В 2 Ь Т Ф Е Н С О Р К Н О А О К И 3 20 Н Т С Е В Й 8 34 И ... › upload ›...

НА

УЧ

НО

−ТЕ

ХН

ИЧ

ЕС

КИ

Й В

ЕС

ТН

ИК

О

АО

«Н

К «Р

ОС

НЕ

ФТ

Ь»

3−2

01

2 [

Вы

пус

к2

8]

3Фискальный режим

для шельфовых проектов

8Направления поисковых

работ на нефть и газ на Северном Сахалине

20Возможности сейсмоскоростногомоделирования в исследованииразреза нефтегазоносного бассейна

34Новые данные о строении погребенных ловушек в зонах крупных разломов СеверногоСахалина

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА

8 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Направления поисковых работ на нефть и газ на Северном Сахалине

ВведениеЗа длительную, почти 100-летнюю, историю освое-

ния ресурсной базы нефтегазодобычи на Северном Са-халине здесь выполнены значительные объемы раз-личных исследований с целью изу чения геологическо-го строения района, выявления и подготовки к разбу-риванию нефтегазопоисковых объектов. С 1976 г. зада-ча подготовки структур к поисковому бурению реша-ется исключительно сейсморазведкой МОГТ. К настоя-щему времени почти 90 % территории Северного Саха-лина изучено сейсморазведкой МОГТ кратностью от12 до 96.

Сейсморазведку 3D на суше Северного Сахалина на-чали применять в последние 10 лет, работы в объеме152 км2 выполнены на месторождениях и поисковыхплощадях Каурунани, Восточное Монги, Северное Ко-лендо. Общий объем глубокого бурения достиг 4 млн.м. Всего на суше Северного Сахалина открыты 62 ме-сторождения, в том числе по сумме извлекаемых запа-сов нефти и газа 7 средних и 55 мелких.

Начало планомерных исследований на шельфе свя-зывается с работами по Генсоглашению СССР – Япо-ния (1975-1983 гг.). В этот период были открыты место-рождения Одопту-море и Чайво. В 1984-1992 гг. за счетсредств государственного бюджета выполнены значи-тельные объемы сейсморазведочных работ и поиско-во-разведочного бурения, открыты еще пять место-рождений нефти и газа.

Геолого-разведочные работы на шельфе СеверногоСахалина на основе лицензионных соглашений прово-дятся с 1993 г. в рамках проектов «Сахалин-3», «Саха-лин-4», «Сахалин-5», (рис. 1). За прошедшие годы вы-полнены значительные объемы сейсморазведочныхработ 2D, 3D и поискового бурения. На основе анализарезультатов этих работ и с учетом исследований пред-шествующего периода оценены перспективы дальней-шего изучения региона, выделены основные направле-ния поисков нефти и газа, а также объекты геолого-разведочных работ.

Западно-Шмидтовский и Восточно-Шмидтовский блоки

Сейсморазведочные работы 2D, 3D и бурение двухпоисковых скважин (Медведь 1 и Тойская 1) под-твердили, что основной риск поисковых работ нанефть и газ на участке связан с отсутствием резерву-арных комплексов в разрезах перспективных гори-зонтов. Выделенные по материалам сейсморазведкипакеты высокоамплитудных отражений в интерва-лах окобыкайского и нижненутовского горизонтовпо результатам бурения оказались представленыдиатомитами и опоками. В то же время бурениемподтвержден нормально-осадочный терригенный(глинистый с маломощными пластами песчаников)состав дагинско-уйнинского комплекса, осадкона-копление которого проходило в основном в областивнешнего шельфа и склона.

Материалы сейсморазведки позволяют предпола-гать возможность существования в этот период ка-нала транспортировки обломочного материала с об-разованием конусов выноса по маршруту Южно-Та-ежная – Куэгдинская – Таликская – Гленская – Кру-чинная структуры. По результатам сейсмофациаль-ного анализа (Ю.В. Рейдик, 2008 г.) скв. 1 Медведьпробурена в краевой зоне Шмидтовско-Астраханов-ской области терригенного осадконакопления в да-гинско-уйнинский период. Основные поставщикиседиментационного обломочного материала – па-леодельты на северо-западе Сахалина (дагинскоевремя) и в районе Западно-Астрахановской группыморских структур (уйнинское время). В направле-нии к центру этой области в районе Южно-Таежнойи Куэгдинской структур заметно увеличивается тол-щина и улучшается качество дагинско-уйнинскогорезервуарного комплекса, который представлен об-разованиями каналов и дистального конуса выноса.Такой же характер осадконакопления в дагинско-уй-нинское время предполагается в районе локальныхструктур Гленская и Кручинная. Заметную роль в

А.В. Бычков, Э.Г. Коблов, к.г.-м.н., А.В. Харахинов, к.г.-м.н. (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

Ключевые слова: Северный Сахалин, шельф, поиски нефти и газа, перспективы, объекты.Key words: North Sakhalin, offshore, oil and gas exploration trends, prospects, formation.

Адрес для связи: [email protected]

УДК 550.834 А.В. Бычков, Э.Г. Коблов, А.В. Харахинов, 2012


9НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

распределении терригенного материала сыграл па-леорельеф дна бассейна седиментации («лысые»своды на ряде положительных структур).

Результаты проведенных геолого-разведочных работпозволяют оценивать дагинско-уйнинский комплекскак перспективный для поисков в основном средних имелких по запасам нефтегазовых месторождений.

Кайганско-Васюканский блокВ результате выполненных работ (сейсморазведка

2D, 3D, электроразведка, бурение четырех поиско-вых скважин) открыт новый нефтегазоносный бас-сейн – Дерюгинский. Установлена промышленнаянефтегазоносность нижне- и верхненутовского ре-зервуарных комплексов (отложения конусов выно-са) в структурных ловушках Кайгано-Васюканскогоместорождения. Выявлен и подготовлен к поиско-вому бурению еще ряд аналогичных ловушек.

Основной риск нефтегазопоисковых работ поэтому направлению связан с ограниченными раз-мерами структурных ловушек и соответственно не-высоким уровнем запасов.

Перспективными для поиска нефти и газа научастке являются:

– преимущественно дизъюнктивные и литологи-ческие ловушки транзитной зоны;

– структурные и структурно-дизъюнктивные ло-вушки Кайганской антиклинальной зоны;

– преимущественно литологические и дизъюнк-тивные ловушки Восточно-Сахалинской монокли-нальной зоны («Южные фаны») [1].

Ловушки двух первых видов изучены сейсмораз-ведкой 2D, 3D и электроразведкой. К поисковомубурению подготовлены Южно-Омбинская, Северо-Одоптинская и Кайганская структуры. Частичноизучены Западно-Хангузинская, Западно-Кайган-ская и Южно-Кайганская структуры. Выделенныеловушки на западе примыкают к Охинско-Колен-динскому промышленному нефтегазоносному рай-ону, на юге – граничат с месторождением Одопту-море. Во всех потенциальных ловушках наблюдают-ся сейсмические признаки нефтегазоносности(яркие и плоские пятна, скоростные аномалии,структурный контроль амплитудных аномалий).

Перспективными являются отложения в интерва-ле от верхненутовского до пильского горизонтов.На структурах Кайганская, Южно-Кайганская пер-спективны также породы фундамента (серпентини-зированный массив), в которых предполагаетсяприсутствие кавернозно-трещинного резервуара[2]. К этим ловушкам могут быть приурочены сред-ние по запасам месторождения.

Слабоизученной осталась область распространенияплиоцен-миоценовых турбидитных резервуаров(«Южные фаны») в юго-восточном секторе блока(см. рис. 1). Здесь преобладают ловушки с литологиче-ским, стратиграфическим, тектоническим и комбини-рованным экранированием (рис. 2). В отложениях око-быкайского комплекса возможны структурные (купо-ловидные) ловушки замкнутого контура площадью до

Рис. 1. Объекты поисковых работ на нефть и газ на Север-ном Сахалине:1 – границы лицензионных блоков; 2 – участки проектов «Саха-лин-1» (С-1) и «Сахалин-2» (С-2); 3 – нефтяные месторождения;4 – газовые и газоконденсатные месторождения; 5, 6 – локаль-ные структуры соответственно потенциальные ловушки различ-ных типов и с отрицательными результатами поискового буре-ния; 7 – нефтегазопоисковые объекты (ловушки, группы лову-шек), перспективные для поиска месторождений



70 км2, что позволяет рассчитывать на открытие круп-ного месторождения.

Основные риски этого направления работ обусловле-ны слабой изученностью и преобладанием литолого-стратиграфических и дизъюнктивных ловушек.

Восточно-Одоптинский, Айяшский и Венинский блоки

Восточно-Одоптинский и Айяшский блоки изученыпоисковой и детальной сейсморазведкой 2D, гравираз-ведкой, магниторазведкой, геохимическими исследова-ниями. На Венинском блоке по лицензионному согла-шению выполнена сейсморазведка 3D на Венинском июжных блоках Южно-Айяшской структуры, пробуре-ны четыре поисковые скважины.

Поисковым бурением в отложениях дагинского ре-зервуарного комплекса открыто газоконденсатное Се-веро-Венинское месторождение и установлена про-мышленная нефтегазоносность одного из северныхблоков Венинского месторождения. Не подтвердилисьпредположения о присутствии пластов-резервуаров вотложениях нижненутовского горизонта на Северо-Ве-нинской и Южно-Айяшской структурах.

Основные направления поисков нефти и газа на Вос-точно-Одоптинском и Айяшском блоках следующие:

– структурные ловушки окобыкайско-дагинскогорезервуарного комплекса (Восточно-Одоптинская

антиклинальная зона) в отложениях конусов выносаи каналов;

– структурные и литологические ловушки нижнену-товского резервуарного комплекса (Айяшская группаструктур);

– структурные ловушки верхненутовского резерву-арного комплекса (Лозинская, Баутинская, Айяшскаяструктуры).

Присутствие дагинского комплекса по результатамтематических исследований [3] связывается с осадкамиконусов выноса и их распределительными каналами вобласти распространения структурных ловушек Вос-точно-Одоптинской антиклинальной зоны: Восточно-Одоптинской, Лозинской, Шивчибинской, Баутинской.

Отложения верхненутовского резервуарного ком-плекса как перспективный целевой горизонт рассмат-риваются для центральной части Восточно-Одоптин-ской зоны (Лозинская и Баутинская структуры) иАйяшской структуры.

Слабо изучены потенциально нефтегазоносные ли-толого-стратиграфические ловушки в отложениях ну-товского, окобыкайского и дагинского горизонтов вобласти распространения каналов и конусов выносавосточнее Восточно-Одоптинской зоны, а также по-тенциальные литологические ловушки вдоль западно-го крыла Одоптинской антиклинальной зоны в погра-ничных секциях нижненутовского и окобыкайского

Рис. 2. Сейсмический профиль 25. Кайганско-Васюканский блок



горизонтов, замещающихся глинами к ее своду (см.рис. 1).

Как гипотетические рассматриваются направленияработ, связанные с трещинно-поровыми и порово-тре-щинными резервуарами в кремнистых толщах мио-цен-олигоцена и кавернозно-трещинными резервуара-ми в серпентинизированных массивах пород мезозой-ского фундамента [2].

Киринский блокПромышленно нефтегазоносным и перспективным

комплексом является дагинский горизонт. Внутри гра-ниц блока расположено уникальное по запасам газаЛунское нефтегазоконденсатное месторождение (про-ект «Сахалин-2»). Открыто крупное Киринское газо-конденсатное месторождение и получены промышлен-ные притоки газа с конденсатом из первых скважин наЮжно-Киринской структуре. Выявлены и изученыперспективные структуры Мынгинская, Южно-Лун-ская, Набильская морская – потенциальный резерв длявосполнения ресурсной базы блока.

К перспективным относится также комплекс породфундамента на Южно-Киринской структуре, в кото-ром предполагается присутствие кавернозно-трещин-ного резервуара.

Северный Сахалин и транзитная зона

В 2000-2010 гг. исследованы перспективы поисковновых залежей нефти и газа в районах лицензионныхучастков ОАО «НК «Роснефть». Основной объем ис-следований выполнен по результатам переобработкиматериалов сейсморазведки 2D прежних лет и их пере-интерпретации на основе сейсмофациального, ампли-тудного анализа и сейсмоскоростного моделирования.На участке с месторождениями Монги, Каурунани про-ведена сейсморазведка 3D. Выделены перспективныенаправления и локальные объекты под поисковое бу-рение, связанные с группами тектонически экраниро-ванных ловушек в отложениях дагинского (Восточно-Прибрежная, Чаячья, Южно-Монгинская, Монги-Кау-рунанинская, Пойменная), окобыкайско-дагинского(Восточно-Оссойская, Шхунно-Тунгусская, Южно-Астрахановская морская), нижненутовско-окобыкай-ского (Северо-Некрасовская, Северное Колендо) резер-вуарных комплексов (см. рис. 1). В западной краевойчасти Северо-Сахалинского осадочного бассейна(Амурский лиман) выделено новое перспективное на-правление, связанное с литолого-стратиграфическимии дизъюнктивными ловушками в эоцен-олигоценовыхотложениях.

ЗаключениеИтоги поисковых работ на нефть и газ на лицензион-

ных участках шельфа Северного Сахалина подтверди-ли его высокую перспективность. Принципиальныеоткрытия сделаны на Кайганско-Васюканском и Ки-ринском блоках. На первом доказана промышленнаянефтегазоносность локальных ловушек Дерюгинскогобассейна, что снижает риски поисковых работ, связан-ных с потенциальными ловушками Восточно-Кайган-ской и Восточно-Одоптинской областей распростране-ния турбидитных резервуаров. Промышленные прито-ки газа с конденсатом на Южно-Киринской площадиподтверждают высокую перспективность дагинскогорезервуарного комплекса и возможность открытияуникального по запасам месторождения. Результаты,полученные на Западно-Шмидтовском и Восточно-Шмидтовском участках, свидетельствуют о слабой сте-пени их подготовленности к поисково-разведочнымработам.

Список литературы

1. Ткачева Н.А. Перспективы нефтегазоносности литологическихловушек в фановых комплексах Кайганско-Васюканского участ-ка. В сб. Геологические проблемы развития углеводороднойсырьевой базы Дальнего Востока и Сибири. – Спб.: Недра, 2006. –С. 329-335.

2. Новое перспективное направление нефтегазопоисковых работна шельфе Сахалина/М.В. Толкачев, В.М. Закальский, Э.Г. Коблов[и др.]//Разведка и охрана минеральных ресурсов. – 1998. –№ 12. – C. 5-9.

3. Нефтегазопоисковые объекты Восточно-Одоптинской зонывозможного нефтегазонакопления на шельфе Северо-Восточно-го Сахалина/Э.Г. Коблов, Н.А. Налимова, Т.Н. Сергиенко, М.В. Ро-машов//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». –2009. – №1. – с. 15-21.

References1. Tkacheva N.A., Materialy nauchno-prakticheskoy konferentsii “Geo-logicheskie problemy razvitiya uglevodorodnoy syr'evoy bazy Dal'negoVostoka i Sibiri” (Collected papers of theoretical and practical confer-ence “Geological problems of the hydrocarbon resource base of theFar East and Siberia”), St. Petersburg: Nedra Publ., 2006, pp. 329-335.

2. Tolkachev M.V., Zakal'skiy V.M., Koblov E.G., Tereshchenkov A.A.,Kharakhinov A.V., Bychkov A.V., Razvedka i okhrana mineral'nykhresursov - Prospect and protection of mineral resources, 1998, no. 12,pp. 5-9.

3. Koblov E.G., Nalimova N.A., Sergienko T.N., Romashov M.V., Nauch-no-tekhnicheskiy vestnik OAO “NK “Rosneft'”, 2009, no.1, pp.15-21.



Особенности использованияинверсионных технологий для прогнозаколлекторов на шельфе Охотского моря

ВведениеСложное тектоническое строение шельфа Охот-

ского моря и присутствие ловушек неантиклиналь-ного типа в продуктивных комплексах обусловли-вают необходимость использования специальныхтехнологий для прогноза распространения коллек-торов и характера их насыщения при поиске и вве-дении в эксплуатацию новых месторожденийнефти и газа. Сейсморазведка – основной источникданных, которые позволяют изучать фильтрацион-но-емкостные свойства (ФЕС) в межскважинномпространстве. Важнейшим методом непосред-ственной оценки упругих, а затем и петрофизиче-ских свойств пород на основе сейсмических дан-ных является инверсия волнового поля. Использо-вание различных инверсионных технологий даетвозможность интегрировать разнообразную ин-формацию и получать физически обоснованнуюинтерпретацию и прогноз ФЕС.

Большая часть изучаемой территории расположе-на в пределах Восточно-Сахалинской моноклинали.Вдоль восточной границы участка проходит Запад-но-Дерюгинский региональный сброс-сдвиг, разде-ляющий Восточно-Сахалинскую моноклиналь и Де-рюгинский глубоководный трог. Объект исследова-ний представлен нижненутовским терригеннымкомплексом, в состав которого входят песчаные икремнистые отложения. Как показали результатыбурения нескольких скважин, нефтегазонасыщен-ные коллекторы и кремнистые отложения на сум-марном разрезе характеризуются одинаково боль-шими отрицательными амплитудами. В связи сэтим основная геологическая задача сейсмическойинтерпретации при планировании бурения новых

скважин сводится к выделению коллекторов, насы-щенных углеводородами. Так как нефтегазонасы-щенный коллектор и кремнистые разности характе-ризуются одинаковыми значениями акустическогоимпеданса, для решения поставленной задачи былвыбран алгоритм синхронной детерминистическойинверсии частичных сумм, использующий сдвиго-вый импеданс наряду с акустическим.

Методология детерминистической синхронной инверсии

Сейсмическая инверсия – это преобразованиесейсмического волнового поля, характеризующегоотражения от границ пластов, в акустические же-сткости самих пластов, что в большей степени отве-чает реальному геологическому разрезу. Целью син-хронной инверсии частичных сумм является вос-становление моделей акустического и сдвиговогоимпедансов, а также плотности на основе использо-вания набора частичных сумм, ограниченных поуглу или удалению. Поскольку сейсмические данныеимеют ограниченный частотный диапазон, решениене является единственным. Для регуляризации ре-шения необходимо наложить дополнительныеограничения. Одним из важных ограничений яв-ляется корректно построенная низкочастотная мо-дель, восполняющая отсутствие в сейсмических дан-ных низких частот от нуля до нижней граничной ча-стоты спектра сейсмических данных. Именно низ-кие частоты определяют абсолютные значенияупругих параметров (акустического, сдвигового им-педансов и плотности). Абсолютные значенияважны для корректной количественной интерпрета-ции результатов инверсии. Для построения низкоча-

И.А. Бабенко, С.Л. Федотов, Т.В. Некрасова, М.Л. Евдокимова, М.В. Крылова (FUGRO JASON)

УДК 622.24.085.5 Коллектив авторов, 2012

Ключевые слова: сейсмическая инверсия, низкочастотная модель, флюидозамещение, прогноз УВ-насыщенного коллектора, вероятностная интерпретация результатов.Key words: seismic inversion, low frequency model, fluid substitution, prediction of pay reservoir, probabilisticinterpretation of the results.

Адреса для связи: [email protected]

стотной модели (тренда) упругих свойств данныегеофизических исследований скважин (ГИС) (аку-стический, сдвиговый импедансы, плотность) ин-терполируются между скважинами вдоль геологиче-ских границ с учетом как стратиграфии, так и струк-турного фактора.

