За время с начала геологоразведочных работ на территории Ямальской НГО пробурено около 700 поисковых и разведочных скважин, выполнено около 35 тыс. км сейсмических профилей. В настоящее время практически все структурные ловушки по меловым горизонтам разбурены поисковыми и разведочными скважинами достаточно хорошо, изученность НГО по этой части геологического разреза достигла «зрелой» стадии. Выявленные месторождения по величине запасов УВ изменяются от крупных и гигантских  до средних и мелких.

   Как правило, детальность сейсмических работ, выполненных на территории Ямальской НГО, выбиралась из расчета поиска крупных залежей УВ, поэтому выявленные в процессе поисковых работ мелкие и средние по размерам скопления УВ оценивались с большой долей условности. Кроме низкой плотности сейсморазведки, при которой размеры полигонов между сейсмопрофилями зачастую соизмеримы с размерами залежей, условность геологических моделей определялась и не высокой информативностью сейсмических работ. Имеющиеся в то время обрабатывающие комплексы не позволяли получить всю возможную геологическую информацию, заключенную в первичных сейсмических материалах.

   Следует отметить, что в 80-90 годах запасы большинства залежей на месторождениях Ямала ставились на Государственный баланс в оперативном порядке в  процессе геологоразведочные работ, общего подсчета запасов УВ, особенно по небольшим месторождениям,  не проводилось.

   В настоящее время, стало актуальным освоение всех выявленных в прошлом веке месторождений УВ, даже небольших по размерам,  в связи с этим возникла необходимость в как можно более объективной оценке их запасов и ресурсов, т.к. от этого зависит рациональное планирование их дальнейшего освоения. Получение новых оценок ресурсной базы месторождений возможно при обработке и интерпретации архивной геолого-геофизической информации и использовании современных обрабатывающих комплексов на основе имеющихся в настоящее время представлений о закономерностях распределения залежей УВ в геологическом разрезе. Как показывает опыт наших работ на месторождениях Ямала, эти процедуры позволяют не только существенно уточнить представление о структурно-тектонической модели изучаемого месторождения, но и делать прямой прогноз нефтегазоносности геологического разреза на основе атрибутного и динамического анализа сейсмических материалов.

   Рассмотрим, как меняется представление о геологическом строении залежей УВ при обработке архивной геолого-геофизической информации с использованием современных вычислительных комплексов на примере Усть-Юрибейского месторождения.

   Усть-Юрибейское газовое месторождение расположено в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 300 км от окружного центра – г. Салехард. Район месторождения расположен на нефтегазоперспективных  землях Южно - Ямальского района Ямальской нефегазоносной области в левобережной части бассейна среднего течения реки Юрибей, впадающей в Байдарацкую губу.

   В тектоническом отношении месторождение приурочено к Усть-Юрибейскому локальному поднятию, осложняющему структуру первого порядка - Юрибейскую моноклиналь. На этом же крупном тектоническом элементе находится структура второго порядка – Сабъяхинский вал, контролирующий ближайшие к рассматриваемому месторождению Арктическое, Средне-Ямальское и Нурминское месторождения. В юго-восточном направлении ближайшим является Малоямальское месторождение, контролируемое одноименным локальным поднятием, осложняющим северо-западную оконечность Новопортовского вала.

   Геологоразведочные работы на Усть-Юрибейской площади начались в 60-х годах прошлого века. Одноименное локальное поднятие выявлено сейсмозондированием МОВ СП 61/65-66, работами МОВ масштаба 1:100 000 СП 23/80-81 поднятие было подтверждено и подготовлено к поисково-разведочному бурению. Последние сейсмические исследования (МОГТ масштаба 1:100 000) выполнены СП 25, 45, 26/84-85, при этом расстояние между профилями составляло от 2,0 до 6,0 км. Поисково-разведочное бурение начато в 1988 году в соответствии с «Геологическим проектом поисково-разведочного бурения на Усть-Юрибейской площади Ямальского района».

