Комплексный подход

Комплексный подход

В рамках изучения небольших сложнопостроенных залежей и остаточных ресурсов зрелых месторождений «Газпром нефть» внедряет технологию комплексирования наблюдений 3D-сейсмики и вертикального сейсмического профилирования

Задача поддержания добычи на зрелых месторождениях сегодня актуальна не только для «Газпром нефти», но и для всей отрасли. Разработка новых активов требует значительных инвестиций — как правило, это удаленные малоизученные территории, где отсутствует инфраструктура и затруднена логистика. На уже осваиваемых месторождениях этих проблем нет. Вопрос только в дополнительных доступных и рентабельных запасах. И такие запасы, безусловно, существуют: по данным экспертов, средняя выработанность разведанных запасов на месторождениях в традиционных регионах добычи в России — порядка 70%. Помимо остаточных запасов, есть и отдельные небольшие залежи со сложным строением, рентабельность разработки которых раньше была под вопросом. Повысить экономическую привлекательность таких запасов сегодня позволяет применение новейших методов геологоразведки.

Технологии сейсморазведки

Максимально точно оценить потенциальные ресурсы исследуемого участка и не ошибиться с траекторией скважины в условиях сложной геологии можно, лишь построив детальные и достоверные модели продуктивных пластов. Технология, которая дает возможность это сделать, — комплексирование наблюдений сейсморазведки в 3D и вертикального сейсмического профилирования (ВСП). Каждый из методов уже давно и активно применяется геологами. Сами методы постоянно совершенствуются благодаря появлению новых технических средств и возможностей для обработки данных. Однако оба способа имеют свои ограничения, и в случаях, когда речь идет об изучении пластов со сложной геологией, эти ограничения могут критическим образом сказываться на достоверности получаемых результатов. В то же время применение обоих методов одновременно дает возможность совместить их преимущества и компенсировать недостатки.

При проведении 3D-сейсмики приемники сигнала равномерно распределяются на изучаемой площади. Такое площадное профилирование позволяет охватывать сразу большие участки исследуемой территории и впоследствии строить объемные геологические модели пластов. Однако из-за того, что возбуждение сигнала и регистрация данных ведется на поверхности и приемники улавливают лишь дважды искаженные сигналы, получаемая информация имеет неустранимые ограничения по точности и детальности. Влияние этих ограничений усиливается, если изучаемые пласты оказываются литологически неоднородными, с небольшой и изменяющейся мощностью. В свою очередь, с помощью вертикального сейсмического профилирования — когда приемники сигнала располагаются в вертикальной скважине, — удается получать точную информацию о скорости распространения волн в среде вдоль скважины, а значит, делать более однозначные выводы о характеристиках пластов. Недостаток этого метода в том, что таким образом удается построить более-менее точную модель среды лишь в небольшом радиусе вокруг скважины.

Проводя 3D-сейсмику и ВСП одновременно и затем объединяя полученные результаты, можно компенсировать описанные выше недостатки и получить геологическую модель с хорошим разрешением и достоверностью на всей изучаемой площади. В «Газпром нефти» полевые работы по технологии 3D+ВСП были проведены летом 2016 года на участке 5х5 км на Капитоновском месторождении, лицензия на разработку которого принадлежит «Газпромнефть-Оренбургу». В настоящее время идет интерпретация полученных данных.

Владислав Воцалевский,
начальник направления сейсморазведочных работ
«Газпром нефти»:

Идея совместного использования данных 3D-сейсмики и ВСП давно витает в воздухе, но сейчас для ее реализации появились и весомые причины, и необходимые технические средства. Мы заинтересованы в поисках и локализации запасов, незатронутых разработкой, тектонически или литологически экранированных от основных залежей, аккумулированных в пластах со сложной геологией, содержащихся в неструктурных ловушках, палеоруслах и прочих локальных объектах сравнительно небольшой площади. В таких условиях соседние скважины могут давать дебиты, в десятки раз различающиеся друг от друга. А потому так важно построить точную геологическую модель.

Мы рассчитываем, что комплексирование данных 3D-сейсмики и вертикального сейсмического профилирования позволит нам получать более детальные и достоверные данные о строении пластов на достаточно большой площади. В результате снижения геологических рисков при заложении новых скважин повысится успешность эксплуатационного бурения. Инновационность этой технологии обуcловлена применением самого современного оборудования, регистрацией данных в реальном времени, многоточечной расстановкой зондов ВСП в скважине и высокоплотной сейсмикой на поверхности с последующей совместной обработкой результатов. Сегодня существует ПО для обработки данных 3D-сейсмики и ВСП по отдельности. Их комплексирование, а также получение результирующего куба данных ВСП — это новая задача, которую будут решать специалисты нашего подрядчика при участии сотрудников «Газпром нефти». В результате мы надеемся не только решить геологические задачи на исследуемом участке, но и разработать методические подходы и рекомендации для последующих проектов полевых работ и обработки данных 3D+ВСП.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