Детерминистическая синхронная инверсия былавыполнена с помощью 2D и 3D сейсмических дан-ных. При этом использовались угловые суммы, по-лученные после временной миграции до суммиро-вания в следующем диапазоне углов: 0-9°, 8-17°, 16-25°, 24-33°, 32-41°,40-45°. Шаг дискретизации – 4 мс,частотный диапазон – 5-50 Гц.

Замеры скоростей продольной и поперечной волнв скважинах, а также результаты плотностного каро-тажа очень важны не только для построения низко-частотной модели, но и для корректной увязки сква-жинных и сейсмических данных, а также для оценкиамплитудно-фазовых характеристик импульса длякаждой из угловых сумм. В четырех рассматривае-мых скважинах выполнен полный комплекс ГИС,позволяющий проводить петрофизическую интер-претацию и моделирование упругих свойств (Rock -Physics Modeling) и в итоге выполнять инверсион-ные преобразования волнового поля.

В результате моделирования упругих свойств породс учетом интерпретации данных ГИС, априорной ин-формации о свойствах скелета породы и флюидах, на-сыщающих породу, были получены модельные кри-вые плотности, скорости продольных и поперечныхволн. Эти параметры были использованы при расчететрасс коэффициентов отражения и синтетическихсейсмограмм с целью стратиграфической увязкисейсмических и скважинных данных, оценки сейсми-ческого импульса и соотношения сигнал/помеха длякаждого частично-кратного куба.

По данным количественной петрофизической ин-терпретации было выделено семь литотипов, средикоторых кремнистые, кремнисто-глинистые отло-жения и нефтегазонасыщенный коллектор являлисьосновными объектами для исследования. Главнымрезультатом этого этапа исследований стало обосно-вание возможности выделения коллектора с помо-щью нескольких параметров упругих свойствпород: акустического импеданса и соотношенияскоростей продольной и поперечной волн (vp/vs) нетолько в скважинной полосе частот, но и в сейсми-ческой полосе (5-50 Гц). Этот результат стал хоро-шей предпосылкой для выполнения инверсии ча-стичных сумм (рис. 1).

На этапе построения низкочастотного тренда прифильтровании данных ГИС (акустический импе-данс, плотность, соотношение vp/vs) в скважинах дочастоты объединения низкочастотного тренда исейсмических данных 6 Гц стало очевидно, что ярковыраженный экстремум значений сохраняется в ин-тервале нефтегазонасыщенного пласта в одной изскважин и в интервале кремнистых отложений.Такой вид отфильтрованной кривой свидетельству-ет о том, что при проведении инверсии решениебудет обусловлено низкочастотной составляющей.На рис. 2, а приведен пример низкочастотной моде-ли в рассматриваемом случае, а также результат ин-версии. Из него видно, что выделенное насыщенноеуглеводородами тело хорошо коррелируется с низ-кочастотной моделью. Функция низкочастотноготренда – это определение области решения, но онани в коем случае не должна «навязывать» решение.

Для устранения этой проблемы было использова-но замещение газонасыщенного коллектора на во-донасыщеный в изучаемом интервале для кривыхакустического, сдвигового импедансов и плотности



Рис. 1. Кросс-плоты акустического импеданса и соотношения скоростей vp/vs с цветокодированием литотипами: а – детализация скважинных данных; б – сейсмическая полоса частот

в точках скважин. Аналогичное замещение былосделано и в скважине с кремнисто-глинистыми от-ложениями на значения для глинистых отложений.Затем низкочастотная модель была рассчитана с уче-том флюидозамещения по всем упругим парамет-

рам породы. На рис. 2, б приведеныполученная низкочастотная модель ирезультат синхронной инверсии ча-стично-кратных сумм. Из неговидно, что выделенное по результа-там этой инверсии углеводородона-сыщенное тело уже не зависит отнизкочастотной модели, т.е. ее пря-мое влияние на результат минимизи-ровано.

Таким образом, из рис. 2 видно, чтодо коррекции низкочастотной моде-ли нефтегазонасыщенный коллекторраспределялся по всей площади ис-следования, а после доработки моде-ли коллектор был локализован (т.е.сейсмические данные вносят боль-ший вклад в результат инверсии, чемнизкочастотная модель).

Вероятностная интерпретациярезультатов детерминистической синхронной инверсии

Детерминистическая инверсия от-носится к процедурам, которые обес-печивают единственное представле-ние среды для заданного набора ин-версионных параметров, независимоот неопределенностей, присущих ис-ходным данным, и настроек пара-метров инверсии. Результаты детер-министической инверсии часто ис-пользуют для получения единствен-ной модели среды вне зависимостиот сопутствующих неопределенно-стей. В данном случае для интерпре-тации был принят подход, описан-ный в работе M. Sams и D. Saussus1.При этом следует отметить, что не-определенности при выявлении ли-тотипов по результатам детермини-

стической инверсии связаны со мно-гими факторами: шумами в сейсмических данных,разрешением сейсмической записи, перекрытиемзначений упругих параметров породы для разныхлитотипов и применением низкочастотной модели.В рамках использованного подхода эти неопреде-



Рис. 2. Низкочастотная модель акустического импеданса и результатинверсии: исходная (а) и после флюидозамещения (б) для газонасы-щенного коллектора (Mod), глин (Clay) и водонасыщенного коллектора(Correct)

1 Sams M., Saussus D. Comparison of lithology and net pay uncertainty between deterministic and geostatistical inversion workflows//First Break. –V. 28. – 2010. – February.

ленности учитываются при помощи функции плот-ности вероятности, определенной в области сопо-ставления акустического импеданса и соотношенияvp/vs. Затем функции плотности вероятности можноприменить к результатам инверсии, используя Байе-сов подход, для получения вероятности метологии вкаждой точке среды.

В результате проведенного вероятностного ана-лиза были получены кубы вероятности для каждо-го анализируемого литотипа: нефтегазонасыщен-ного песчаника, водонасыщенного песчаника вме-сте с неколлекторами, наиболее вероятного лито-типа в каждой точке исследуемого объема про-странства, точек, которые невозможно классифи-цировать. С использованием полученных кубовбыли построены карты нефтегазонасыщенныхтолщин, рассчитанные по общему объему нефте-газонасыщенного коллектора (рис. 3).

Таким образом, в результате выпол-ненных исследований по прогнозупродуктивных коллекторов методомдетерминистической инверсии ча-стично-кратных сумм удалось лока-лизовать перспективные объекты иоценить достоверность прогноза наосновании вероятностной анализа.

Выводы1. С использованием данных петро-

физической интерпретации и моде-лирования упругих свойств породобоснована возможность обособле-ния нефтегазонасыщенного коллек-тора в области нескольких упругихпараметров (акустический импеданс,соотношение vp/vs).

2. Анализ влияния низкочастотноймодели на качество инверсии и интер-

претацию результатов показал необходимость еекорректировки по всем упругим параметрам с уче-том флюидзамещения.

3. Полученные кубы упругих параметров (акусти-ческого импеданса и соотношения vp/vs) были ис-пользованы для интерпретации результатов детер-министической инверсии частичных сумм. Приэтом был применен вероятностный анализ, в ре-зультате которого получены кубы вероятности длянефтегазонасыщенного коллектора и неколлектора.Рассчитаны карты нефтегазонасыщенных толщин свероятностными квантилями Р≥90 и Р≥60. При ис-пользовании отсечки вероятности Р≥90 проявиласьлатеральная разобщенность резервуара.

4. Полученные результаты можно использоватьдля минимизации рисков при бурении новыхскважин.



Рис. 3. Карта нефтегазонасыщенных толщин (а) и карта нефтегазона-сыщенных толщин, выделенных с вероятностью Р ≥ 90 и Р ≥ 60 % (б)



Перспективы нефтегазоносностиосадочного чехла центральной частиТатарского пролива по результатамбассейнового моделирования

ВведениеОдним из необходимых условий успешного по-

иска скоплений углеводородов в слабоизученныхрегионах является проведение бассейнового мо-делирования. В результате применения этой тех-нологии формируется модель генерации углево-дородов в нефтематеринской толще, определяют-ся пути их миграции и прогнозируются зоны ак-кумуляции флюидов, а также оценивается их фа-зовый состав. Такой анализ позволяет повыситьточность прогноза, а следовательно, сократить за-траты на геолого-разведочные работы и снизитьриски при заложении скважин.

О. Сахалин и прилегающий шельф имеют дли-тельную историю нефтегазопоисковых работ.В настоящее время здесь хорошо развита добы-вающая отрасль, в то время как разведанные за-пасы стремительно сокращаются. Эта ситуациятребует поиска новых объектов для восполненияресурсной базы. С указанной позиции акваторияТатарского пролива представляет несомненныйинтерес, особенно с учетом того, что на ее терри-тории открыто Изыльметьевское газоконденсат-ное месторождение, а при опробовании скважиннаблюдаются многочисленные нефтепроявления.

В статье рассмотрены результаты бассейновогомоделирования, позволившего реконструироватьэволюцию различных нефтегазоносных систем исоотнести процессы миграции углеводородов изочагов генерации с динамикой образования зонвозможного нефтегазонакопления. Изучение оса-дочных толщ, осуществляемое для прогноза ли-

тофаций на не охваченных бурением участках,выполнялось с использованием методическихприемов секвенс-стратиграфии [1].

Характеристика района исследованийРайон исследований охватывает южную часть

Северо-Татарского и Южно-Татарский осадочныебассейны и характеризуется достаточно высокойстепенью сейсмической изученности. Однакоздесь пробурено лишь девять скважин в при-брежной зоне о. Сахалин (максимальная глубинавскрытия разреза составляет 3016 м в скв. 1 Ста-ромаячнинская).

Согласно существующим представлениям [2, 3],в строении осадочного чехла Татарского проливавыделяются пять структурно-стратиграфическихкомплексов (ССК), разделенных поверхностяминесогласий (от семи до трех) и связанными с нимиопорными отражающими горизонтами (ОГ). Каж-дый комплекс имеет свои особенности структур-ного плана, седиментогенеза и, как правило, специ-фику проявления процессов нефтегазообразова-ния и нефтегазонакопления. Несмотря на сложно-сти и неоднозначности прослеживания несогласийпо сейсмическим данным, имеется достаточно по-казателей, позволяющих обособить в составе нео-геновых отложений рассматриваемого участка трисеквенции 2 порядка продолжительностью фор-мирования около 8-10 млн. лет (рис. 1).

Нижняя секвенция объединяет сергеевскийкомплекс и нижнюю часть углегорского (чехов-ский подкомплекс) и ограничена снизу ОГ ФА,

Т.А. Жемчугова (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

УДК 519.868:55 Т.А. Жемчугова, 2012

Ключевые слова: углеводородный потенциал, бассейновое моделирование, осадочные бассейны, секвенс-стратиграфия.Key words: hydrocarbon potential, basin modelling, sedimentary basins, sequence stratigraphy.


сверху – ОГ 5а. Эти отражающие горизонты ин-терпретируются как границы секвенций (SB). Вскв. 1 Красногорская и скв. 1 Ильинская им отве-чают стратиграфические несогласия. Расположен-ное внутри секвенции несогласие 6 рассматрива-ется как поверхность максимального затопления(mf), соотносимая с раннемиоценовым эвстати-ческим повышением уровня моря. Предполагает-ся, что наиболее значимые коллекторы в секвен-ции приурочены к верхнему системному тракту(HST), а их накопление связано с прибрежнымиучастками мелководного шельфа, где осаждалсяпесчаный материал, выносимый реками с конти-нента. В сергеевских отложениях вероятно при-сутствие поровых коллекторов в песчаниках и(или) туфопесчаниках конусов выноса.

Средняя секвенция выделена между ОГ 5а иОГ 3 и охватывает верхнедуйский и курасийскийкомплексы. Она начинается, по-видимому, с отло-жений нижнего системного тракта (LST), сложен-ного на большей части изучаемой территорииприбрежными и мелководноморскими отложе-ниями (верхнедуйский подкомплекс). Как и в ни-жележащей секвенции, здесь предполагается ши-рокое развитие песчаных коллекторов, связанныхс дельтовыми осадками и осадками конусов выно-са, картируемых по данным сейсморазведки вприматериковой части Татарского пролива. В сек-

венции, развитой в депоцентре Тернейского про-гиба и представленной преимущественно песча-ными литофациями, присутствует, возможно, исистемный тракт, формировавшийся при паде-нии уровня моря.

Накопление кремнистых и глинистых иловбыло связано как с моментами интенсивного про-гибания центральных частей Северо-Татарского иЮжно-Татарского бассейнов, так и со значитель-ным повышением уровня Мирового океана, при-шедшимся на середину среднемиоценового вре-мени. В такой интерпретации ОГ 5 фиксирует по-ложение трансгрессивной поверхности, а ОГ 4 –поверхности максимального затопления.

Верхняя секвенция выделяется между ОГ 3 иОГ 1 в объеме маруямского комплекса. Значитель-ная часть этой секвенции была уничтожена в ре-зультате предчетвертичного размыва, и под по-верхность несогласия выведены отложения транс-грессивного, а возможно, и верхнего системноготрактов. Песчаные коллекторы в составе этой сек-венции встречаются, вероятнее всего, в разрезенижнего системного тракта (нижнемаруямскийподкомплекс), ограниченного сверху трансгрес-сивной поверхностью (см. рис. 1, несогласие 2а) ивскрытого бурением на Изыльметьевской струк-туре. Отложения трансгрессивного (TST) и верх-него системных трактов характеризуются пре-



Рис. 1. Хроностратиграфический разрез по линии скв. 2 Гавриловская – скв. 1 Изыльметьевская – скв. 1 Надеж-динская – скв. 1 Красногорская – скв. 1 Ильинская – скв. 2 Старомаячнинская

имущественно кремнистым составом, что пред-определяет преобладающий трещинный тип свя-занных с ними коллекторов. Покрышками дляних могут служить глинистые толщи верхнемару-ямского подкомплекса.

Перспективы нефтегазоносности района исследований

Северо-Татарский и Южно-Татарский бассейнысущественно различаются по своему развитию,что, несомненно, влияет на углеводородную про-дуктивность осадочного чехла в их пределах. Дляучета особенностей эволюции каждого бассейна,в первую очередь этапности генерации углеводо-родов и миграции их в ловушки, создана объ-емная генерационная модель участка и рассчита-ны два профиля. Первый расположен в Северо-Татарском бассейне, протягивается с запада навосток, пересекая Ламанонский прогиб, включаетскв. 2 Изыльметьевская. Второй характеризуетразрез Южно-Татарского бассейна по направле-нию Красногорское внутрибассейновое подня-тие – Тернейский прогиб – Приморская зона вы-

клинивания, проходя в восточной частичерез скв. 1 Красногорская.

В пределах Северо-Татарского бассейнаосновным очагом нефтегазообразованияявляется Ламанонский прогиб. Здесь ге-нерационные процессы в западнокамы-шевой и сергеевской толщах начались враннем миоцене. Дальнейшее погружениеи прогрев осадочной толщи привели ктому, что в конце раннего – начале сред-него миоцена глинисто-кремнистые по-роды углегорского комплекса достиглиглубин главной зоны нефтеобразования(ГЗН), однако активная генерация в нихначалась только в среднем миоцене, амаксимальная – лишь в конце миоцена. Кэтому времени отложения курасийскогокомплекса только начали генерироватьжидкие флюиды, в то время как породысергеевского комплекса уже вошли в глав-ную зону газообразования (ГЗГ). К концуплиоцена отложения маруямского возрас-та получили достаточный прогрев для ге-нерации нефти в глинистых толщах, а уг-легорский комплекс достиг пика «нефтя-ного окна». В настоящее время, как видно

из рис. 2, а, большая часть углеводородовосталась в депоцентре прогиба, лишь небольшоеих количество мигрировало по латерали в областьПриморской зоны выклинивания. Следовательно,наличие залежей углеводородов можно прогнози-ровать только в отложениях нижней части разре-за, отвечающей песчаным пачкам сергеевскогокомплекса и чеховского подкомплекса. Возможно,какая-то часть углеводородов могла мигрироватьи аккумулироваться в нижних частях верхнедуй-ского подкомплекса. Однако отложения курасий-ского комплекса имеют крайне низкое насыще-ние, особенно в нижней, глинисто-кремнистойчасти.

Принимая во внимание низкий углеводородныйпотенциал НМТ отложений всех комплексов, раз-витых в пределах Ламанонского прогиба, прогно-зировать нефтяные залежи можно лишь в При-морской зоне выклинивания. Однако их объемвесьма незначителен, несмотря на то, что к мо-менту миграции флюидов в эту область там ужесформировались ловушки.

Южно-Татарский бассейн характеризуетсяболее высокими палеотемпературами и современ-



Рис. 2. Углеводородное насыщение разреза в пределах Северо-Татарского (а) и Южно-Татарского (б) бассейнов

ными температурами по разрезу, и, как следствие,реализация углеводородного потенциала здесьпротекает быстрее. Депоцентр бассейна и основ-ной очаг нефтегазообразования расположены вТернейском прогибе, фундамент которого погру-жен на глубину более 8 км, поэтому в самой ниж-ней из потенциально производящих толщ – гли-нистых породах западнокамышового и серге-евского комплексов – генерация жидких углево-дородов началась в раннем миоцене, миграция – всреднем миоцене. К концу миоцена степень пре-образованности пород этих комплексов достиглауровня ГЗГ.

В углегорском комплексе генерация углеводоро-дов началась в раннем-среднем миоцене, а их миг-рация происходила в позднем миоцене, достигнувмаксимума в плиоцене. В настоящее время эти от-ложения находятся на стадии активной газогене-рации (см. рис. 2).

В курасийском комплексе отражающая способ-ность витринита достигает значений начала ГЗНв позднем миоцене. К началу плиоцена из этих от-ложений активно выделялись и перемещались ввышележащие пласты преимущественно жидкиеуглеводороды, в то время как самый верхний ма-руямский комплекс находился на начальных ста-диях генерации нефти.

Выполненное 3D моделирование по изученномуучастку акватории Татарского пролива в целомподтвердило сделанные по результатам 2D моде-лирования выводы. Очаги генерации углеводоро-дов также приурочены к Ламанонскому и Терней-скому прогибам, а ловушками служат древние ан-тиклинальные структуры в пределах Приморскойантиклинальной зоны, характеризующиеся,кроме того, наибольшим распространением пес-чаных коллекторов.

Выводы1. В соответствии с предлагаемой моделью лито-

логического заполнения бассейнов Татарскогопролива предполагается, что лучшими коллектор-скими свойствами в их разрезах обладают песча-ные и туфо-песчаные тела, развитые в западной и

центральной частях изучаемого региона и связан-ные с конусами выноса, устьевыми дельтами ипесчаными отмелями на шельфе. В разрезе ониприурочены к сергеевскому комплексу, чеховско-му и верхнекурасийскому подкомплексам. Вструктуре секвенций наиболее вероятными ин-тервалами присутствия песчаных коллекторовявляются системные тракты, формировавшиеся вусловиях падения относительного уровня моря(в глубоководных участках бассейнов), а такжеверхние системные тракты (в прибрежной зоне ина мелководном шельфе).

2. Согласно результатам моделирования в разре-зе осадочного чехла Северо-Татарского и Южно-Татарского осадочных бассейнов преобладает ге-нерация газообразных углеводородов, поэтому вловушках можно ожидать небольшие газовые за-лежи, возможно, с нефтяными оторочками.


1. Варнавский В.Г. Корреляция геологических событий (напримере палеогена и неогена Тихоокеанского региона). – М.:Наука, 1985. – 145 c.

2. Геология, геодинамика и перспективы нефтегазоносностиосадочных бассейнов Татарского пролива/А.Э. Жаров[и др.]. – Владивосток: Изд-во ДВО РАН, 2004. – 220 с.

