейсмического сечения куба 3D через скв. Южно-Киринская-1 (рис. 11) видно, что в зоне, вскрытой скважиной, аномалия представлена двумя фазами, обе из которых выклиниваются к своду, причем нижняя фаза прекращает прослеживаться существенно раньше, чем верхняя. На рис. 12 показаны результаты имитационного моделирования, позволяющего дать обоснованное геологическое истолкование наблюдаемой волновой картине. Левая модель отвечает зарегистрированным в скважине каротажным кривым и объясняет волновую картину в точке скважины. Затем на каротажных кривых участок, отвечающий наличию нижнего песчаного цикла, заменен средними значениями скорости и плотности в подстилающих глинах. Следующая модель отвечает дальнейшему уменьшению мощности песчаной газонасыщенной толщи - исключена нижняя переходная пачка верхнего цикла отложения песчаников. Последняя модель отвечает случаю полного отсутствия газонасыщенных песчаников. Результаты имитационного моделирования позволяют уверенно истолковать изменение сейсмической записи по направлению к своду структуры. На восток вначале выклинивается (замещается) нижний песчаный пласт. Затем утоняется до полного исчезновения верхний пласт. Имеющиеся данные позволяют построить границы выклинивания каждого пласта, и эта работа будет завершена совместно с выполнением полномасштабной стохастической инверсии, которая, как ожидается, позволит получить количественные оценки емкости коллектора в зоне изменения его мощностей и построить 3-мерную геологическую модель продуктивной толщи.
Форма отражений объясняется последовательным выклиниванием (замещением) сначала нижнего, затем верхнего продуктивных пластов, что моделируется заменой истинных значений плотности и скорости в петрофизических кривых значениями, отвечающим свойствам подстилающих глин.
А - временной, Б - глубинной
Перед дальнейшим количественным анализом сейсмических данных было решено выполнить дообработку сейсмических данных, заменив временную миграцию до накапливания на глубинную. Эта работа к моменту написания настоящей статьи была выполнена и позволила значительно уточнить детали строения разреза. Особенно это касается прослеживания многочисленных тектонических нарушений во всей толще разреза, от фундамента до нижней части отложений нутовской свиты. На рис. 13 дано сопоставление фрагментов вертикальных сечений куба временной (PSTM) и глубинной (PSDM) миграций до накапливания в едином временном масштабе через интервал продуктивных отложений, однозначно показывающее преимущества последней при картировании тектонических нарушений. Отчетливо видно улучшение качества прослеживания плоскостей нарушений. Стали более четко выделяться границы блоков продуктивного интервала.
Комплекс сейсмических работ и успешное поисковое бурение позволили зарегистрировать открытие нового Южно-Киринского месторождения и защитить в ГКЗ запасы в пределах покрытой сейсморазведкой 3D части месторождения по категориям С1 и С2.
Следующая задача, которую необходимо было решить, связана с оценкой границ месторождения вне пределов съемки 3D с тем, чтобы дальнейшей съемкой 3D гарантировано покрыть всю площадь месторождения. Для этого был выполнен анализ старых съемок 2D на Кирин-ском блоке, из которых ряд сейсмических профилей имели высокое качество, пригодное для динамической интерпретации. На рис. 14 показана структурная схема строения северной части Киринского блока по данным съемок 2D и 3D с выделением предполагаемых границ Южно-Киринского месторождения, а на рис. 15-17 приведены некоторые высококачественные временные сейсмические разрезы 2D, в том числе проходящие частично через площадь съемки 3D, где можно видеть обоснованность определения границ месторождения.
Завершение 1го этапа поисково-разведочных работ в пределах всей предполагаемой площади Южно-Киринского месторождения позволит существенно увеличить ресурсную базу для дальнейшего развития газовой промышленности Дальнего Востока страны.
Автор: В.С.Парасына, М.Л.Цемкало (Газфлот), Г.Н.Гогоненков ( Центральная геофизическая экспедиция)