   Открытие месторождения состоялось в 1989 году, первооткрывательницей явилась поисковая скважина №30, которая пробурена в своде структуры до глубины 2546 м и вскрыла породы фундамента. При опробовании в скважине 30 пласта ТП1 в интервале 1163-1167 м (абс.отм.-1133-1137 м) получен приток газа дебитом 163,34 тыс.м3/сут. Залежи газа  в ходе дальнейшего испытания скважины были выявлены в пласте ТП2 танопчинской свиты и пласте БЯ10 ахской свиты. Газовая залежь в пласте ТП0 предполагалась по данным ГИС.

   Породы доюрского основания скважиной 30 вскрыты на глубине 2483 м. По описанию керна породы фундамента представлены туфосланцами зеленого цвета, плотными, с горизонтальной слоистость, трещиноватыми. Трещины заполнены кальцитом и сидеритом темно-коричневого цвета.

   Поисково-разведочное бурение на месторождении проводилось до 1991 года включительно. Всего было пробурено 5 глубоких скважин, две поисковые со вскрытием пород фундамента (скв. 30 и 31) и три разведочные до готерив-валанжинских отложений (скв. 32, 33 и 34).

   Скважины, пробуренные после открытия месторождения, новых залежей не выявили, запасы газа по залежам пластов ТП0 ТП1 ТП2 и БЯ10 были поставлены на Государственный баланс в оперативном порядке, в дальнейшем на месторождении геологоразведочных работ не проводилось.

   В процессе изучения имеющейся геологической информации по Усть-Юрибейскому участку было принято решение о проведении переобработки и переинтерпретации архивных сейсморазведочных и скважинных данных в целях более достоверной оценки запасов и ресурсов УВ.

   Отметим, что качество исходного сейсмического материала было не высоким, что обусловлено как искажающим влиянием верхней части разреза района работ, так и, в большей степени, качеством использованного в партиях полевого оборудования. Сейсмические материалы характеризуется амплитудной и частотной дифференциацией, как между отдельными сейсмограммами пунктов возбуждения, так и между отдельными каналами и группами каналов внутри сейсмограмм, а также осложнены различного вида помехами. На отдельных сейсмограммах обнаружен ряд дефектов технического характера, возникших при регистрации, таких как микросейсмы, электрические наводки, случайные помехи.

    В результате применения различных процедур обработки, в том числе таких, как учет искажающего влияния верхней части разреза, недоучет которого может привести к существенным ошибкам при картопостроении, получены более информативные сейсмические разрезы. На рисунке 1, где представлены сейсмические разрезы до и после обработки, хорошо видно, что получены более динамически выраженные разрезы с высокой степенью разрешенности, в волновом поле значительно более уверенно трассируются опорные и целевые отражающие горизонты. Всего на основе выполненной сейсмостратиграфической привязки выделены и прокоррелированы 9 отражающих горизонтов: С3, Г, Г3, М’(ТП1), Н(БЯ10), Б, T1, T2 и А, по которым были построены структурные карты.

   Полученные результаты обработки позволили уточнить не только структурную, но и тектоническую модель месторождения, что принципиально важно, поскольку основная по запасам залежь пласта БЯ10 по типу является тектонически экранированной. Выделенные визуально по временным разрезам разрывные нарушения анализировались и уточнялись по разрезам сейсмических атрибутов.

   Таким образом, в результате обработки и интерпретации сейсмических материалов  построены структурные карты по отражающим горизонтам,  уточнена тектоническая модель месторождения. На основе этих данных, с привлечением результатов интерпретации материалов ГИС, построены новые геологические модели залежей по пластам, оценены их запасы. Выполненные работы позволили внести существенные изменения в представление о геологическом строении месторождения и ресурсном потенциале лицензионного участка.

   На рисунке 2 показано соотношение контуров залежей принятых ранее и полученных в результате переобработки и переинтерпретации данных сейсморазведки на Усть-Юрибейском месторождении. На схеме видно, что по всем продуктивным пластам произошло увеличение площади залежей.

   Особенно существенно, почти в три раза, увеличилась площадь газоносности, а, соответственно, и запасы, газовой залежи пласта БЯ10, что позволяет рассматривать эту залежь как основной объект на месторождении и, соответственно, планировать на нем дальнейшие геологоразведочные работы. Очевидно, что, ввиду слабой сейсмической и буровой изученности залежи пласта БЯ10, особенно ее южной части, оценки ее размеров и запасов являются предварительными, для повышения их достоверности обратимся к ближайшим месторождениям-аналогам, изученность которых выше.     