3. Catuneanu O. Principles of sequence stratigraphy. - Amsterdam,Netherlands: Elsevier, 2006.

References1. Varnavskiy V.G., Korrelyatsiya geologicheskikh sobytiy (naprimere paleogena i neogena Tikhookeanskogo regiona) (The cor-relation of geological events (for example, the Paleogene and Neo-gene Pacific)), Moscow: Nauka Publ., 1985, 145 p.

2. Zharov A.E. et al., Geologiya, geodinamika i perspektivy neftega-zonosnosti osadochnykh basseynov Tatarskogo proliva (Geology, ge-odynamics and petroleum potential of sedimentary basins in theTatar Strait), Vladivostok: Publ. of DVO RAS, 2004, 220 p.

3. Catuneanu O., Principles of sequence stratigraphy, Amsterdam:Elsevier, 2006.





Возможности сейсмоскоростногомоделирования в исследовании разреза нефтегазоносного бассейна

ВведениеПри применении сейсмоскоростного моделирова-

ния для оценки различных параметров разреза нефте-газоносного бассейна и аспектов его формированиярешаются следующие геологические задачи: прогнозлитологического разреза; выделение размывов и оцен-ка их амплитуды; выделение разрывов; уточнение по-ложения фундамента; оценка глубины максимальногопогружения осадков (глубины захоронения осадков);выделение зон разуплотнения (повышенной трещи-новатости пород) и недоуплотнения с аномально вы-сокими поровым и пластовым давлениями.

Методические основыОсновным принципом геологической интерпрета-

ции скоростных параметров разреза является анализотклонений наблюдаемого скоростного поля от ско-ростных моделей и факторов, вызывающих эти откло-нения. Скоростные модели отражают изменение ин-тервальной скорости основных литотипов разреза взависимости от глубины максимального погружения(рис. 1). Модели построены с использованием мате-риалов вертикального сейсмопрофилирования (ВСП)и акустического каротажа по скважинам, расположен-ным на о. Сахалин и его шельфе.

С помощью моделей оценивается либо глубина мак-симального погружения при известном литотипе,либо литотип разреза при известной глубине макси-мального погружения по значениям скорости. Припостроении моделей глубина захоронения осадковопределялась по степени уплотнения глинистыхпород, показателем которой является их открытая по-ристость. Тесная связь этого параметра с глубиной за-хоронения осадков установлена по результатам ранеевыполненных исследований [1].

Особенностью методики является использованиепри анализе скоростного поля в качестве интерпрета-ционного параметра амплитуды инверсии Аинв разре-за, представляющей собой разницу между глубинамиего максимального погружения и залегания. Анализизменения параметра Аинв по разрезу базируется наследующей аксиоме: при правильно заданной скорост-ной модели в последовательном (без нарушений и раз-мывов) литологически однородном разрезе величинаАинв постоянна и не изменяется с глубиной. Все значи-тельные отклонения от истинного значения Аинв обыч-но обусловлены определенными факторами, влияние

Э.Г. Коблов, к.г.-м.н., М.В. Ромашов, А.В. Харахинов, к.г.-м.н. (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»),

Н.А. Ткачева («РН-Шельф – Дальний Восток»)

УДК 550.8 Коллектив авторов, 2012

Ключевые слова: нефтегазоносный бассейн, сейсмоскоростное моделирование.Key words: petroleum bearing basin, seismic velocity modeling.


Рис. 1. Скоростная модель

которых изучено по о. Сахалин и шельфу.Прежде всего это литологическая неоднород-ность разреза: для песчано-алевритовых породнаблюдается уменьшение параметра Аинв, дляглинистых – увеличение, максимальные значе-ния характерны для глинисто-кремнистых ивулканогенных комплексов. К снижению Аинвприводит присутствие в разрезе зон трещино-ватости, аномально высокого пластового (по-рового) давления, залежей углеводородов, био-кремнистых пород.

Нарушения последовательности разрезафиксируются скачкообразным изменениемзначений Аинв: взбросовые нарушения – сни-жением, сбросы или поверхности размыва –повышением. Конседиментационные наруше-ния влияют на изменение параметра Аинв, толь-ко если являются разрывами смешанного типа.

Скоростной анализКлючевым элементом скоростного анализа служит

построение и интерпретация профиля амплитуд ин-версии по сейсмическому разрезу вдоль его простира-ния и (или) вертикального графика амплитуд инвер-сии в заданных точках разреза, площади. Способы по-строения в первом случае основываются на подборе посейсмопрофилю литологической модели (глинисто-кремнистая, глинистая, песчано-глинистая, глинисто-песчаная, песчаная), отвечающей представлениям о ли-тологической вертикальной последовательности разре-за и закономерностях его латеральной изменчивости,полученным в результате поисково-разведочного буре-ния. При подборе модели используют сейсмострати-графический и (или) сейсмофациальный анализ.

Правильность построения профиля амплитуд ин-версии контролируется также профилем структурнойповерхности по хорошо прослеживаемому горизонтув верхней части интерпретируемого разреза, структу-ра которого в наибольшей степени отражает инфор-мацию об изменении по профилю величины верти-кальных положительных постседиментационныхдвижений. В случае формирования структурной по-верхности исключительно в результате постседимен-тационных тектонических движений для литологиче-ски однородного по латерали разреза ее профиль ипрофиль амплитуд инверсии должны быть субпарал-лельными. Для профиля конседиментационнойструктурной поверхности характерно его последова-тельное расхождение с профилем амплитуд инверсии.

Смена литофаций по литорали соответствуетучасткам резкого несоответствия профилей ампли-туд инверсии и структурной поверхности. Такиезоны наблюдаются по субмеридиональному сейсми-

ческому разрезу на Ольнинском участке Магаданско-го шельфа (рис. 2). По результатам скоростного ана-лиза в области sp 700-1200 наблюдаемый разрез ско-рее всего соответствует литологической модели«пески – глины». Южнее, в области sp 1200-1500, про-исходит смена литофаций на глинистые, глинисто-кремнистые. К северу, sp 500-700, наблюдается опес-чанивание разреза с возможным появлением углена-сыщенных пород.

Алгоритм второго варианта скоростного анализа,который выполняется по вертикальному графику ам-плитуд инверсии в заданных точках разреза, площадизаключается в следующем. По скоростной характери-стике известного или предполагаемого интервала гли-нистых пород определяется истинное значение Аинв ипроводится интерпретация геологического разреза поотклонению наблюдаемого скоростного поля от ско-ростных моделей (рис. 3).

Опыт применения скоростного анализаПрактика применения скоростного анализа позво-

лила определить геологические задачи, решаемые с по-мощью сейсмоскоростного моделирования. На базепрофиля амплитуд инверсии и скоростного разрезастроится схема восстановленных толщин и размывов,которая является одним из основных исходных мате-риалов для выполнения палеореконструкций (рис. 4),а также интерпретационный литолого-физическийразрез. По результатам построения и анализа разрезовна Кайганско-Васюканском лицензионном участке вверхненутовском и нижненутовском горизонтах быливыделены глинисто-песчаные и песчано-глинистыефановые комплексы до проведения сейсморазведки3D и поискового бурения.



Рис. 2. Пример построения профиля амплитуд инверсии посейсмическому разрезу (Магаданский шельф) [2]:1 – профиль структурной поверхности: а – наблюдаемый по несин-хронным уровням; б – восстановленный для условного синхронногоуровня; 2 – профиль амплитуд инверсии, рассчитанных по скорост-ной модели «пески – глины» (а) и скоростным моделям литотипов сучетом профиля структурной поверхности (б); 3 – разрывные наруше-ния; 4 – участки резкого несоответствия профилей амплитуд инвер-сии и структурной поверхности, отражающего смену литофаций

Палеотектоническая реконструкция разреза на эта-пах его формирования является основой для геохими-ческого моделирования и геологического анализа, на-правленных на выделение этапов формирования раз-рывов, структурных ловушек, зон нефтегазообразова-ния, нефтегазосборных площадей и направлений миг-рации углеводородов.

Базовым инструментом для палеореконструкцииразреза является схема восстановленных толщин и раз-мывов, которая позволяет восстановить изменениегеостатической нагрузки на осадки любого структур-но-стратиграфического горизонта на любом этапеформирования разреза бассейна. Для оценки измене-ния толщины горизонта при изменении геостатиче-ской нагрузки используют модель изменения веса мат-рицы породы в зависимости от глубины максимально-го погружения.

Для участков разреза с предполагаемой зоной ано-мально высокого давления можно оценить коэффи-циенты аномальности пластового (порового) давле-ния по следующей схеме:

– определение истинной глубины максимальногопогружения Н0 по глубине залегания интервала разре-за и амплитуде инверсии разреза;

– оценка глубины максимального погружения Н понаблюдаемому значению скорости в пласте vпл и ско-ростной модели vпл=f(H);

– расчет максимального геостатического давленияргео, соответствующего глубине Н0;

– определение эффективного давления рэф (разно-сти между геостатическим и гидростатическим давле-ниями), соответствующего глубине Н;

– расчет максимального пластового (порового) дав-ления pmax=ргео– рэф;

– оценка коэффициента аномальности Кан=pmax/рг(рг – гидростатическое давление, соответствующее глу-бине залегания интервала).

Примером применения скоростного анализа дляизучения распространения в разрезе и по площадитрещинного резервуара является исследование поПограничному прогибу [3]. В островной части про-гиба в отложениях пиленгской свиты (P3) было от-



Рис. 3. Пример интерпретации геологического разреза в проектируемой скв. 3 Венинская по скоростным пара-метрам сейсморазведки 3D (шельф Северного Сахалина):1 – вода; 2 – пески с гравийно-галечным материалом; 3 – пески, песчаники; 4 – алевриты, алевролиты; 5 – глины; 6 – ар-гиллиты; 7 – кремнистость; 8 – возможно продуктивные пласты; 9 – зона аномально высокого порового давления; 10 – ам-плитуды инверсии, рассчитанные по сейсмоскоростной модели глин (а) и истинные (б)

крыто нефтяное месторождение в перекристал-лизованных опоках с порово-трещинным типомрезервуара (рис. 5). Однако бурение на шельфе(Борисовская структура) показало отсутствие ре-зервуаров в синхронных отложениях. В результа-те выполненного по материалам поисково-де-тальной сейсморазведки скоростного анализа вшельфовой зоне прогиба выявлено локализован-ное распространение зон сильной трещиновато-сти в пиленгском комплексе (рис. 6), приурочен-ное к сводам и крыльям отдельных структур:Варваринской, Керосинной и северным блокамРымникской.

ЗаключениеОпыт применения сейсмоскоростного моделиро-

вания в течение 25 лет при изучении осадочно-по-родных бассейнов Сахалинского, Магаданского иЗападно-Камчатского шельфов Охотского морясвидетельствует о возможности существенного по-вышения информативности данных сейсморазвед-ки при моделировании геологических параметровразреза.



Рис. 4. Схема восстановленных толщин и размывов Кайганско-Васюканского участка (шельф Северного Сахалина)

Рис. 5. Распределение литофаций и зон трещиноватости впиленгском комплексе Пограничного прогиба

Особенно эффективно применение этого метода нарегиональном этапе и начальных стадиях поисково-оценочного этапа геолого-разведочных работ при от-сутствии или крайне ограниченном объеме скважин-ной информации.


1. Буценко Р.Л., Коблов Э.Г. Оценка мощности эродированных отложе-ний по физическим и упругим свойствам пород. В сб. Проблемыосвоения нефтегазовых месторождений Дальнего Востока. – Влади-восток: ДВО АНСССР, 1989. – С. 49-65.2. Литолого-петрофизические критерии нефтегазоносности/ В.Г. Вар-навский, Э.Г. Коблов, Р.Л. Буценко [и др.] – М.: Наука, 1990. – 270 с.3. Ткачева Н.А., Коблов Э.Г., Харахинов А.В. Сейсмоскоростное моде-лирование литолого-физического разреза Пограничного прогиба нашельфе Восточного Сахалина. В сб. Строение, геодинамика и метал-

логения Охотского региона и прилегающих частей Северо-ЗападнойТихоокеанской плиты//Международный научный симпозиум. –Южно-Сахалинск, 2002. – Т. 2. – С. 67-70.

References1. Butsenko R.L., Koblov E.G., Sbornik dokladov “Problemy osvoeniyaneftegazovykh mestorozhdeniy Dal'nego Vostoka” (Collected papers “Prob-lems of oil and gas development of the Far East”), Vladivostok: Publ. of.DVO AS of USSSR, 1989, pp. 49-652. Varnavskiy V.G., Koblov E.G., Butsenko R.L., et al., Litologo-petrofizich-eskie kriterii neftegazonosnosti (Lithological and petrophysical criteria of oiland gas bearing), Moscow: Nauka Publ., 1990, 270 p.3. Tkacheva N.A., Koblov E.G., Kharakhinov A.V., Materialy mezhdunaro-dnogo nauchnogo simpoziuma “Stroenie, geodinamika i metallogeniya Okhot-skogo regiona i prilegayushchikh chastey Severo-Zapadnoy Tikhookeanskoyplity” (Collected papers of International scientific symposium “Structure,geodynamics and metallogeny of Okhotsk region and adjacent parts of theNorth-West Pacific plate”), V. 2, Yuzhno-Sakhalinsk, 2002, pp. 67-70.



Рис. 6. Интерпретация графика амплитуд инверсии (а) и распространение глинисто-кремнистых комплексов и тре-щинного резервуара (б) в районе Пограничного прогиба:1 – точки интерпретации графиков Аинв; 2-5 – литотипы разреза соответственно песчано-глинистый, глинистый, переходныйот глинистого к глинисто-кремнистому, глинисто-кремнистый; 6, 7 – зоны соответственно сильной и слабой трещиноватости




Геологическая модель перспективныхплощадей Северное Колендо и Южно-Омбинская (Северный Сахалин)

ВведениеНа основе переобработки и переинтерпретации ма-

териалов сейсморазведки 2D прежних лет на Охин-ском перешейке (Северное Колендо) (рис. 1) и сейсмо-разведки 2D, выполненной в транзитной зоне (Южно-Омбинская площадь), выделены перспективные гори-зонты и потенциальные ловушки, построены моделирезервуара и системы залежей в разрезах перспектив-ных площадей.

При исследованиях резервуарных комплексов ис-пользовались сейсмостратиграфический, сейсмофа-циальный и амплитудный анализы. Системы залежейстроились на основе анализа амплитудных аномалий,присутствия специфических форм их заканчиваниятипа контакт углеводороды – вода и оценки структур-ного контроля предполагаемых контактов.

Геологическое строение района исследований

Разрезы перспективных площадей сложены плио-цен-олигоценовым комплексом терригенных отло-жений толщиной до 4 км. Выделяются стратиграфи-ческие объекты: мачигарская (Р3), тумская (Р3-N1

1),пильская (N1

1-N12) свиты, нижненутовский (каскад-

ная, венгерийская свиты – N13) и верхненутовский

(маямрафская, матитукская свиты – N13-N2

1) подго-ризонты. Расположенное в 5 км южнее месторожде-ние Колендо содержит основные залежи газа инефти в пластах нижненутовского подгоризонта(венгерийская свита), сформированных в обстанов-ках чередования внутреннего и внешнего шельфа.Проведенное на площади Северное Колендо поиско-во-разведочное бурение на синхронные отложенияпоказало низкую эффективность (открыты оченьнебольшие по запасам залежи нефти и газа). Корре-ляцией разрезов перспективной площади и место-рождения установлено, что основной причинойтаких результатов является глинизация разреза вен-герийского резервуарного комплекса вслед за сме-ной обстановок осадконакопления: от чередованияобстановок внутреннего и внешнего шельфа довнешнего шельфа и склона.

Прогнозируемые резервуарные комплексыПо данным проведенных исследований основ-

ные перспективы поисковых работ на нефть и газна площадях Северное Колендо и Южно-Омбин-ская связываются с резервуарными комплексами,представленными турбидитами склона и дна бас-сейна. Принципиальное присутствие в разрезеучастка таких резервуаров в отложениях пиль-ской, каскадной и низах венгерийской свит об-основано седиментологическими исследования -

М.В. Ромашов, Т.Н. Сергиенко, Э.Г. Коблов, А.В. Харахинов (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

УДК 550.8.072 Коллектив авторов, 2012

Ключевые слова: Северный Сахалин, поиски нефти и газа, перспективы, объекты.Key words: North Sakhalin, oil and gas exploration trends, prospects, formation.


Рис. 1. Обзорная схема района работ



ми1. В результате анализа материалов сейсмораз-ведки оконтурены колендинский и южно-омбин-ский конусы выноса и уточнены контуры восточ-ной части северо-колендинского конуса.

На рис. 2 показана схема обстановок осадконакопле-ния для интервала каскадного турбидитного комплек-са, составленная по данным сейсмостратиграфическо-го и амплитудного анализов с учетом результатов ранеепроведенных исследований. Перспективные площадирасположены в области распространения отложенийконусов выноса. Турбидитные резервуары каскадногокомплекса вскрыты скважинами месторождения Ко-лендо (пласты XXI–XXII) и некоторыми скважинамиплощади Северное Колендо, где эти резервуары пред-ставлены пластами песчаников толщиной до 50-75 м схарактерной формой записи электрокаротажных диа-грамм. По данным изучения керна (скв. 1, 2 Береговойплощади) коллекторы комплекса представлены песча-никами алевритовыми, алевритистыми с низким со-держанием цемента. При относительно небольших глу-бинах захоронения (до 3 км в области северо-колен-динского фана) коллекторы характеризуются хороши-ми фильтрационно-емкостными свойствами: откры-тая пористость – 23-27 %, проницаемость – 0,1-0,6 мкм2. На месторождении Колендо в пластах каскад-ного комплекса (XXI, XXII) разведаны залежи нефти.

Потенциальные ловушки и прогнозируемые системы залежей

Потенциальные ловушки на участке относятся к тек-тонически экранированным и связаны с тектонически-

ми блоками на южных периклиналях Северо-Колен-динской и Южно-Омбинской антиклинальных струк-тур. По результатам качественного анализа наблюдае-мых амплитудных аномалий выделены предполагае-мые контакты углеводород–вода по характеру заканчи-вания амплитудных аномалий и проанализированы ихвременные и глубинные отметки для оценки структур-ного контроля. На основе выполненного анализа по-строены системы прогнозируемых залежей в перспек-тивных горизонтах.

Системы залежей прогнозируются в двух блокахплощади Северное Колендо. Прогнозируются пласто-вые тектонически экранированные залежи на глуби-нах 1000-1700 м с высотами 55-260 м. К перспектив-ным горизонтам необходимо отнести также глини-сто-кремнистый комплекс даехуриинского горизонта(возможный порово-трещинный резервуар). Наблю-даемая амплитудная аномалия может интерпретиро-ваться как массивная тектонически экранированнаязалежь.

Интервал прогнозируемых нефтяных залежей в раз-резе Южно-Омбинской площади охватывает низывенгерийской свиты и каскадную свиту. Прогнози-руются пластовые тектонически экранированные за-лежи на глубинах 1650-2550 м с высотами 100-250 м.Характер сейсмозаписи не исключает возможной про-дуктивности пильской свиты. Газовые залежи прогно-зируются в верхах венгерийской свиты.

ЗаключениеСеверный Сахалин отличается высокой степенью

геологической изученности и освоенности углеводо-родных ресурсов. Дальнейшее расширение ресурснойбазы связывается как с традиционными объектами(преимущественно структурными ловушками в пес-чаных резервуарах внутреннего и внешнего шельфа),так и с дизъюнктивно-литологическими ловушками втурбидитных резервуарных комплексах. Площади Се-верное Колендо и Южно-Омбинская относятся кодной из зон распространения таких ловушек, протя-гивающейся от шельфа юго-западного побережья п-ова Шмидта через Охинский перешеек вдоль тран-зитной зоны Северо-Восточного Сахалина до место-рождения Одопту-море. Практически все потенциаль-ные объекты этой зоны доступны для освоения на-клонно направленными скважинами с берега. Поло-жительные результаты поисковых работ на этих пло-щадях позволят существенно увеличить ресурснуюбазу нефтегазодобычи на острове.

Рис. 2. Схема обстановок осадконакопления в интервалекаскадного и пильского резервуарных комплексов:1 – граница смены обстановок осадконакопления; 2 – кону-сы выноса; 3 – проводящие и распределительные каналы

1 Сахалин и его нефтегазоносность/Ю.Б. Гладенков, О.К. Баженова, В.Н. Гречин [и др.]. – М.: ГЕОС, 2002. – 225 с. 1 Gladenkov Yu.B., Bazhenova O.K., Grechin V.N., Margulis L.S., Sal'nikov B.A., Kaynozoy Sakhalina i ego neftegazonosnost' (Cenozoic of Sakhalin and its oil and gas potential), Moscow: GEOS Publ., 2002, 225 p.




Секвенс-стратиграфия Кайганско-Васюканского участкасеверо-восточного шельфа о. Сахалин

ВведениеКайганско-Васюканский участок площадью около

7000 км2 расположен на северо-восточном шельфео. Сахалин в непосредственной близости от открытыхместорождений на суше и шельфе (рис. 1). В условияхвысокой стоимости бурения на шельфе участок недо-статочно изучен, однако большое количество сейсми-ческих данных хорошего качества, собранных в по-следние годы, позволило выделить интересные осо-бенности осадконакопления и понять общую геоло-гическую картину его строения. На участке открытогазоконденсатнонефтяное месторождение Кайганско-Васюканское-море, где пробуренные на структурахПела Лейч, Южно-Васюканская и Удачная скважиныдоказали присутствие и нефтегазоносность песчаныхглубоководных фановых комплексов в миоцен-плио-ценовых отложениях. На юго-западе участок грани-чит с газоконденсатнонефтяным месторождениемОдопту-море, на котором открыты газонефтяные за-лежи в песчано-алевритовых коллекторах верхнеми-оценового возраста, накопленных в обстановках внут-реннего и внешнего шельфа.

Геологическая характеристика изучаемого участка

Перспективный интервал разреза представлен от-ложениями средне-позднемиоценового (окобыкай-ско-нижненутовского) и нижней части плиоценово-го (верхненутовского) структурно-стратиграфиче-ских комплексов и слагает региональный мегасек-венс (суперцикл) второго порядка – В III [1]. Форми-рование средне-позднемиоценового разреза про-исходило в условиях пострифтового оседания, нача-лось с обширной трансгрессии в начале окобыкай-ского времени и продолжилось последующей ре-грессией, вызванной активным притоком осадочно-го материала с запада в результате деятельности па-

леодельты Амура. Проградация отложений с западана восток происходила вплоть до последующей мас-штабной трансгрессии в раннем плиоцене. Сопо-ставление региональной кривой относительных ко-лебаний уровня моря с глобальной эвстатическойшкалой показывает хорошую сходимость уровнеймаксимального затопления в изучаемом интервале срезкими повышениями зеркала Мирового океана,что свидетельствует о существенном вкладе эвста-тического фактора. Сложное геологическое строе-ние участка обусловлено комплексным влияниемфлуктуаций уровня моря различного порядка, тек-тонических движений и изменений в активности ис-

Н.А. Ткачева (ЗАО «РН-Шельф-Дальний Восток»)

УДК 550.8 Н.А. Ткачева, 2012

Ключевые слова: шельф, секвенс-стратиграфия, секвенс, системный тракт, уровень моря, обстановкаосадконакопления, скважина.Key words: shelf, sequence stratigraphy, sequence, system tract, sea level, depositional environment, well.


Рис. 1. Обзорная схема Кайганско-Васюканскогоучастка (северо-восточный шельф о. Сахалин):1 – границы лицензионных участков; 2, 3 – месторождениясоответственно Одопту-море (Северный купол) и Кайган-ско-Васюканское-море; 4 – пробуренные скважины; 5, 6 –ловушки соответственно перспективные и с отрицательны-ми результатами бурения; 7 – область развития литолого-стратиграфических ловушек в фановых комплексах



точника осадков, что приводило к частой смене об-становок осадконакопления в широком диапазонеот флювиальных до глубоководных. Влияние текто-ники можно разделить на две составляющие: консе-диментационную и постседиментационную. Консе-диментационная тектоника увеличивала при проги-бании или уменьшала при восходящих движенияхаккомодационное пространство, а также создавалапалеорельеф, контролирующий направление и ско-рость потоков, переносивших осадки в бассейн. По-стседиментационная плиоценовая тектоника приве-ла к размыву огромного количества осадков, суще-ственно повлияла на современный структурный видразреза и окончательный вид ловушек.

Использованные данные и методологияСеквенс-стратиграфическая модель построена с ис-

пользованием материалов сейсморазведки 2D различ-ных лет, покрывающих с различной плотностью весьучасток и позволяющих связать между собой различ-ные его зоны. Для уточнения строения, выделения гео-морфологических особенностей и динамического ана-лиза использовались, там где они имелись, данныесейсморазведки 3D. При создании модели использова-лись результаты бурения скв. 1 Одопту-море и 1 Хангу-за-море в прибрежной зоне, а также четырех скважинв глубоководной части участка (скв. 1 Пела Лейч,1 Южно-Васюканская, 1 Удачная, 1 Савицкая). При ин-терпретации сейсмического материала и скважинныхданных применялись принципы секвенс-стратигра-фии, позволяющие логично расчленить сейсмическийи геологический разрезы на синхронные интервалы споследовательной сменой обстановок осадконакопле-ния [2].

Как известно, секвенс-стратиграфический каркасможет состоять из трех различных типов секвенс-стратиграфических единиц, называемых секвенсами,системными трактами и парасеквенсами. Авторы ра-боты [3] отмечают, что в связи с существованием раз-личных подходов в применении секвенс-стратигра-фии этот метод не формализован в руководствах истандартах, и подчеркивают необходимость выработ-ки методологии и терминологии, не зависящей оттипа выбранной модели. Ими дано универсальное, независящее от типа модели определение секвенса какпоследовательности слоев, отложенных в течение пол-ного цикла изменений в аккомодации или поступле-ния осадков. Секвенс состоит из системных трактов,которые определены как относительно согласныепоследовательности генетически связанных слоев,ограниченные согласными или несогласными сек-венс-стратиграфическими поверхностями. Систем-

ные тракты могут состоять из парасеквенсов, пред-ставляющих мелеющие вверх последовательностифаций, ограниченные поверхностями морского за-топления [4, 5]. Выделение парасеквенсов географиче-ски ограничено прибрежной и мелководной областя-ми, где могут формироваться поверхности морскогозатопления.

В зависимости от типа секвенс-стратиграфическоймодели выделяют секвенсы различных видов: осадоч-ные, ограниченные субаэральными поверхностяминесогласий и их морскими коррелятивными согласны-ми поверхностями [4-7], генетические стратиграфиче-ские, ограниченные поверхностями максимальногозатопления [8], трансгрессивно-регрессивные (T-R),ограниченные поверхностями максимальной регрес-сии [9, 10]. Выбор типа модели, как правило, обуслов-лен геологическими и сейсмогеологическими условия-ми изучаемой области, качеством доступных данных, атакже предпочтениями интерпретатора.

В условиях Кайганско-Васюканского участка наибо-лее сейсмически выразительными и выдержаннымипо площади являются поверхности максимальногозатопления. Распространение границ субаэральнойэрозии в кровле системных трактов высокого стоянияуровня моря ограничено прибрежной частью участка,а для части секвенсов – находится западнее, за его пре-делами. Коррелятивные им согласные поверхностичасто становятся невыразительными по мере удале-ния от прибрежной зоны. Все это обусловило выбортипа группирования системных трактов и, следова-тельно, типа модели. Выделенные секвенсы по типуотносятся к генетическим стратиграфическим [8],ограниченным в кровле и подошве поверхностямимаксимального затопления. Использованная номен-клатура системных трактов и секвенс-стратиграфиче-ских поверхностей следует схеме [9].

Отличительной особенностью изучаемого разрезаявляется невозможность выделения явно выражен-ных трансгрессивных системных трактов (TST).Одним из основных признаков выделения TST являет-ся трансгрессивное налегание пород в прибрежной ифлювиальной обстановках, в данном случае зонатаких налеганий, по-видимому, оказывается западнее,за пределами участка. Кроме того, вероятность сохран-ности TST в условиях такого активного осадконакоп-ления, как на Кайганско-Васюканском участке, резкоснижается, так как при сравнительно небольшой тол-щине он значительно эродируется осадочными пото-ками, формирующими системные тракты падающегоуровня моря (FSST) и низкого уровня моря (LST)более молодого секвенса. Необходимо также отметить,что качество сейсмических данных и особенности гео-



логического строения участка позволили выделитьпризнаки для разделения системных трактов FSST иLST только для некоторых секвенсов, в остальных слу-чаях они не раздельны и названы LST.

Секвенс-стратиграфическая модельСеквенс-стратиграфическая модель участка по-

строена в интервале между двумя поверхностямимаксимального затопления (mfs) II порядка: 14,2 млн.лет (кровля дагинского горизонта) и 5 млн. лет (внут-ри верхненутовского подгоризонта). Среднемиоцен-нижнеплиоценовый разрез расчленен на системныетракты, объединенные в 14 секвенсов третьего поряд-ка, ограниченных поверхностями максимального за-топления (рис. 2). Нижние девять секвенсов вскрытыскв. 1 Одопту-море, вышележащие в данной скважи-не – эродированы. Накопление некоторых секвенсовпроисходило только на шельфе, и вынос осадков надно бассейна отсутствовал. Скважинами месторожде-ния Кайганско-Васюканское-море доказаны суще-ствование и нефтегазоносность глубоководных фано-вых комплексов в отложениях нутовского горизонта.

Нижней границей секвенса 1 является mfs II поряд-ка, проходящая непосредственно под забоем скв. 1Одопту-море (кровля дагинского горизонта). Верхняяграница в скв. 1 проведена по кровле пласта XXIX ипринята за кровлю окобыкайского горизонта (рис. 3).Скважиной, вероятно, вскрыта только верхняя часть

секвенса, сформировавшаяся во время падающего инизкого стояния уровня моря. Предполагается, чтопесчаные пласты XXIX и XXX отлагались в обстанов-ках нижней сублиторали – батиали и являются конуса-ми выноса на склоне и дне бассейна. Зубчатая формазаписи на кривой ГК характерна для дистальных ча-стей фановых комплексов. На всей площади Кайган-ско-Васюканского участка секвенс представлен глубо-ководными отложениями заполнения палеовпадин,наблюдаются боковые налегания отражений на скло-ны палеоподнятий, в сводовых частях палеоподнятийотложения секвенса отсутствуют. Неоднородное рас-пределение толщин отражает контрастный палеорель-еф на начало формирования секвенса. На сейсмиче-ских разрезах отложения представлены в основномбледными прозрачными сейсмофациями, локально за-мещающимися яркими и хаотичными, вероятно свя-занными с глубоководными каналами и конусами вы-носа. На месторождении Кайганско-Васюканское-море отложения секвенса вскрыты только вскв. 1 Удачная и имеют глинисто-кремнистый состав.

Секвенс 2 выделяется в скв. 1 Одопту-море в ин-тервале между кровлями пластов XXVII и XXIX.Пласты охарактеризованы сходными обстановкамиосадконакопления (фановый комплекс на склоне идне бассейна) и зубчатой формой записи кривой ГК.Секвенс имеет локальное распространение и по на-правлению к Кайганско-Васюканскому участку вы-

Рис. 2. Секвенс-стратиграфическая модель. Схема корреляции отложений прибрежной и глубоководной зон:1 – системный тракт высокого уровня моря (HST); 2 – системный тракт падающего уровня моря (FSST); 3 – системныйтракт низкого уровня моря (LST); 4 – трансгрессивный системный тракт (TST); 5 – поверхность максимального затопления(mfs); 6 – базальная поверхность вынужденной регрессии (bsfr); 7 – субаэральное несогласие (su); 8 – эрозия при текто-ническом воздымании; 9 – номер секвенса; 10 – интервал исследований



клинивается, mfs в кровле комплекса сливается сmfs, покрывающей секвенс 1. В скв. 1 отмечены неф-тепроявления из пласта XXVII.

Верхняя граница секвенса 3 проведена по кровлепласта XXV в скв. 1 Одопту-море и кровле нефтега-зонасыщенного пласта М35.90 в скв. 1 Пела Лейч(см. рис. 3, а). В скв. 1 Одопту-море секвенс состоитиз системного тракта высокого стояния уровняморя (HST), представленного глинистыми отложе-ниями, и нерасчлененных системных трактов па-дающего и низкого уровня моря (LST), включаю-щих песчаные пласты XXV и XXVI. В подошве пла-ста XXVI по кривой ГК отмечается резкая сменасвойств, предполагающая эрозионную природу гра-ницы, принятой за базальную поверхность вынуж-денной регрессии (bsfr). По данным скв. 1 Одопту-море песчаные пласты XXV и XXVI накапливались вусловиях нижней сублиторали и верхней батиали(внешний шельф и склон).

Анализ карты толщин секвенса (см. рис. 3, б) и сейс-мофаций дают основание полагать, что на всей пло-щади Кайганско-Васюканского участка сохранялисьглубоководные условия склона и дна бассейна. Бров-ка шельфа располагалась вблизи западной границыизучаемого участка. По карте толщин выделяютсяпути транспортировки осадков на дно бассейна (ка-налы на склоне). Положение каналов на склоне конт-ролируется серией приподнятых палеоблоков. Насейсмическом разрезе отложения каналов выделяют-ся яркими хаотичными сейсмофациями на фоне гли-нистых склоновых отложений, представленных блед-

ными прозрачными сейсмофация-ми. По смене ярких хаотичныхсейсмофаций по падению на яркиесубпараллельные можно предполо-жить положение подножья склона ипереход к фациям каналов и лопа-стей на дне бассейна.

Секвенсы 4 и 5 распространенылокально в районе месторожденияОдопту-море. На перспективныхструктурах Кайганско-Васюкан-ского участка их отложения пред-ставлены фоновыми глинамисклона и дна бассейна. Песчаныепласты XXIII и XXIV, вскрытыескв. 1 Одопту-море, относятся кLST секвенса 4 и считаются конуса-ми выноса на внешнем шельфе исклоне. Пласты с XX2 по XXI1 отно-сятся к LST секвенса 5, накаплива-

лись в обстановках чередованиявнутреннего и внешнего шельфа с преобладаниемотносительно глубоководной обстановки и являют-ся, видимо, конусами выноса на шельфе. С этим си-стемным трактом связаны основные залежи на ме-сторождении Одопту-море (Северный купол).

Во время формирования LST секвенса 6 областьвлияния палеодельты расширялась, продолжаласьпроградация на восток и вынос осадков на дно бас-сейна (рис. 4). В скв. 1 Одопту-море секвенс 6 выделенот подошвы пласта XX1-2 до кровли пласта IX и пред-ставлен отложениями, сформировавшимися при че-редовании обстановок внутреннего и внешнегошельфа с преобладанием относительно мелководнойобстановки в верхней части секвенса (LST) и относи-тельно глубоководной в нижней (HST). В скв. 1 ПелаЛейч секвенс представлен комплексами глубоковод-ных фановых песчаников М35.90 и М40.15-2. Нарис. 4 по профилю А – А’, выровненному на mfs в по-дошве секвенса, наблюдается смена субпараллельныхярких шельфовых сейсмофаций на бледные хаотич-ные склоновые, связанные, возможно, с масс-транс-порт комплексом (на карте ему соответствует локаль-ное увеличение толщин), а затем на относительнояркие и менее хаотичные сейсмофации фановогокомплекса. На карте максимальных отрицательныхамплитуд, извлеченных в интервале LST из сейсмиче-ских кубов 3D, локальные и хаотичные разрастанияамплитуд на склоне характеризуют отложения кана-лов, более выдержанные и яркие области увеличенияамплитуд связаны с фановыми комплексами в обла-сти разгрузки на дне бассейна.

Рис. 3. Сейсмическая и каротажная характеристика секвенсов 1, 2, 3 (а) икарта временных толщин секвенса 3 (б)



Распространение секвенса 7 ограничено прибреж-ной частью участка, отложение всех системных трактовпроисходило на шельфе, вынос осадков на дно бассей-на отсутствовал и был незначительным на склоне.

В изучаемом разрезе снизу вверх, в связи с посто-янной проградацией, проявляются все более мелко-водные отложения. В скв. 1 Одопту-море HST секвен-са 8 выделен от кровли пласта I до подошвы пласта О(рис. 5, б), ему соответствуют высокие значения накривой ГК зазубренной формы, отражающей тонкоепереслаивание песчано-глинистых пород продельты.Пачка пластов М, Н, О накапливалась в обстановкахсублиторали, временами литорали. В пластах Н и Оприсутствует лигнит. Быстрое падение уровня моря иактивная работа источника осадков привели к вынуж-денной регрессии и формированию на шельфе си-стемного тракта падающего уровня моря (FSST). Насейсмических разрезах он выделяется по характерно-му регрессивному прилеганию сейсмических отраже-ний (рис. 5, а). Скв. 1 Одопту-море вскрыла одну изклиноформ FSST, которой соответствует пласт О,остальные клиноформы находятся за ее пределами.Выдвижение дельты к бровке вызвало вынос осадковна дно бассейна и образование на начальном этапедебритовых потоков в юго-восточной части участка и

затем фановых комплексов в северо-восточной. В скважинах месторож-дения Кайганско-Васюканское-моресеквенсу соответствуют продуктив-ные песчаные фановые комплексыM40.20 и М40.15-1. LST в скв. 1 Одоп-ту-море представлен пластами M иН, формировавшимися при медлен-но повышающемся уровне моря иумеренной проградации. В скв. 1 имсоответствует набор проградацион-ных парасеквенсов. Кровлю LSTограничивает поверхность макси-мальной регрессии, выше которойвыделяется бледный, распростра-ненный локально комплекс, предпо-ложительно образовавшийся в ре-зультате морской эрозии при транс-грессии.

Секвенс 9 в скв. 1 Одопту-морепредставлен только нижней частьюсистемного тракта HST (см. рис. 2),вышезалегающие отложения под-верглись постседиментационнойэрозии, связанной с процессамитектонического воздымания. Рас-

пространение HST ограничено при-брежной зоной участка (рис. 6). После его формиро-вания произошло быстрое падение уровня моряниже бровки призмы HST и образование FSST, пред-ставленного дельтовой клиноформой на шельфе, на-чался вынос осадков на склон и дно бассейна. Затемвследствие медленного подъема уровня моря обра-зовался клин LST, на сейсмическом разрезе наблю-даются боковые налегания отражений на осадочныйсклон HST и подошвенное прилегание на FSST. Накарте общих временных толщин FSST и LST выде-ляется область повышенных значений, связанная сфронтом дельты, в которой заметны участки, под-вергшиеся постседиментационной эрозии, вызван-ной потоками, формировавшими FSST секвенса 10.

Секвенсы 9 и 10 имеют сходное строение. Послеформирования вблизи современной линии берегапризмы HST секвенса 10 снова произошло быстроепадение уровня моря и образование системного трак-та FSST. Площадное распространение дельты увеличи-лось по сравнению с секвенсом 9, дельта выдвинуласьна бровку. Затем уровень моря постепенно повысилсяи сформировался LST. Силы источника осадков оказа-лось недостаточно для компенсации повышения уров-ня моря и бровка шельфа сместилась к западу, пло-щадь дельты резко сократилась (см. рис. 6).