1 (1).jpg

Рис. 1. Фрагмент временного сейсмического разреза по профилю 4585013 до и после обработки


2.jpg

Рис. 2. Схема контуров газоносности по пластам ПК1, ТП0, ТП1, ТП2, БЯ10 Усть-Юрибейского месторождения


   Проведенный анализ показывает, что важным геологическим фактором, определяющим размеры контролируемых пластом БЯ10 залежей, является наличие перекрывающей их мощной выдержанной глинистой толщи, служащей надежной покрышкой. Наличие такой покрышки определяет полное заполнение ловушек и хорошую последующую сохранность залежей, которые, как правило, являются наиболее крупными на соседних месторождениях. Для подтверждения этого тезиса рассмотрим распределение запасов УВ в продуктивном разрезе месторождений, ближайших к Усть-Юрибейскому.

   Как видно на рисунке 3, на Среднеямальском месторождении пласты группы БЯ 10-11 контролируют около 70% запасов газа и 85% запасов нефти.

3.jpg

Рис. 3. Распределение запасов нефти, газа и конденсата на 

Среднеямальском месторождении


   Залежь пласта БЯ10-11 на Среднеямальском месторождении, как и на Усть-Юрибейском, контролируется структурно-тектонической ловушкой, которая заполнена УВ практически до замка.

   Такая же полностью заполнена ловушка и на Нурминском месторождении, где пласт БЯ10 контролирует наиболее крупную по запасам УВ залежь (Рис. 4).


4.jpg

Рис. 4. Распределение запасов нефти, газа и конденсата на Нурминском месторождении


   Отмеченные особенности нефтегазоносности пласта БЯ10 на месторождениях, соседних с Усть-Юрибейским, представляются важными для объективной оценки потенциала этого объекта на месторождении.

   В результате новых структурных построений, залежь пласта БЯ10 на Усть-Юрибейском месторождении получила развитие в южном и юго-восточном направлении (рис. 6). Пласт БЯ10 в песчаных фациях по площади распространен повсеместно, его эффективная толщина, определенная в скважинах, составляет от 11,3 до 18,4 м. В контуре газоносности пробурено 3 скважины. Размеры залежи составляют 7,7 х 19,3 км, высота залежи 43 м. По типу залежь является пластовой тектонически экранированной.

   Развитие залежи в южном направлении подтверждается на сейсмическом разрезе (рис. 5), где показано отражение газовой залежи в сейсмическом волновом поле в виде скоростной аномалии. Так же в результате проведенного атрибутного анализа, выявлена область аномальных значений псевдо-акустического импеданса (рис. 6), расположенная в районе скважин 30, 31, 32, и связанная, очевидно, с присутствием в разрезе пласта БЯ10 газосодержащих пород.


5.jpg

Рис. 5. Прогноз залежи пласта БЯ10 по данным сейсморазведки


6.jpg

Рис. 6. Карта сейсмического атрибута: атрибут псевдо-акустического импеданса пласта БЯ10


   В целом по месторождению оценка запасов газа по выявленным ранее залежам, по сравнению с учтенными на Государственном балансе, существенно увеличилась.

   В результате обработки и интерпретации геолого-геофизических материалов по Усть-Юрибейскому месторождению выполнена не только переоценка запасов известных залежей, но и сделан прогноз новых газовых скоплений. Наиболее значительные перспективы газоносности месторождения, на наш взгляд, связаны с отложениями марресалинской свиты.

   Рассмотрим более детально газоносность марресалинской свиты в районе Усть-Юрибейского месторождения. Свита имеет сложное строение, песчано-алевритовые и глинистые толщи внутри нее изменчивы на коротких расстояниях, неравномерно переслаиваются и чередуются в разрезе. Такое строение обусловило отсутствие надежных покрышек, хорошую гидродинамическую связь песчано-алевритовых пластов по разрезу и, как следствие, приуроченность основных залежей к кровле свиты (пласт ПК1).

   Отметим важную закономерность распространения газовых залежей в пласте ПК1 марресалинской свиты в пределах Ямальской НГО, которая заключается в том, что при наличии структурной ловушки, она, как правило, контролирует газовую залежь.