Рис. 4. Характеристика строения секвенса 6: положение бровки шельфа: 1 – в HST, 2 – в LST; 3 – подножие склона; MTC –масс-транспорт комплекс



За время формирования системных трактов FSST иLST секвенсов 9 и 10 произошел значительный выноспесчаного материала на дно бассейна, на склоне выде-ляются мощные врезы каналов. На месторожденииКайганско-Васюканское-море системным трактамFSST и LST секвенса 10 соответствует продуктивныйпесчаный комплекс M40.40.

Дальнейшее повышение уровня моря привело ксмещению бровки к западу и формированию HSTсеквенса 11. Затем последовали незначительное, види-мо, падение уровня моря и существенное увеличениепритока осадочного материала, что вызвало наращи-вание бровки шельфа, ее нестабильность и возникно-вение оползневых явлений. Поток осадков в бассейнстановился более направленным, что может быть свя-зано с тектоническим воздыманием прилегающейсуши и увеличением градиента склона. Образовалсямощный песчаный фановый комплекс M40.80, с верх-ней частью которого связана одна из самых крупных

залежей на месторождении Кайганско-Васюкан-ское-море (см. рис. 2).

Секвенсы 12 и 13 формировались на шель-фе, имеют строение, схожее с секвенсами 9 и10. В каждом секвенсе происходило падениеуровня моря ниже бровки призмы HST, но су-щественного выноса осадка на дно бассейна ненаблюдалось.

Завершается изучаемый интервал секвен-сом 14. Сформированный при повышенииуровня моря HST был практически пол-ностью эродирован во время последующегопонижения уровня моря и затем позднепли-оценовой тектонической инверсии. Образо-вавшийся в юго-восточной части участкамощный клин LST свидетельствует о макси-мальной проградации отложений в бассейн визучаемом интервале. В западной части участ-ка господствовали условия суши (дельтоваяравнина). Формирование секвенса заверши-лось масштабной трансгрессией и образова-нием TST. Кровлей секвенса является поверх-ность максимального затопления второго по-рядка, связанная с масштабной плиоценовойтрансгрессией (см. рис. 2). В скв. 1 Пела Лейчместорождения Кайганско-Васюканское-мореотложения секвенса представлены перекри-сталлизованными опоками, кремнистымиглинами и аргиллитами, являющимися зо-нальной покрышкой для залежи M40.80.

ЗаключениеИспользование принципов секвенс-стратигра-

фии в изучении перспективного интервала разрезана Кайганско-Васюканском участке дало возмож-ность логично расчленить сейсмический и геологи-ческий разрезы на синхронные интервалы с после-довательной сменой обстановок осадконакопления,что позволило в дальнейшем, анализируя трендыизменения толщин системных трактов, характерсейсмозаписи разреза и площадное распределениегеофизических атрибутов, прогнозировать обста-новки осадконакопления, зоны наиболее вероятногоразвития резервуаров и качество резервуарныхтолщ.

Выполненная работа показала сложность геологиче-ского строения изученного перспективного интервала,связанную с комплексным влиянием ряда факторов напроцессы седиментации и последующую сохранностьотложений, и позволила понять пространственно-гене-тическое взаимоотношение осадочных комплексов нанеразбуренных и вскрытых скважинами ловушках на

Рис. 5. Сейсмическая характеристика (а), каротажная ха-рактеристика и карта временных толщин (б) секвенса 8:1 – mfs; 2 – поверхность максимальной регрессии; 3 – кровликлиноформ вынужденной регрессии; 4 – кровельное прилега-ние; 5 – bsfr; 6 – бровка шельфа

месторождениях Одопту-море (Северный Купол) иКайганско-Васюканское-море.

Применение данного подхода повысило достовер-ность интерпретации геолого-геофизических дан-ных, позволило построить наиболее реалистичнуюгеологическую модель участка и обоснованно пере-смотреть поисковые риски.


1. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского регио-на. – М.: Научный мир, 2010. – 276 с. – C. 78-79.2. Catuneanu O. Principles of Sequence Stratigraphy. – Amsterdam:Elsevier, 2006. – 375 p.3. Sequence stratigraphy: common ground after three decades of deve-lopments/O. Catuneanu, J. P. Bhattacharya, M.D. Blum et al.// FirstBreak. – January 2010. – V 28. – P. 41-54.4. An overview of the fundamentals sequence stratigraphy and key de-finitions/ Van J.C Wagoner, H.W. Posamentier, R.M. Mitchum etal.//Society of Economic Paleontologists and Mineralogists. – 1998. –Special Publication 42. – P. 39-45.5. Siliciclastic Sequence Stratigraphy in Well Logs, Core, and Outcrops:Concepts for High-Resolution correlation of Time and Facies/VanJ.C. Wagoner, R.M. Mitchum, K.M. Campion, V.D. Rahma -nian//AAPG Methods in Exploration, Series 7. – 1990.

6. Posamentier H.W., Jervey M.T., Vail P.R. Eustaticcontrols on clastic deposition I – conceptual frame-work// Society of Economic Paleontologists and Mi-neralogists. – 1998. – Special Publication 42. – P. 110-124. 7. Hunt D., Tucker M.E. Stranded parasequences andthe forced regressive wedge systems tract: depositionduring base-level fall// Sedimentary Geology. –1992. – N 81. – P. 1-9.8. Galloway W.E. Genetic stratigraphic sequences inbasin analysis, I. Architecture and genesis of flo-oding-surface bounded depositional units// AAPGBulletin. – 1989. – N 73. – P. 125-142.9. Johnson J.G., Murphy M.A. Time-rock model forSiluro-Devonian continental shelf, western UnitedStates // Geological Society of America Bulletin. –1984. – N 95. – P. 1349-1359.10. Johnson J.G., Klapper G., Sandberg C.A. Devonianeustatic fluctuations in Euramerica // Geological So-ciety of America Bulletin. – 1985. – N 96. – P. 567-587.

References1. Kharakhinov V.V., Neftegazovaya geologiyaSakhalinskogo regiona (Petroleum geology ofSakhalin region), Moscow: Nauchnyy mir Publ.,2010, pp. 78-79.2. Catuneanu O., Principles of sequence stratigraphy,Amsterdam: Elsevier, 2006, 375 p.

3. Catuneanu O., Bhattacharya J.P., Blum M.D., Dal-rymple R.W., Eriksson P.G., Filding C.R. et al., Sequence stratigraphy:common ground after three decades of developments, First Break, Janu-ary 2010, V. 28, pp. 41-54.4. Van Wagoner J.C., Posamentier H.W., Mitchum R.M., Vail P.R., SargJ.F., Loutit T.S., Hardenbol J., An overview of sequence stratigraphy andkey definitions, Sea level changes – an integrated approach, Society ofEconomic Paleontologists and Mineralogists (SEPM), 1988, Special Pub-lication 42, pp. 39-45.5. Van Wagoner J.C., Mitchum R.M., Campion K.M., Rahmanian V.D.,Siliciclastic Sequence Stratigraphy in Well Logs, Core, and Outcrops:Concepts for High-Resolution correlation of Time and Facies, AAPGMethods in Exploration, 1990, Series 7.6. Posamentier H.W., Jervey M.T.,Vail, P.R., Eustatic controls on clasticdeposition I – conceptual framework, Sea level changes – an integratedapproach, Society of Economic Paleontologists and Mineralogists(SEPM), 1988, Special Publication 42, pp. 110-124. 7. Hunt D., Tucker, M.E., Stranded parasequences and the forced regres-sive wedge systems tract: deposition during base-level fall, SedimentaryGeology, 1992, V. 81, pp. 1-9.8. Galloway W.E., Genetic stratigraphic sequences in basin analysis, Ar-chitecture and genesis of flooding-surface bounded depositional units,AAPG Bulletin, 1989, V. 73, pp. 125-142.9. Johnson J.G., Murphy M.A., Time-rock model for Siluro-Devoniancontinental shelf, western United States, Geological Society of AmericaBulletin, 1984, V. 95, pp. 1349-1359.10. Johnson J.G., Klapper G., Sandberg C.A., Devonian eustatic fluctu-ations in Euramerica, Geological Society of America Bulletin, 1985,V. 96, pp. 567-587.



Рис. 6. Характеристика строения секвенсов 9 и 10:1 – HST; 2 – FSST; 3 – LST; 4 – границы секвенсов (mfs); 5 – эрозионная по-верхность; 6 – перспективные структуры; 7 – палеоподнятия; 8 – областиэрозии отложений седиментационными потоками; положение бровки наконец формирования: 9 – HST секвенса 9, 10 – LST секвенса 9, 11 – HSTсеквенса 10, 12 – FSST секвенса 10, 13 – LST секвенса 10; 14 – основноепитающее русло



Новые данные о строении погребенных ловушек в зонах крупных разломов Северного Сахалина

ВведениеЗначительные запасы углеводородов Сахалинского

региона сосредоточены в юго-восточной частиСеверного Сахалина и связаны с ловушками погре-бенных моноклинальных блоков. Ловушки такоготипа («монгинский» тип ловушек [1]) контролируютзалежи нефти и газа месторождений Монги, НижнееДаги, им. Р.С. Мирзоева, Усть-Эвай, Катангли и пред-ставлены погребенными под окобыкайской глини-стой толщей эрозионно-тектоническими выступамидагинского горизонта. Такой тип ловушек обнаружентакже в северо-восточной части Северного Сахалинав районе южного обрамления Байкальской депрессии.Генетически связанные с крупными конседимента-ционными сбросами эти ловушки в виде гемиантик-линальных и моноклинальных блоков формируютлинейно вытянутую зону нефтегазонакопления.Ловушки приурочены к зонам региональных изональных конседиментационных разломов раннео-кобыкайского (средний миоцен) заложения (рис. 1).

В статье представлены новые сведения о строениипогребенных ловушек в дагинских отложенияхСеверного Сахалина, полученные по результатамсейморазведочных работ 3D, проведенных в 2010 г. вМонгинском районе, а также по данным переобра-ботки и переинтерпретации сейсмических материа-лов 2D прошлых лет на южном окончанииБайкальской депрессии.

Погребенные ловушки Монгинского районаВ геологическом строении Монгинского участка

принимают участие терригенные отложения палео-ген-неогенового возраста вскрытой толщиной до4413 м (месторождение им. Р.С. Мирзоева).Природный резервуар развит в отложениях дагинско-го и частично верхней части уйнинского горизонтов,

представленных переслаиванием песчаных и глини-стых пластов с преобладанием первых в верхней исредней частях резервуара и вторых – в нижней. Длянижней части дагинского и верхов уйнинского гори-зонтов характерен пластовый тип резервуара; дляверхней и средней частей дагинского горизонта (верх-недагинская и среднедагинская подсвиты), перекры-тых преимущественно глинистыми отложениямиокобыкайского горизонта, – массивно-пластовый тип.

В 2010 г. на участке, включающем центральнуючасть Монгинской моноклинальной зоны и южноеокончание примыкающей к ней с запада Западно-Монгинской структурной зоны, была проведенасейсморазведка 3D. По ее результатам полученыновые данные, определены направления дальней-ших поисков и перспективные нефтегазопоисковыеобъекты вдоль конседиментационных разломов взонах развития грабенов. Большие глубины, слож-ное тектоническое строение накладывают ограниче-ния на картирование этих зон сейсморазведкой 2D.Пробуренные в 80-х годах XX века по данным сейс-моразведки 2D и оказавшиеся непродуктивнымиединичные скважины заставили надолго отложитьдальнейшую разведку этой части участка.

Потенциальные ловушки на участке относятся кЗападно-Монгинской структуре, развивающейсявдоль восточного борта грабена. Строение структу-ры по данным трехмерных наблюдений аналогичностроению Монгинской складки. Структура имеетсложное складчато-блоковое строение и ограниченас востока Монгинским сбросом. По сейсмическимматериалам и данным бурения амплитуда верти-кального смещения Западно-Монгинской складкиотносительно Монгинской антиклинали составляетот 350 м на юге до 900 м на севере. Амплитуднаяхарактеристика разреза аналогична соседним бло-

А.В. Харахинов, к.г.-м.н., Э.Г. Коблов, к.г.-м.н., Н.А. Налимова, к.г.-м.н. (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

УДК 551.243 А.В. Харахинов, Э.Г. Коблов,

Н.А. Налимова, 2012

Ключевые слова: Северный Сахалин, погребенные ловушки, конседиментационные разломы, сейсмика 3D.Key words: North Sakhalin, buried traps, syndepositional faults, 3D seismic.


кам Монгинского месторождения, что позволяетпредполагать продуктивность ловушек в пределахЗападно-Монгинской структуры.

По результатам сейсморазведки 3D к востоку отместорождения Монги выделяется еще одна линияструктурообразующих разрывов, к которой при-урочена перспективная структура ВосточноеМонги. По данным сейсморазведки 2D линия разло-мов прослеживается на север по восточному крылуМонгинской антиклинальной зоны. Видимо, с этойлинией связаны блоковые ловушки на восточномкрыле Усть-Эвайской структуры, где открыты газо-конденсатные залежи.

Разрыв, ограничивающий структуру с запада,имеет конседиментационный характер и раннеезаложение (средний миоцен, раннеокобыкайскоевремя). Западные блоки по разрыву погружены, чтообусловило формирование дизъюнктивных лову-шек в гемиантиклинальных восточных блоках.Такой тип ловушек в рассматриваемом районе наи-более распространен в отложениях дагинского гори-зонта и исходя из результатов поисково-разведочно-го бурения является перспективным по условиямнефтегазонакопления.

Перспективные объекты южного обрамления Байкальской депрессии

В тектоническом отношении район исследованийнаходится в зоне сопряжения Байкальской грабен-синклинали, Гыргыланьи-Глухарского поднятия иВолчинской мегантиклинали. Структурный обликрайона исследований определяет региональныйВосточно-Байкальский взбросо-надвиг правосто-ронней ориентировки. Байкальская синклинальнаязона является главным источником мигрирующихуглеводородов для данного района.

Геологический разрез участка работ представлентерригенными отложениями эоцен-четвертично-го возраста общей толщиной до 8-10 км.Резервуарные комплексы по результатам бурениявыделяются в широком стратиграфическоминтервале и включают отложения уйнинского,дагинского и окобыкайского горизонтов (ниж-ний-средний миоцен).

В результате выполненных в 2010-2011 гг. пере-обработки и последующей интерпретации материа-лов сейсморазведки 2D прошлых лет уточнено гео-логическое строение участка работ, выделены пер-спективные объекты для поисковых работ (Северо-



Рис. 1. Обзорная схема участка работ:а, б – соответственно Байкальский и Монгинский участок; 1 – изогипсы по поверхности дагинской свиты; 2 – разрывы;месторождения: 3 – нефтяные, 4 – газовые, газоконденсатные, 5 – газонефтяные, нефтегазоконденсатные; 6 – прогноз-ные погребенные ловушки

Шхунная и Западно-Шхунная структуры) и оцене-ны прогнозные ресурсы углеводородов.

Самая крупная из изученных структур – Северо-Шхунная – приурочена к северной периклиналиШхунной антиклинальной зоны и отделена отодноименной структуры крупным региональнымразломом – Восточно-Байкальским взбросо-надвигом (рис. 2). В отличие от Шхунной структу-ры Северо-Шхунная складка находится в удален-ной от надвига части, что определило ее развитие вотносительно спокойных тектонических условиях.Структура осложнена системой несогласных сбро-сов конседиментационного характера, образую-щих систему блоков, ступенчато погружающихся всеверном направлении.

Северо-Шхунная группа ловушек представленаблоковыми тектонически экранированными ловуш-ками в интервале окобыкайского и дагинского ком-плексов. Такой тип ловушек описывается в пределахМонгинской зоны нефтегазообразования [2] и научастке исследований ранее не выделялся. В объемеверхнедагинского комплекса потенциальные ловуш-ки выделены в пластах XXII–XXIII (глубина залега-ния 3600-3950 м), ловушки окобыкайского комплек-са приурочены к пластам XVI-XVIII (глубина залега-ния от 3100 до 3700 м).

Западно-Шхунная структура представлена сериейтектонических блоков, расположенных к западу отсубмеридионального Восточно-Байкальскоговзбросо-надвига и погружающихся к депоцентруБайкальской мегасинклинали (рис. 3). Ловушкиобразованы примыкающими к надвигу разломами

сбросового характера и в плане представляют собойобрезанные с юга полуантиклинали. Сбросы имеютявные черты конседиментационного формирова-ния: обычно они не прослеживаются выше кровлидагинских – низов окобыкайских отложений, иногдадостигая нутовского горизонта; амплитуды разрыв-ных нарушений не выдержаны по разрезу.Перспективный интервал охватывает низы окобы-кайского резервуарного комплекса (от двух до пятипластов) толщиной от 300-350 до 500 м и верхнюючасть дагинского резервуарного комплекса (от четы-рех до шести пластов) толщиной от 400 до 800-900 м. Глубина залегания перспективных комплек-сов увеличивается по направлению к депоцентруБайкальской депрессии от 1600-2100 до 2700-4000 м.По данным бурения скважин резервуарные ком-плексы этих горизонтов сформированы в условияхчередования обстановок осадконакопления внут-реннего и внешнего шельфа с преобладанием мел-ководных и представлены переслаиванием песча-ных и глинистых пластов.

В углеводородной системе, связанной сБайкальским очагом нефтегазообразования, обеструктуры занимают благоприятную позицию.Они находятся в первом эшелоне по отношению кдепоцентру очага, характеризуются ранним фор-мированием, слабо затронуты процессами пере-формирования структур в более поздние этапыинтенсивной складчатости. Незначительные мас-штабы инверсии разреза участка позволяют рас-считывать на сохранение поровых коллекторов доглубины 4,5-5 км.



Рис. 2. Соотношение структурных элементов Шхунной и Северо-Шхунной структур вдоль композитного профиля69047D – 69110 – 48612

Направления и методы геолого-разведоч-ных работ для изучения погребенных лову-шек на Северном Сахалине

Несмотря на сравнительно хорошую изученностьсейсморазведкой 2D (плотность профилей на отдель-ных участках достигает 3,6 км/км2) и бурением, а такжевысокую освоенность ресурсов, структурно-страти-графические ловушки дагинского комплекса («монгин-ского» типа) остаются объектом дальнейших исследо-ваний не только в пределах месторождений (глубокиегоризонты и пропущенные залежи) и прилегающих кним участков, но и на новых перспективных площадях.

В Монгинской зоне нефтегазонакопления неопоис-кованными остаются большая часть зоныКатанглийского разлома и участок, расположенныймежду Монгинской и Катанглийской мегантиклиналя-ми. Сейсморазведочные работы 3D показали эффек-тивность при выявлении и оконтуривании погребен-ных ловушек в пределах месторождения Монги и реко-мендуются в качестве основного метода исследованияна малоизученных и неопоискованных участках. НаБайкальском участке целесообразно выполнить сейс-моразведочные работы 3D для подготовки к глубокомубурению Северо-Шхунной и Западно-Шхунной струк-тур. Кроме того, необходимо продолжать переобработ-ку и переинтерпретацию материалов сейсморазведки2D для уточнения геологического строения и выделе-ния перспективных объектов в юго-западной частиБайкальской депрессии в районе месторожденийАстрахановское (суша) и Узловое.

ЗаключениеСтруктурно-стратиграфические погребенные

ловушки дагинского комплекса продолжают оста-ваться приоритетным направлением геолого-разве-дочных работ на Северном Сахалине. Пред -ставленные в статье результаты свидетельствуют обактуальности данного направления не только в преде-лах Монгинской зоны нефтегазонакопления, длякоторой такой тип ловушек является традиционным,но и на других участках Северного Сахалина, где ранееподобные поисковые объекты не выделялись.


1. Новый тип ловушек нефти и газа в кайнозойских бассейнахОхотоморского региона/ В.В. Харахинов, В.Э. Кононов,Ю.А. Тронов, Ю.В. Лопатнев // ДАН СССР. – 1983. – Т.272. – №1. –С. 177-180.

2. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского регио-на. – М.: Научный мир, 2010. – 276 с.

References1. Kharakhinov V.V., Kononov V.E., Tronov Yu.A., Lopatnev Yu.V.,Doklady Akademii nauk SSSR, 1983, V. 272, no. 1, pp. 177-180.

2. Kharakhinov V.V., Neftegazovaya geologiya Sakhalinskogo regiona(Petroleum geology of the Sakhalin region), Moscow: Nauchnyy mirPubl., 2010, 276 p.



Рис. 3. Ловушки Западно-Шхунной структуры, образованные несогласными конседиментационными сбросами, наструктурной карте по кровле дагинского горизонта (а) и временном сейсмическом разрезе (б):1 – номер блока; 2 – разрывы; 3 – проекции прогнозных ловушек в отложениях дагинского и окобыкайского возраста



Катагенетическая структура осадочногочехла Северо-Охотского шельфа и перспективы его нефтегазоносности

Введение Массовая генерация и миграция углеводородов про-

исходит в части осадочного бассейна, определяемойкак очаг нефтегазообразования. Определение егообъема и внутренней структуры необходимо для ко-личественной оценки масштабов углеводородообра-зования и прогноза фазового состава пластовыхфлюидов и углеводородных залежей. Анализ про-странственно-временного положения очага и струк-тур позволяет охарактеризовать вероятность запол-нения структур углеводородами и соответственноопределить первоочередные направления поисковыхработ. В статье приведены результаты исследованиякатагенетической структуры осадочного чехла Севе-ро-Охотского шельфа с целью оценки перспектив егонефтегазоносности.

Обоснование катагенетической модели Рассматриваемый район Северо-Охотского шельфа

включает бассейн Лисянского – Кашеварова и запад-ную часть Шантарского бассейна, представляющих внастоящее время интерес с точки зрения поисканефти и газа. В строении осадочного чехла толщинойдо 8 км (рис. 1) выделяются пять сейсмокомлексов: ар-маньский (средний эоцен?), северо-охотский (среднийэоцен – нижний олигоцен), одянский (верхний олиго-цен – средний миоцен), магаданский (средний-верх-ний миоцен) и алевинский (верхний миоцен – квар-тер), прослеживаемых в пределах сопредельного Ма-гаданского бассейна [1].

Катагенетическая структура элементов осадочногочехла, к которым приурочены очаги, зависит от их теп-лового режима, динамики погружения, толщины и со-става отложений. Размерность катагенетическойшкалы определялась с учетом результатов моделиро-вания температурного режима и катагенеза органиче-

ского вещества по серии профилей (технология Temis-Suite). Для калибровки моделей использована картатеплового потока Охотского моря [2] и данные, полу-ченные при бурении скв. 1 Магаданская.

Катагенез органического вещества в изученнойчасти разреза соответствует градациям ПК2-МК2(см. таблицу), а между отложениями осадочного чехлаи акустического фундамента фиксируется существен-ное катагенетическое несогласие. Данные, предостав-ленные специалистами «Сахалинмор нефте газа»(СМНГ) и Simon Petroleum Technology (SPT), позво-ляют предполагать разные сценарии развития Мага-данского поднятия. Однако совпадение значений Ro(0,35-0,36 %) свидетельствует о нахождении совре-менных условий градации ПК2 на глубине 2318-2326 м(2140-2148 м ниже поверхности дна моря). В моделиSPT кровля зоны мезокатагенеза (Ro≈0,5 %) распола-гается на глубине 2607-2693 м (2429-2515 м ниже по-верхности дна моря), а толщина градации ПК3 состав-ляет всего около 260 м, что свидетельствует о сжатойздесь катагенетической зональности. В таблице приве-дены значения современной температуры, смоделиро-ванные при разных исходных параметрах. Кровля

Е.В. Грецкая, к.г.-м.н. (ОАО «Дальморнефтегеофизика»)

УДК 551.243 Е.В. Грецкая, 2012

Ключевые слова: Северо-Охотский шельф, катагенетическая структура, очаг, комплекс, потенциал, катагенез, нефтематеринские породы, углеводороды, моделирование.Key words: North-Okotsk shelf, catagenetic structure, pod of active source rock, complex, potential, catagenesis,source rock, hydrocarbons, modeling.


ОСВ, % Rо Сейсми-ческий

комплекс

Глубина, м

Литология СМНГ SPT

Современная температура,

оС

2318 Аргиллит 0,35 104 108

2326 Аргиллит 0,36 104 108

2419 Аргиллит 0,50 106 113 Одянский

2425 Аргиллит 0,40 106 113

2607 Песчаник 0,48 114 119

2688 Алевролит 0,58 116 123

2693 Алевролит 0,52 116 123

2903 Алевролит 0,83 123 130

2904 Алевролит 0,89 123 130

Северо-охотский

2905 Алевролит 0,55 123 130

3090 Алевролит 1,15 Акустический фундамент 3175 163*

* Замеренная температура

зоны мезокатагенеза находится в интервале темпера-тур 106-116 оС. В температурных моделях на глубине930 м (752 м ниже поверхности дна моря) на границемежду пачками диатомитов и опок [3] предполагаетсятемпература 47-48 оС, являющаяся оптимальной длятрансформации аморфного опала-А в опал-СТ (кри-стобалит) в отложениях такого возраста [4]. В основа-нии осадочного чехла приняты температуры 123 и130 оС. Геотермический градиент (ГТГ) в верхнейчасти разреза составляет 62,5-63,8 оС/км, в нижней –38,5-42,0 оС/км. Рассчитанный интервал температур(106-116 оС) выше предусмотренного алгоритмом [5],но соответствует катагенетической зональности, уста-новленной в кайнозойских бассейнах [6, 7]. В областяхустойчивого кайнозойского прогибания катагенез ор-ганического вещества градации МК1 (Ro = 0,5-0,65 %)достигается в диапазоне температур 110-130 °С, а на-чало МК3 (Ro = 0,85 %) при температуре 165-170°С.

С использованием результатов моделирования иимеющихся фактических данных определена размер-

ность катагенетической шкалы для исследуемогоучастка Северо-Охотского шельфа. Кровля зоны ме-зокатагенеза (Ro=0,5 %), с которой отождествляетсяверхняя граница очага, располагается на глубине 2-2,5 км. В условиях умеренного мезокатагенеза (Ro =0,8 – 1,3 %) на глубине до 4-4,5 км протекает процесснефтеобразования, причем нижняя граница главнойзоны нефтеобразования (ГЗН) может соответство-вать более высоким значениям Ro и располагаться со-ответственно на большей глубине [8]. Границы зоныапокатагенеза проведены с высокой долей условности,поскольку в кайнозойских бассейнах углефицирован-ное вещество, преобразованность которого соответ-ствует сильному мезокатагенезу и апокатагенезу, неустановлено. Главная зона газообразования (ГЗГ)(Ro > 2 %) картируется по изопахите 5,0-5,5 км. Мак-симальные значения характеризуют катагенетиче-скую зональность Центрально-Лисянского и Восточ-но-Лисянского очагов, испытывающих интенсивноепрогибание, начиная с одянского времени.



Рис. 1. Катагенетическая структура осадочного чехла Северо-Охотского шельфа: 1 – очаги: I – Ульвинский; II – Нансиканский; III – Шантарский; IV – Толмотский; V – Нонгданский; VI – Охотский; VII – Тун-гарский; VIII – Кашеваровский; IX – Южно-Мареканский; X – Южно-Лисянский; XI – Центрально-Лисянский; XII – Восточ-но-Лисянский; 2 – изопахита; 3 – разлом; 4 – проекция плоскости сместителя; 5 – антиклинальные структуры: 1 – Севе-ро-Шантарская; 2 – Западно-Сеймчанская; 3 – Сеймчанская; 4 – Толмотская; 5 – Билибинская группа; 6 – Северо-Уракс-кая; 7 – Унченская; 8 – Западно-Нонгданская 1; 9 – Южно-Кухтуйская; 10 – Ушаковская 2; 11 – Гаванцевская; 12 – Ке-тандская; 13 – Чириковская; 6 – линия профиля; 7 – изобата

Катагенетическая структура осадочногочехла

В пределах изучаемого участка Северо-Охотскогошельфа выделено 12 очагов, различающихся по раз-меру, катагенетической структуре и стратиграфиче-скому объему отложений (см. рис. 1). В целом катаге-нетическая структура осадочного чехла отражаетрифтогенную природу структур. Большая часть оча-гов характеризуется относительно простым строени-ем. Сложными по строению являются Кашеваров-ский, объединяющий несколько разрозненных мел-ких грабенов, и Центрально-Лисянский очаги.

В условиях очага находятся отложения арманьского,северо-охотского и одянского комплексов. Отложенияарманьского комплекса слагают зоны мезо- и апоката-генеза. Основной объем комплекса в большинствеочагов находится в условиях главной фазы газообра-зования. Подзона сильного апокатагенеза (Ro > 3,5 %),выделенная в Нансиканском, Нонгданском, Южно-Мареканском, Центрально-Лисянском и Восточно-Лисянском очагах, сложена только породами этогокомплекса (см. рис. 1). Отложения северо-охотскогокомплекса находятся в условиях главной фазы нефте-и газообразования. Кровельную часть северо-охотско-

го комплекса на большей площади участка сла-гают породы зоны протокатагенеза и слабогомезокатагенеза (Ro = 0,5 – 1 %). Зрелость орга-нического вещества, характеризующаясяRo > 1 %, фиксируется в депоцентрах Цетраль-но-Лисянского, Южно-Мареканского и Охот-ского очагов. В условиях очага находится тольконижняя часть одянского комплекса, она слагаетподзоны слабого (Ro = 0,5 – 1 %) и умеренного(Ro = 1-1,3 %) мезокатагенеза в центральных ча-стях очагов. В целом, по уровню современнойкатагенетической преобразованности органи-ческого вещества пород арманьский комплексможно рассматривать как преимущественногазогенерирующий, северо-охотский комплекс– нефтегазогенерирующий, а одянский ком-плекс, имеющий ограниченное распростране-ние в очагах, – нефтегенерирующий. По сравне-нию с Магаданским бассейном органическоевещество пород всех комплексов исследуемогоучастка характеризуется более слабым катагене-зом, а очаги отличаются меньшей толщинойзоны газообразования и соответственно болеепоздним и менее интенсивным проявлениеммиграционных процессов [9].

В пределах участка по кровле арманьского исеверо-охотского комплексов закартированыантиклинальные структуры, экранированныеразломом и/или поверхностью фундамента.Высокий риск загрузки выделенных структуруглеводородов при достаточном эмиграцион-ном потенциале очагов определяется разоб-щенностью структур и очагов и преимуще-ственно дискордантным положением структуротносительно очагов (см. рис. 1). Структуры,закартированные по кровле арманьского ком-плекса, относятся к типу окраинно-очаговых. Вних наиболее вероятно формирование первич-ных скоплений газа. Структуры кровельнойчасти северо-охотского комплекса распола-гаются вне контура очага. Их загрузка, как по-



Рис. 2. Катагенетическая структура осадочного чехла шельфасеверо-восточного Сахалина:1 – очаги: I – Пильтун-Чайвинский; II – Лунский; III – Мынгинский;IV – Восточно-Сахалинский; 2 – изопахита; 3 – разлом; 4 – анти-клинальные структуры: 1 – Восточно-Одоптинская, 2 – Лозинская,3 – Южно-Лозинская, 4 – Баутинская, 5 – Айяшская, 6 – Северо-Ульвинская, 7 – Центрально-Ульвинская, 8 – Восточно-Ульвин-ская, 9 – Южно-Киринская, 10 – Мынгинская; 5 – изобата; 6 – ме-сторождение

казали результаты моделирования, происходит в ос-новном в результате сочетания латеральной миграциипо восстанию пластов в нижележащих отложениях споследующим перетоком углеводородов по разломам.

Примером оптимального расположения очагов иструктур, в которых при наличии коллектора форми-руются крупные месторождения, является шельф севе-ро-восточного Сахалина (рис. 2). Растянутая катагене-тическая зональность в очагах на шельфе Сахалина посравнению с зональностью, установленной для Северо-Охотского шельфа, определяется относительно низкимГТГ в изученной бурением верхней части разреза.Эмиграционный потенциал Пильтун-Чайвинского,Лунского и Мынгинского очагов обеспечил формиро-вание крупных газоконденсатных месторожденийшельфа. Восточно-Сахалинский очаг является источ-ником углеводородов для месторождения Кайганско-Васюканское-море и структур Восточно-Одоптинскойзоны возможного нефтегазонакопления. Структуры, вкоторых открыты месторождения, совмещены с очага-ми и характеризуются либо всесторонней загрузкой,либо превалирующей односторонней фронтальной.

Моделирование процесса нефтегазообразования

Моделирование процессов генерации углеводоро-дов нефтематеринскими породами, их миграции иаккумуляции в структурах позволяет определитьколичественные параметры системы, при которыхвозможно образование прогнозируемых скоплений.Модель современных процессов генерации и мигра-ции углеводородов в Южно-Лисянском и Централь-но-Лисянском очагах показана на рис. 3. Профильхарактеризует самый оптимальный вариант запол-

нения Гаванцевской структуры углеводородами,мигрирующими из сопряженных с ней очагов(см. рис. 1). Подошвенную часть арманьского ком-плекса (ниже сейсмического горизонта 4), формиро-вавшегося в прибрежно-морских условиях, слагаютпреимущественно глинисто-песчаные отложения,выше по разрезу распространены алеврито-глини-стые разности. Северо-охотский комплекс (междусейсмическими горизонтами 3 и 4) сложен аргилли-тами и алевролитами, а одянский (между сейсмиче-скими горизонтами 2 и 3) – кремнисто-терригенны-ми породами. Отложения с высоким содержаниемпесчаного материала прогнозируются на склоне Га-ванцевского поднятия. Генерационный потенциалнефтематеринских пород составляет 2-3 мг углево-дородов на 1 г породы. В породах арманьского и се-веро-охотского комплексов присутствует органиче-ское вещество типа III, в породах одянского ком-плекса – типа II.

К концу магаданского времени (5,5 млн. лет назад)нефтематеринские породы арманьского и нижнейчасти (между сейсмическими горизонтами 3 и 3а) севе-ро-охотского комплексов в депоцентрах очагов генери-ровали газ. Источником жидких углеводородов в Цент-рально-Лисянском очаге были отложения верхнейчасти северо-охотского и одянского комплексов, а вЮжно-Лисянском очаге – только северо-охотскогокомплекса. На склоне Гаванцевского поднятия в пре-имущественно песчаных отложениях в Южно-Лисян-ском очаге моделируется миграционный поток углево-дородов, генерированных нефтематеринскими порода-ми арманьского комплекса. За алевинский этап разви-тия (5,5 млн. лет – настоящее время) в Центрально-Ли-сянском очаге появились нефтематеринские породы,



Рис. 3. Модель современных процессов генерации и миграции углеводородов в Южно-Лисянском и Центрально-Лисянском очагах (положение профиля показано на рис. 1)

полностью реализовавшие исходный генерационныйпотенциал (см. рис. 3). В принятой литологической мо-дели мигрирующие углеводороды не аккумулируютсяв ловушках выклинивания, а по зоне разлома подни-маются вверх по разрезу, где насыщают породы-кол-лекторы. В Южно-Лисянском очаге за счет продолжаю-щейся генерации углеводородов в арманьском и ниж-ней части северо-охотского комплексов эмиграцион-ный потенциал области нефтегазосбора Гаванцевскойструктуры стал достаточным для начала формирова-ния в ней скопления (см. рис. 3). В модели с меньшимгенерационным потенциалом материнских пород ак-кумуляция углеводородов в Гаванцевской структуреначинается практически в настоящее время. Появлениескоплений углеводородов в течение последних 3-5 млн.лет установлено моделированием для большинстваструктур участка исследования, что определяется глав-ным образом небольшим объемом очагов и соответ-ственно недостаточным эмиграционным потенциа-лом, а также отсутствием эффективной миграционнойсистемы. Исключение составляют несколько структур,заполнение которых начинается к концу магаданскоговремени. Необходимо отметить, что эмиграционныйпотенциал пород верхней части северо-охотского ком-плекса может быть реализован только в результате вер-тикальной миграции по разломам.

Заключение Результаты проведенного анализа катагенетической

структуры участка Северо-Охотского шельфа и моде-лирования свидетельствуют о наличии здесь необхо-димых условий для реализации процессов генерациии миграции углеводородов и формирования скопле-ний в течение последних 3-5 млн. лет. Высокий рискзагрузки многих выделенных структур при достаточ-ном эмиграционном потенциале очагов определяетсяих неоптимальным расположением относительно ос-новных направлений миграции углеводородов. Приустановлении направлений поисковых работ необхо-димо проведение подобных исследований на более де-тальном уровне.


1. Петровская Н.А., Спирина Е.Е. Новые данные о геологическомстроении Магаданского шельфа // Геология нефти и газа. – 2011. –№ 6. – С. 141 – 149. 2. Тектоническое районирование и углеводородный потенциалОхотского моря / О.В. Веселов, Е.В. Грецкая, А.Я. Ильев [и др.]. – М.:Наука, 2006. – 130 с.

3. Куликов Н.В., Деревскова Н.А., Мавринский Ю.С. Литология кай-нозойских отложений Северо-Охотского осадочного бассейна //Тихоокеанская геология. – 1988. – № 5. – С. 59-66. 4. Can opal-A/opal-CT BSR be an indicator of the thermal structure ofthe Yamano basin, japan Sea? / S. Kuramoto, K. Tamaki, M.G. Langseth etal. // Proceedings of the ocean Drilling Program, Scientific Results. – Col-lege Station, TX (ODP). – 1992. – V. 127/128. – Pt. 2. – P. 1145-1156. 5. Sweeney J.J., Burnham A.K. Evalution of a Simple Model of VitriniteRefllectance Based on Chemical Kinetics //AAPG. – 1990. – V. 74. –№ 10. – P. 1559-1570.6. Катагенез и нефтегазоносность / Г.М. Парпарова, С.Г. Неручев,А.В. Жукова [и др.]. – Л.: Недра, 1981. – 240 с. 7. Коблов Э.Г. Закономерности размещения и условия формирова-ния месторождений нефти и газа Сахалинской нефтегазоноснойобласти. В сб. Геология и разработка месторождений нефти и газаСахалина и шельфа. – М.: Научный мир, 1997. – С. 3 – 25 .8. Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценкаих нефтегазоносности. – М.: Научный мир, 2007. – 456 с. 9. Грецкая Е.В., Литвинова А.В. Строение и развитие нефтегазонос-ных систем Магаданского бассейна (Северо-Охотский шельф) //Геология нефти и газа. – 2011. – № 6. – С. 132 – 140.