   Это положение подтверждается тем обстоятельством, что на всех месторождениях Южноямальского НГР имеются газовые залежи в пласте ПК1 (Рис. 7). Отметим, что на наиболее близком аналоге - Среднеямальском месторождении залежь является пластовой и занимает сводовую часть структуры, высота составляет порядка 25 м.

7.jpg

Рис. 7. Нефтегазоносность соседних месторождений Нурминского и Южно-Ямальского НГР


   На Нурминском месторождении сеноманские залежи так же приурочены к сводовой части структуры и контролируются осложняющими ее куполами. Залежи массивные водоплавающие, высота их составляет порядка 10-15 м.

   На Малоямальском месторождении, где кровля марресалинской свиты залегает практически на тех же гипсометрических отметках, что и на Усть-Юрибейском месторождении, залежь вскрыта лишь двумя скважинами 1П и 5Р, тем не менее, продуктивность ее доказана испытанием, эффективная газонасыщенная толщина составляет в скважине 1П более 30 м, высота залежи порядка 50 м. Отметим, что ловушка в пласте ПК1 заполнена практически до замка.

   Таким образом, рассмотрение ближайших месторождений – аналогов показывает высокую вероятность наличия газовой залежи в пласте ПК1 и на Усть-Юрибейском месторождении. На эту возможность указывают и результаты интерпретации сейсмических исследований и ГИС.

   Как видно из фрагмента временного сейсмического разреза (рис. 8), в месте возможного залегания сеноманской залежи видна аномалия, которая связана с потерей скорости отраженной волны в газонасыщенном пласте. При выравнивании разреза на условный ГВК, мы получаем купол структуры по кровле сеноманских отложений, который контролирует скопление газа в пласте ПК1 (Рис. 9). В результате учета влияния газовой залежи был скорректирован структурный план по горизонтам яронгской и танопчинской свит и впервые выделено газоперспективное поднятие, названное Северо-Усть-Юрибейским. Проведенный атрибутный анализ для пласта ПК1 по атрибуту EnvHalf energy показал четкую картину аномалии овальной формы, обусловленную, очевидно, увеличенными газонасыщенными толщинами пласта, а также аномальным изменением скоростей на временных разрезах (Рис. 10)

   Переинтерпретация материалов каротажа скважин 30 и 33, в которых проведен наиболее полный комплекс ГИС, позволила оценить пласт как газонасыщенный.


8.jpg

Рис. 8. Фрагмент временного сейсмического разреза по профилю 4585013


9.jpg

Рис. 9. Структурная карта по кровле пласта ПК1


10.jpg

Рис. 10. Карта сейсмического атрибута: огибающая половинного значения энергии сигнала пласта ПК1


   Оценка запасов газа по вновь выделенной залежи пласта ПК1 выполнена по категории С2.

   В результате переинтерпретации архивных геолого-геофизических материалов, уточненены геологические модели ранее известных залежей, выделено новое газоперспективное поднятие, названное Северо-Усть-Юрибейским (Рис.5). Перспективными предполагаются отложения яронгской (пласт ТП0), танопчинской (пласты ТП1, ТП2,) и ахской (пласт БЯ10) свит (Рис.2), которые продуктивны на расположенном рядом Усть-Юрибейском месторождении.  Оценка начальных суммарных ресурсов газа, ввиду слабой сейсмической изученности структуры, выполнена по категории Д1л.



Выводы

   Интегрированная интерпретация архивных геолого-геофизических материалов по Усть-Юрибейскому месторождению с применением современных обрабатывающих комплексов позволила:

- существенно уточнить геологические модели известных газовых залежей и как следствие увеличить их запасы;

- выявить и закартировать новую газовую залежь в отложениях марресалинской свиты (пласт ПК1), предположительно контролирующую более 1/3 суммарных запасов газа месторождения;

- выявить новую структуру, контролирующую газоперспективные ловушки в отложениях ахской, танопчинской и яронгской свит.

   Таким образом, выполненная переобработка и интерпретация архивных сейсмических и скважинных материалов показали, что применение современных программных обрабатывающих комплексов в совокупности с учетом закономерностей распределения скоплений УВ на территории исследований, дает возможность получить новую геологическую информацию и на ее основе сделать более обоснованную оценку ресурсной базы изучаемого объекта.