References1. Petrovskaya N.A., Spirina E.E., Geologiya nefti i gaza – The journal Oiland Gas Geology, 2011, no. 6, pp. 141 – 149. 2. Veselov O.V., Gretskaya E.V., Il'ev A.Ya. et al., Tektonicheskoe ray-onirovanie i uglevodorodnyy potentsial Okhotskogo morya (Tectonic zon-ing and hydrocarbon potential of the Sea of Okhotsk), Moscow: NaukaPubl., 2006, 130 p. 3. Kulikov N.V., Derevskova N.A., Mavrinskiy Yu.S., Tikhookeanskaya ge-ologiya – Russian Journal of Pacific Geology, 1988, no. 5, pp. 59-66.4. Kuramoto S., Tamaki K., Langseth M.G. et al., Can opal-A/opal-CTBSR be an indicator of the thermal structure of the Yamano basin, japanSea?, Proceedings of the ocean Drilling Program, Scientific Results, CollegeStation, TX (ODP), 1992, V. 127/128, Pt. 2, pp. 1145-1156. 5. Sweeney J.J., Burnham A.K., Evalution of a simple model of vitriniterefllectance based on chemical kinetics, AAPG, 1990, V. 74, no. 10,pp. 1559-1570. 6. Parparova G.M., Neruchev S.G., Zhukova A.V. et al., Katagenez ineftegazonosnost' (Catagenesis and petroleum potential), Leningrad:Nedra Publ., 1981, 240 p. 7. Koblov E.G., Geologiya i razrabotka mestorozhdeniy nefti i gaza Sakhali-na i shel'fa (Geology and development oil and gas fields of Sakhalin andoffshore), Moscow: Nauchnyy mir Publ., 1997, pp. 3 – 25.8. Galushkin Yu.I., Modelirovanie osadochnykh basseynov i otsenka ikhneftegazonosnosti (Modeling of sedimentary basins and their petroleumpotential assessment), Moscow: Nauchnyy mir Publ., 2007, 456 p. 9. Gretskaya E.V., Litvinova A.V., Geologiya nefti i gaza – The journal Oiland Gas Geology, 2011, no. 6, pp. 132 – 140.



РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ



Цифровая экспериментальная лаборатория фильтрации

ВведениеОАО «НК «Роснефть» проводит большой объем

научно-исследовательских работ в области геолого-гидродинамического моделирования. Однако мно-жество интересных разработок не получили широ-кого распространения в подразделениях компании ииспользуются только в тех корпоративных институ-тах, где они были созданы. Широкому внедрениюразработок препятствуют следующие факторы.

• Отсутствие интегрирующей корпоративной про-граммной платформы в области геолого-гидродина-мического моделирования.

• Разнообразие используемых для реализации тех-нологий: дорогие коммерческие продукты MATLAB[1], широко распространенный MS Excel, множестводругих коммерческих и открытых программныхпродуктов и технологий.

• Недружественный пользовательский интерфейс.Основным результатом научных работ долгое времябыли алгоритмы и методики, программы создава-лись только для проверки их корректности, поэтомуо дружественности интерфейса для пользователяговорить не приходится.

Для решения проблемы внедрения результатовнаучно-исследовательских работ в области геолого-гидродинамического моделирования ООО «РН-УфаНИПИнефть» совместно с департаментом разра-ботки месторождений и при поддержке департаментанаучно-технического развития и инноваций НК«Роснефть» в 2011 г. начало работу над новым корпо-ративным программным продуктом «Цифровая экс-периментальная лаборатория фильтрации» (RExLab).

RExLab – это новый инструмент, созданный какинтегрирующая платформа для объединения в еди-ное целое всех научных наработокОАО «НК «Роснефть» в области геолого-гидродина-мического моделирования.

Цели разработки RExLabПеред разработчиками были поставлены следую-

щие цели.– Создание интегрирующей корпоративной про-

граммной платформы, обеспечивающей как высо-кую скорость решения сложных вычислительныхзадач, так и легкость добавления новой функцио-нальности. Для этого была выбрана комбинацияязыков программирования С++ [2] и Python [3]:первый гарантирует гибкость и максимальную ско-рость выполнения, второй – высокую скорость раз-работки за счет простого синтаксиса и огромногонабора готовых библиотек, способных решить прак-тически любую задачу.

– Предоставление пользователям широких воз-можностей по обработке и анализу данных, для чегов RExLab интегрирован свободный кросс-платфор-менный аналог MATLAB – SciPy [4]. Он позволяетманипулировать данными, анализировать и визуа-лизировать их.

– Обеспечение наглядной визуализации данных.Для этого была использована свободная библиотекаVTK [5,6] – кросс-платформенный пакет инстру-ментов для компьютерной графики, обработкиизображений и визуализации, поддерживающийPython.

Функциональность RExLabБыстрое создание экспериментальных моделейОдной из ключевых особенностей RExLab являет-

ся возможность быстрого создания эксперимен-тальных моделей. Удобный мастер обладает следую-щей функциональностью (рис. 1).

– Создание моделей для оценки эффективностишаблонов заводнения.

– Задание трещин гидроразрыва пласта (ГРП) с уче-том их проводимости, раскрытия, угла, полудлины.

В.А. Байков, д.ф.-м.н., И.Х. Бадыков, О.С. Борщук, И.Ф. Сайфуллин, М.Л. Хаит (ООО «РН-УфаНИПИнефть»),

М.А. Литвиненко, А.В. Тимонов, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 622.276.031:532.529.5.001.57 Коллектив авторов, 2012

Ключевые слова: геолого-гидродинамическое моделирование, планирование геолого-технических мероприятий,геостатистика, ремасштабирование.Key words: reservoir simulation, geological and engineering operations, geostatistics, upscaling.




– Задание горизонтальных скважин с множествен-ными ГРП.

– Создание многопластовых моделей.– Задание физико-химических свойств флюидов и

породы.– Создание моделей для исследования образова-

ния конусов воды и газа как в вертикальных, так и вгоризонтальных скважинах.

Непосредственно после создания модель можноначинать рассчитывать (за счет интеграции RExLabс корпоративным трехмерным трехфазным симуля-тором ПК РН-КИМ), при этом можно наблюдать запромежуточными результатами в процессе расчета,сравнивать результаты расчета различных моделей.

Планирование и анализ успешности геолого-тех-нических мероприятий (ГТМ)

Цифровая экспериментальная лабораторияфильтрации предоставляет возможности для ана-лиза карт разработки и карт выработки запасов,позволяет проектировать ГТМ и проводить анализэффективности таких ГТМ, как уплотняющеебурение, бурение наклонно направленных и гори-зонтальных скважин, зарезка боковых стволов,ГРП, перевод скважин на вышележащий илинижележащий горизонт, отсечение пластов, пер-форация и реперфорация, приобщение пласта,ремонтно-изоляционные работы. RExLab дает воз-можность выполнять расчеты детальных экспери-мента льных гидродинамических моделей дляоценки дополнительной добычи нефти в результа-те проведения ГТМ.

Модуль задания и редактированиятраектории скважины является мощ-ным инструментом для планированияи оценки эффективности ГТМ и поз-воляет оперативно задавать скважиныследующих конфигураций:

– вертикальные, наклонно направ-ленные, горизонтальные (с контролемкривизны ствола);

– с множественными трещинами ГРП;– многоствольные, многозабойные;– с различными системами контроля

притока (фильтры, штуцеры и др.).

ГеостатистикаRexLab дает возможность инициали-

зировать свойства породы с использо-ванием геостохастических алгоритмовпри наличии данных геофизический

исследований скважин [7]. Модуль геостатистикиоснован на библиотеке HPGL (High PerformanceGeostatistics Library), которая предоставляет следую-щие алгоритмы:

– простой кригинг, обычный кригинг, LVM кригинг;– последовательное моделирование Гаусса;– индикаторный кригинг;– последовательное индикаторное моделирование.Каждый из перечисленных алгоритмов имеет

набор параметров (например, свойства вариограм-мы, число точек, используемых при интерполяции),который должен задаваться пользователем исходяиз имеющихся геологических представлений о свой-ствах продуктивного пласта.

РемасштабированиеКак правило, геологические модели с точностью до

десятков сантиметров детализованы в вертикаль-ном направлении, в то время как размер ячеек погоризонтали может составлять сотни метров. Расчетполномасштабных геологических моделей в гидро-динамических симуляторах затруднителен из-заограничений времени расчета. В то же время длябольшинства задач гидродинамики вполне доста-точно использование менее детальных моделей.RExLab дает инженеру-разработчику инструментпростого ремасштабирования [8].

Модуль ремасштабирования позволяет (рис. 2):– разбить исходную модель на геологические зоны

и ремасштабировать их независимо;– контролировать качество ремасштабирования

по невязкам порового объема и начальным запасам

Рис. 1. Шаблон расстановки скважин в RExLab



Примеры использования RExLabНа месторождениях с риском образования кону-

сов газа или воды, а также на месторождениях сосложным геологическим строением (например,наличие трещиноватости) аналитические и полу-аналитические методы оценки эффективности ГТМдают неудовлетворительные результаты. В то жевремя численное многовариантное гидродинамиче-ское моделирование связано с трудоемкостью созда-ния гидродинамических моделей и оценкой резуль-татов моделирования.

Для решения этой проблемы основным направле-нием дальнейшего развития RExLab является уве-личение функциональности с целью сокращениятрудоемкости оперативного моделирования, выбо-ра, планирования и оценки эффективности слож-ных ГТМ. Достижение поставленной цели возмож-но только при тесном интегрировании цифровойэкспериментальной лаборатории с корпора-тивными базами данных и системамимониторинга.

Рассмотрим несколько примеровиспользования комплекса RExLab длярешения важных практических задач раз-работки нефтяных месторождений спомощью численного гидродинамическо-го моделирования.

Выбор системы разработкиВ качестве объекта для выбора системы

разработки был взят краевой участокодного из ключевых месторождений ОАО«НК «Роснефть». Участок однопластовый,

нефтенасыщенная толщина равна 5-9м. Рассматривались варианты разра-ботки с бурением вертикальных игоризонтальных скважин. Для верти-кальных скважин рассматриваласьобращенная девятиточечная системазаводнения с различной плотностьюсетки скважин – 25, 16 и 9 га/скв. Длягоризонтальных скважин, кроме раз-личных расстояний между скважина-ми, анализировались варианты с раз-личной длиной горизонтальногоствола (250, 500, 750 м), а также с раз-личным числом трещин ГРП в одномгоризонтальном стволе (с расстояни-ем между трещинами 50, 100, 150 м).

Геолого-гидродинамическая модельучастка имеет размерность 66х81х100 ячеек.Средняя пористость по участку составляет 0,1726,средняя проницаемость – 4⋅10-3 мкм2. Куб начальнойнефтенасыщенности фациальной модели рассмат-риваемого объекта разработки показан на рис. 3.

С помощью многовариантного гидродинамиче-ского моделирования на моделях, построенных спомощью цифровой экспериментальной лаборато-рии фильтрации, оценивалась эффективность раз-личных систем разработки. Критерием оптимиза-ции выбран комплексный технико-экономическийпараметр, объединяющий коэффициент извлече-ния нефти (КИН) на момент достижения скважина-ми предельной обводненности и чистый дисконти-рованный доход (NPV). На каждом исследуемомучастке относительно его центра задавались девять(3х3) элементов разработки, при этом экономиче-ские параметры эффективности оценивались исхо-

Рис. 2. Ремасштабирование гидродинамической модели в RExLab

Рис. 3. Куб начальной нефтенасыщенности So в модели



дя из технологических показателей центральногоэлемента системы разработки. Это позволилоуменьшить влияние граничных эффектов в модели.

На рис. 4, а представлены результаты расчетов поварианту разработки с помощью горизонтальныхскважин с множественными трещинами ГРП, нарис. 4, б – по варианту разработки с помощью верти-кальных скважин с трещинами ГРП. Анализ полу-ченных данных показал, что на участке оптималь-ной является разработка с применением горизон-тальных скважин длиной 750 м с 10 трещинами ГРП(расстояние между трещинами 50 м). При такойсистеме разработки достигается КИН, равный 33 %,NPV по площади 1 га составляет 0,84 млн. руб.

Моделирование трещин ГРПС применением цифровой фильтрационной лабо-

ратории было проведено сравнение различных спосо-бов задания и расчета трещин ГРП конечной прово-димости в численной гидродинамической модели.Для сравнения двух способов моделирования трещинГРП – 1) методом источников [9] и 2) измельчениемсетки (сетка логарифмически измельчается до разме-ров трещины ГРП) – были созданы две гидродинами-ческие модели. Скважины размещены согласно обрат-ной пятиточечной системе заводнения. Расчет намоделях проводился в течение 50 лет разработки.Нагнетательные скважины работали с контролем по

объему закачки, добывающие – сконтролем по забойному давлению.Сравнение основных показателейразработки представлено на рис. 5.Из него видно, что результаты моде-лирования хорошо согласуютсямежду собой, небольшие различиянаблюдаются только в момент при-хода воды (см. рис. 5, в). Это позво-ляет рекомендовать метод источни-ков для моделирования трещин ГРПв случае полномасштабных гидро-динамических моделей. С другойстороны, метод измельчения хоро-шо подходит для детальных сектор-ных гидродинамических моделей,так как может предсказывать пове-дение скважины при быстротеку-щих процессах (например, опреде-ление пусковых дебитов скважины

или моделирование гидродинамиче-ских исследований). Отметим также, что время расче-та первой модели в десятки раз меньше, чем времярасчета второй модели.

Таким образом, применение программного ком-плекса RExLab позволяет оперативно создавать раз-личные типы гидродинамических моделей, проводитьих анализ и обоснованно принимать решения о реа-лизации ГТМ на месторождениях компании.

ЗаключениеЦифровая экспериментальная лаборатория

фильтрации (RExLab) – проект очень молодой, ноуже сейчас можно отметить, что он обладает уни-кальной функциональностью по оперативномупроведению численных гидродинамических экспе-риментов с целью определения параметров физи-ческих процессов, протекающих на месторожде-ниях углеводородов. Полученные на детальныхсекторных гидродинамических моделях усреднен-ные оценки физических параметров позволяютсущественно сократить трудоемкость полномас-штабного гидродинамического моделирования.Использование лидирующих открытых техноло-гий в основе интегрирующей платформы RExLabдают возможность быстрого расширения функ-циональности и области применения программно-го продукта.

Рис. 4. Карты нефтенасыщенных толщин для вариантов разработки гори-зонтальными скважинами с трещинами ГРП (а) и вертикальными скважи-нами с трещинами ГРП (б)




1. Mathews J.H, Fink K.D. Numerical Methods: Using Matlab, 4th edi-tion. – Upper Saddle River, New Jersey: Prentice-Hall Pub. Inc., 2004. –696 с.

2. Страуструп Б. Язык программирования C++. Специальноеиздание. — М.: Бином-Пресс, 2007. — 1104 с.

3. David Beazley, Guido Van Rossum. Python: Essential Reference. —Indianapolis, Indiana: New Riders Publishing. – 1999. – 717 с.

4. SciPy Reference Guide. – 2012. –http://docs.scipy.org/doc/scipy/scipy-ref.pdf

5. VTK User's Guide, Kitware, Inc. 11th edition. – Clifton Park, NY:Kitware, Inc., 2010. – 536 с.

6. Visualization Toolkit: An Object-Oriented Approach to 3D Graphics,4th Edition. – Clifton Park, NY: Kitware, Inc., 2006. – 528 с.

7. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. – Ижевск:Ин-т компьютерных исследований, 2009. – 460 с.

8. Durlofsky L.J. Upscaling of Geocellular Models for Reservoir FlowSimulation: A Review of Recent Progress, International Forum onReservoir Simulation. – June 23-27, 2003.

9. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинами-ческих процессов разработки месторождений углеводородов. –Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2002. –140 с.

References1. Mathews J.H, Fink K.D. Numerical Methods: Using Matlab, 4th edition,Upper Saddle River, New Jersey: Prentice-Hall Pub. Inc., 2004, 696 р.2. Stroustrup B., The C++ Programming Language, 3rd edition,Addison-Wesley, 2000, 1104 р.3. Beazley D., Van Rossum G, Python: essential reference, New RidersPublishing, 1999, 717 р.4. SciPy reference guide, 2012. – http://docs.scipy.org/doc/scipy/scipy-ref.pdf5. VTK user's guide, Kitware Inc., 11th edition, Clifton Park, NY:Kitware, Inc., 2010. – 536 p.6. Kitware, Inc., Visualization Toolkit: An Object-Oriented Approach to 3DGraphics, 4th Edition, Clifton Park, NY: Kitware, Inc., 2006. – 528 p.7. Materon Zh., Osnovy prikladnoy geostatistiki (Foundations ofapplied geostatistics), Izhevsk: Publ. of Institut komp'yuternykh issle-dovaniy, 2009. – 460 p.8. Durlofsky L.J., Upscaling of geocellular models for reservoir flow sim-ulation: A review of recent progress, International forum on reservoirsimulation, 2003, June, 23-27.9. Kanevskaya R.D., Matematicheskoe modelirovanie gidrodinamich-eskikh protsessov razrabotki mestorozhdeniy uglevodorodov(Mathematical modeling of hydrodynamic processes of developmentof hydrocarbon deposits), Moscow - Izhevsk: Publ. of Institut kom-p'yuternykh issledovaniy, 2003, 129 p.

Рис. 5. Динамика основных показателей разработки, полученная по двум моделям

ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ



Оценка уровня вторичногорадиоактивного загрязнения акваториипри поисково-оценочных работах в Карском море

ВведениеРоссийская Федерация относится к числу крупных

морских держав, имеющих долговременные интересыв Арктике. Роль Арктики в целом, и Карского моря вчастности, постоянно возрастает в связи с открытиемСеверного морского пути для международного судо-ходства, началом освоения месторождений нефти игаза с участием иностранных компаний, конверсиейвоенно-промышленного комплекса, вопросами жизне-деятельности арктической экосистемы с учетом воз-действия на нее различных видов антропогенных за-грязнений.

В настоящее время к основным действующим источ-никам радиоактивного загрязнения Арктического бас-сейна следует отнести:

– глобальные стратосферные выпадения радионук-лидов как последствия массовых испытаний ядерногооружия;

– сбросы жидких радиоактивных отходов западноев-ропейскими заводами по переработке отработавшегоядерного топлива;

– захоронения твердых радиоактивных отходоватомного флота СССР/России;

– затонувшие в западной части Арктики атомныеподводные лодки (АПЛ).

В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» приступи-ла к поисково-оценочным работам на нефть и газ налицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1. В связи с этим необходим анализ возможных источ-ников радиоактивного загрязнения акватории.

Захоронения радиоактивных объектовНаибольшая активность удаленных радиоактивных

отходов (РАО) в Карском море была отмечена в 1967 г.–около 26 ПБк (~ 700 кКи). К настоящему времени в ре-

зультате радиоактивного распада она уменьшилась внесколько раз и не превышает 4 ПБк (~ 110 кКи) [1-3].Для захоронения объектов с отработанным ядернымтопливом (ОЯТ), образующихся при ремонте и экс-плуатации атомных кораблей, судов военного и граж-данского флотов, были использованы бухты восточно-го побережья архипелага Новая Земля и Новоземель-ская впадина. Всего в 1961-1981 гг. были затоплены пятьобъектов с ОЯТ: одна АПЛ, оснащенная двумя реакто-рами с жидкометаллическим теплоносителем; два ре-акторных отсека; один корабельный реактор; специ-альный контейнер с экранной сборкой, содержащейчасть ОЯТ реактора № 2 первой ядерной энергетиче-ской установки (ЯЭУ) атомного ледокола «Ленин». Вэтих же районах проводилось захоронение и другихвидов РАО (контейнеры с твердыми РАО (ТРО), загру-женные ТРО суда, ТРО без упаковки).

Моделирование распространения радионуклидов в морской среде при бурении поисковых скважин

При бурении морских поисковых скважин под на-правление на морской воде (первый этап строитель-ства скважины) происходит выброс шлама непосред-ственно на дно моря. Это приводит к замутнению водыза счет повышения содержания в ней мелкозернистыхвзвесей и переотложению выбуренного грунта под воз-действием придонных течений. Таким образом, нару-шается целостность морского дна с выносом на по-верхность загрязненного радионуклидами грунта изнижележащих слоев и появляется возможность вто-ричного загрязнения окружающей среды Карскогоморя радионуклидами. Для оценки воздействия наокружающую среду было проведено математическоемоделирование данного процесса.

Б.В. Архипов, к.ф.-м.н. (ВЦ им. А.А. Дородницына РАН), О.Я. Сочнев, д.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»),

И.О. Сочнева, к.т.н. («Штокман Девелопмент АГ»)

УДК 551.465 Коллектив авторов, 2012

Ключевые слова: Карское море, захоронения радиоактивных отходов, поисково-оценочные работы.Key words: Kara Sea, nuclear waste disposal, nuclear pollution, exploration.




Расчеты выполнялись для «наихудшего сценария».Предполагалось, что грунт в точке бурения достаточносильно загрязнен, а распределение активности 137Cs поглубине имеет вид, представленный на рис.1 (по анало-гии с заливом Абросимова). Фоновые концентрациивзвешенных веществ (ВВ), растворенных ра-дионуклидов (РРН) в воде и сорбированныхрадионуклидов (СРН) на поверхности дна врасчетах принимались равными нулю.

Ниже приведена характеристика верхнегоинтервала типовой поисковой скважины.

Активность СРН на донных осадках, Бк/кг:верхний слой толщиной 20 см . . .150нижние слои . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10

Диаметр скважины, м . . . . . . . . . . .0,508Длина верхнего участка ствола скважины, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20Минеральная плотность породы, кг/м3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2650Продолжительность выброса, ч . . . . .1Тип радионуклида . . . . . . . . . . . . . . .137CsНа рис. 2, а приведена зависимость макси-

мального (по области моделирования) значе-ния концентрации СРН на ВВ от времени,полученная по данным расчета. Концентра-ция СРН на ВВ достигает максимальногозначения, равного 1,1 Бк/м3, в начале процес-са бурения. После окончания бурения верх-него участка ствола с повышенным содержа-нием радионуклидов (РН) ее величина сни-жается до нуля (приблизительно за 1 ч). Нарис. 2, б показана зависимость максимально-го значения концентрации РРН от времени.

Ее значения не превышают величины 10-5 Бк/м3, такимобразом, активность РРН можно считать пренебрежи-мо малой. Фактически существенного возмущения вполе РРН не происходит из-за больших значений ха-рактерных времен обмена по сравнению с временеммоделирования. На рис. 2, в приведена зависимостьмаксимального значения концентрации СРН на дон-ных отложениях от времени.

Как видно, зависимости на рис. 2, а, б, в согласуютсямежду собой во время бурения верхнего интервала,концентрация СРН на дне возрастает вследствие осаж-дения ВВ с повышенным содержанием РН, а послеокончания бурения верхнего слоя почти не изменяется,стабилизируясь к величине 0,28 Бк/м2. На рис. 2, г – 2, епоказано изменение перечисленных характеристик вгоризонтальном направлении в придонной плоскости(4 м от дна) в момент времени 1720 с.

При анализе результатов расчетов необходим крите-рий сравнения полученных уровней активности с нор-мативными данными. В качестве последнего рассмот-рим данные по уровням вмешательства, приведенныев НРБ-99/2009. Уровнем вмешательства называетсяуровень радиационного фактора, при превышении ко-

Рис. 1. Вертикальное распределение активности137Cs в заливе Абросимова в донном осадке [4]

Рис. 2. Результаты математического моделирования измененияконцентраций радионуклидов при бурении верхнего интервалапоисковой скважины



торого следует проводить определенные защитные ме-роприятия, направленные на снижение вероятности,либо дозы, либо неблагоприятных последствий облуче-ния населения при радиационных авариях, при обна-ружении радиоактивных загрязнений объектов окру-жающей среды или повышенных уровней природногооблучения на территориях, в зданиях и сооружениях. Вчастности, уровень вмешательства для 137Cs равен11 Бк/кг, или 11 кБк/м3. Эту величину можно считатьпредельно допустимой концентрацией (ПДК).

Анализ результатов математического моделированияпоказывает, что при выходе бурового шлама из устьяскважины активность растворенных радионуклидов ирадионуклидов, сорбированных на взвешенных веще-ствах и донных отложениях, оказывается пренебрежи-мо малой (существенно ниже ПДК). Зона распростра-нения радиоактивных взвешенных веществ ограниче-на размерами порядка нескольких километров, полу-ченные значения активности несущественно отли-чаются от фоновых значений.

Выводы1. Бурение поисковых скважин на лицензионных

участках ОАО «НК «Роснефть» в Карском море в штат-ном режиме не вызовет изменения радиологическойобстановки в акватории и не окажет значимого воздей-ствия на окружающую среду.

2. При проведении инженерно-геологических изыс-каний и буровых работ следует организовать монито-ринг радиоактивного загрязнения окружающей среды,так как:

– расчеты активности радионуклидов имеют оценоч-ный характер;

– отсутствуют надежные сведения о состоянии ак-тивных зон и защитных барьеров затопленных реакто-ров в Карском море, а условия их разрушения принятыприближенными к идеальным, что приводит к зани-женной оценке возможности интенсивного выхода ра-дионуклидов в окружающую среду.


1. Техногенные радионуклиды в морях, омывающих Россию. Радио-экологические последствия удаления радиоактивных отходов варктические и дальневосточные моря («Белая книга-2000»)/Ю.В. Сивинцев, С.М. Вакуловский, А.П. Васильев [и др.]. –М.: ИздАТ, 2005. – 624 с.2. Факты и проблемы, связанные с захоронением радиоактивныхотходов в морях, омывающих территорию Российской Федера-ции/Материалы доклада правительственной комиссии по вопросам,

связанным с захоронением в море радиоактивных отходов, создан-ной распоряжением Президента Российской Федерации от 24.10.92.N 613-рп). – М.: Администрация Президента РФ, 1993. – 108 с.3. Разработка научно-методологических основ диагностирования ипрогнозирования состояния захороненных ядерных отходов на днеБаренцева, Карского и Японского морей. определение путей пред-отвращения опасных экологических последствий. Проект 101МНТЦ/С.А. Лавковский, В.Н. Кобзев [и др.]. – Нижний Новгород:СКБ «Лазурит», 1998.4. Степанец О.В. Радиогеоэкологические исследования мелководныхзаливов архипелага Новая Земля в местах захоронения затопленныхобъектов. Семинар КЭГ МАГАТЭ «Исследование АПЛ и объектов сядерным топливом и радиоактивными отходами, затопленных вАрктических морях, и стратегии радиоэкологической реабилитацииАрктического региона» 16-17 февраля 2011, Осло, Норвегия.

References1. Sivintsev Yu.V., Vakulovskiy S.M., Vasil'ev A.P., Vysotskiy V.L., Gubin A.T.,Danilyan V.A., Kobzev V.I., Kryshev I.I., Lavkovskiy S.A., Mazokin V.A.,Nikitin A.I., Petrov O.I., Pologikh B.G., Skorik Yu.I., Tekhnogennye ra-dionuklidy v moryakh, omyvayushchikh Rossiyu: radioekologicheskie posled-stviya udaleniya radioaktivnykh otkhodov v arkticheskie i dal'nevostochnyemorya («Belaya kniga-2000») (Technogenous radionuclides in the seassurrounding Russia: radioecological effects of radioactive waste disposal inthe Arctic and Far Eastern seas), Moscow: IzdAT Publ., 2005, 624 p.2. Fakty i problemy, svyazannye s zakhoroneniem radioaktivnykh otkhodov vmoryakh, omyvayushchikh territoriyu Rossiyskoy Federatsii (Facts and prob-lems related to radioactive waste in the seas adjacent to the territory of theRussian Federation), Materialy doklada pravitel'stvennoy komissii po vo-prosam, svyazannym s zakhoroneniem v more radioaktivnykh otkhodov,sozdannoy rasporyazheniem Prezidenta Rossiyskoy Federatsii ot24.10.1992 g. N 613-rp (Content of the report of the Government Com-mission on issues related the dumping of radioactive waste at sea createdby the decree of the President of the Russian Federation of 24.10.1992,N 613-p), Moscow, 1993, 108 p.3. Lavkovskiy S.A., Kobzev V.N., et al., Razrabotka nauchno-metodologich-eskikh osnov diagnostirovaniya i prognozirovaniya sostoyaniya zakhoronen-nykh yadernykh otkhodov na dne Barentseva, Karskogo i Yaponskogo morey.Opredelenie putey predotvrashcheniya opasnykh ekologicheskikh posledstviy.Proekt 101 MNTTs (Development of scientific and methodological basis ofdiagnosis and prediction of dumped nuclear waste at the bottom of theBarents, Kara seas and Sea of Japan. Identifying ways to prevent dangerousenvironmental consequences, ISTC project 101), Nizhny Novgorod: Publ.of SKB “Lazurit”, 1998.4. Stepanets O.V., Radiogeoekologicheskie issledovaniya melkovodnykh za-livov arkhipelaga Novaya Zemlya v mestakh zakhoroneniya zatoplennykhob"ektov (Radoi-geo-ecological research of shallow bays of Novaya Zemlyain the burial sites of submerged objects), Seminar KEG MAGATE “Issle-dovanie APL i ob"ektov s yadernym toplivom i radioaktivnymi otkhoda-mi, zatoplennykh v Arkticheskikh moryakh, i strategii radioekologicheskoyreabilitatsii Arkticheskogo regiona” (IAEA CEG Workshop), 2011, Febru-ary 16-17, Oslo, Norway.




Актуальность противопожарной защитыобъектов нефтегазового комплекса в Восточно-Сибирском регионе

ВведениеВажное место среди приоритетных направлений

развития нефтегазового комплекса России в настоя-щее время занимают проекты освоения Восточно-Сибирского региона. Наиболее перспективнымявляется освоение недр Красноярского края иИркутской области.

Следует отметить, что Восточно-Сибирский нефте-газовый регион по сравнению с Западно-Сибирскимнедостаточно изучен [1]. Необходимо проведениеряда исследований, направленных на регулированиенамечаемой хозяйственной деятельности в соответ-ствии с природными и социально-экономическимиусловиями территории с учетом опыта освоенияЗападной Сибири.

В связи с увеличением энергоемкости производства,стоимости технических устройств и усилением мербезопасности возрастают требования к точности оцен-ки опасностей, прогноза возможности возникновенияаварий и их последствий, а также к выбору оптималь-ных систем противопожарной защиты объектов неф-тегазового комплекса. Практика показала неэффектив-ность существующих подходов к соблюдению требова-ний промышленной и пожарной безопасности, осно-ванных лишь на строгом выполнении норм, правил иинструкций, изложенных в многочисленных докумен-тах различного уровня, а также предписаний контроль-ных и надзорных органов [2]. В связи с этим обеспече-ние пожарной безопасности в нефтегазовой отраслиявляется важной и актуальной задачей.

Недостатки нормативной базы по пожарнойбезопасности в нефтегазовом комплексе

В зарубежной практике регулирования безопасно-сти нефтегазового комплекса активно используетсяметод ссылок на международные стандарты (ISO,DIN, ASTM и др.). Преимуществом применениясистемы международных стандартов является хоро-

шая организация обратной связи разработчиков иэксплуатирующих организаций и оперативного реа-гирования на необходимость внесения изменений.

С введением Федерального закона «О техническомрегулировании» появился целый ряд вопросов, касаю-щихся применения этого закона и его требований, всоответствии с которыми нельзя ссылаться на другиенормативные документы. Стандарты, гармонизиро-ванные с зарубежными, часто не учитывают геоклима-тические особенности регионов, не апробированы наобъектах нефтегазового комплекса. Кроме того, име-ется ряд проблем, обусловленных отсутствием законови регламентов нефтегазового профиля, в том числе инорм технологического проектирования для регионов,где применение существующих требований непри-емлемо в связи с географическими и климатическимиособенностями.

Актуальными остаются вопросы порядка взаимо-отношений надзорных органов, экспертных организа-ций и компаний в вопросах обеспечения безопасностисложных технологических объектов, для которыхнужно применять дополнительные меры безопасности,не предусмотренные нормативными требованиями.

Устранить подобные недостатки могло бы введение«гибкого нормирования», которое позволило бы учи-тывать различные особенности и специфику объ-ектов. Применение такого подхода в рамках общейконцепции противопожарной защиты способствова-ло бы усовершенствованию системы безопасностиобъектов нефтегазового комплекса в целом.

Концепция противопожарной защиты объектов ОАО «НК «Роснефть» в Восточно-Сибирском регионе

В настоящее время в ОАО «НК «Роснефть» суще-ствуют и разрабатываются нормативные документы вобласти пожарной безопасности, а также организа-

Д.С. Серебренников (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»)

УДК 502.57 Д.С. Серебренников, 2012

Ключевые слова: пожарная безопасность, противопожарная защита, Восточно-Сибирский регион, управление пожарной безопасностью.Key words: fire safety, fire protection, Eastern Siberia, fire safety management.




ционно-технические мероприятия,которые в совокупности представляютсобой общую концепцию противопо-жарной защиты объектов компании.Однако данная концепция не можетбыть одинаково применима ко всемобъектам нефтегазового комплекса, рас-положенным в различных регионах.Одним из возможных решений этойпроблемы может стать введение «гибко-го противопожарного нормирования».

Основной целью разработки концеп-ции противопожарной защиты объ-ектов ОАО «НК «Роснефть» вВосточно-Сибирском регионе являетсяформирование и проведение единойполитики в области противопожарнойзащиты для данного региона.

Для достижения поставленной цели необходимо:1) разработать сбалансированную систему управ-

ления пожарной безопасностью с соответствующи-ми стандартами и локальными нормативнымидокументами;

2) адаптировать стандарты компании (локальныенормативные документы) в области пожарной без-опасности к условиям Восточно-Сибирскогорегиона;

3) разработать противопожарные нормы проекти-рования объектов компании в Восточно-Сибирскомрегионе и методологию разработки специальныхтехнических условий (СТУ) для зданий, сооруже-ний, строений, для которых отсутствуют норматив-ные требования пожарной безопасности.

Система управления пожарной безопасностью какв Восточно-Сибирском регионе, так и в рамках ком-пании в целом необходима для:

– дальнейшего совершенствования базы норма-тивных документов по обеспечению пожарной без-опасности объектов;

– осуществления организационных и инженерно-технических мероприятий по противопожарнойзащите объектов;

– проектирования, строительства, эксплуатации,реконструкции, капитального ремонта, техническо-го перевооружения, консервации и ликвидацииобъектов;

– реализации целевых программ и бизнес-плановпо противопожарной защите объектов.

На рисунке представлена блок-схема взаимодей-ствия структурных элементов предлагаемой концеп-ции противопожарной защиты ОАО «НК «Роснефть»в Восточно-Сибирском регионе.

ЗаключениеДля успешного и устойчивого развития нефтегазо-

вой отрасли в Восточно-Сибирском регионе крайневажно создать и поддерживать сбалансированнуюсистему управления пожарной безопасностью, в част-ности, на объектах ОАО «НК «Роснефть». Даннаясистема должна быть построена на основе системногоподхода, поддерживаться постоянной обратной свя-зью для корректировки требований и дополнения,включать актуальные стандарты организации, нормыобеспечения объектов системами противопожарнойзащиты и организационно-технические мероприя-тия, ориентированные на данный регион.

Предложенная концепция противопожарной защи-ты объектов ОАО «НК «Роснефть» в Восточно-Сибирском регионе учитывает специфику геоклима-тических и географических особенностей региона.


1. Абалаков А.Д., Панкеева Н.С. Проблемы устойчивого развитиянефтегазовых регионов Сибири // География и природные ресур-сы. – 2009. – № 1. – С. 88-95.

2. Лисанов М.В. Анализ риска в управлении промышленной без-опасностью опасных производственных объектов нефтегазовогокомплекса: дис. на соиск. уч. степ. д-ра техн. наук. – М., 2002. – 247 с.

References1. Abalakov A.D., Pankeeva N.S., Geografiya i prirodnye resursy -Geography and Natural Resource, 2009, no. 1, pp. 88-95.

2. Lisanov M.V., Analiz riska v upravlenii promyshlennoy bezopasnost'yuopasnykh proizvodstvennykh ob"ektov neftegazovogo kompleksa (Riskanalysis in the management of industrial safety of dangerous industrialoil and gas facilities): Thesis doctors of technical sciences, Moscow, 2002.

Блок-схема взаимодействия элементов концепции противопожарнойзащиты ОАО «НК «Роснефть» в Восточно-Сибирском регионе


Оценка уровня вторичногорадиоактивного загрязнения акваториипри поисково−оценочных работах в Карском море

Б.В. Архипов (Вычислительный центр им. А.А. Дородницына РАН), О.Я. Сочнев (ОАО «НК «Роснефть»), И.О. Сочнева («Штокман Девелопмент АГ»)

Рассмотрены вопросы бурения поисковых скважин на лицензиро-ванных участках ОАО «НК «Роснефть» в Карском море в условияхсуществующего радиоактивного загрязнения акватории. Выполне-но математическое моделирование переноса осадков в придонномслое при бурении верхнего интервала. Показано, что бурение невызовет изменения радиологической обстановки в акватории и неокажет значимого воздействия на окружающую среду.

Особенности использования инверсионных технологий для прогнозаколлекторов шельфа Охотского моря


На примере одного из месторождений, расположенных на шельфеОхотского моря, показаны результаты применения синхронной де-терминистической инверсии и особенности использованного под-хода. Неотъемлемой частью технологии является алгоритм син-хронной детерминистической инверсии, включающий моделиро-вание упругих свойств горных пород, работу с низкочастотной мо-делью, вероятностный прогноз насыщенного углеводородами кол-лектора. Показана эффективность технологии для прогноза лате-рального распространения насыщенного углеводородами коллек-тора в сложных условиях Охотского моря.

Цифровая экспериментальная лаборатория фильтрацииВ.А. Байков, И.Х. Бадыков, О.С. Борщук, И.Ф. Сайфуллин, М.Л. Хаит (ООО «РН-УфаНИПИ-нефть»), М.А. Литвиненко, А.В. Тимонов (ОАО «НК «Роснефть»)

Цифровая экспериментальная лаборатория фильтрации(RExLab) представляет собой интегрирующую платформу длявнедрения научных разработок ОАО «НК «Роснефть» в областигеолого-гидродинамического моделирования. Современныетехнологии, используемые при создании программного продук-та, обеспечивают как высокую скорость выполнения сложныхвычислительных задач, так и легкость добавления новой функ-циональности, предоставляют пользователям широкие воз-можности по обработке данных, их анализу и визуализации.Одной из ключевых особенностей RExLab является возмож-ность быстрого создания экспериментальных моделей, в томчисле с расстановкой скважин согласно шаблонам заводнения,заданием трещин ГРП любой конфигурации, заданием сква-жин сложной топологии. RExLab предоставляет функциональ-ность для моделирования ГТМ, библиотеку геостатистическихалгоритмов, модуль ремасштабирования и многие другие воз-можности. Использование RExLab позволит инженеру-разра-ботчику сократить трудоемкость оперативного моделирования,выбора, планирования и оценки эффективности «сложных»геолого-технических мероприятий.

Assessment of secondary radioactivepollution level of the water area duringexploration works in the Kara Sea

B.V. Arhipov (Dorodnicyn Computing Centre of RAS, RF, Moscow), O.Ya. Sochnev (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow),I.O. Sochneva (Shtokman Development AG, RF, Moscow)

The aspects of wild cats drilling on NK Rosneft’ licensed blocks in theunder the conditions of water aria radioactive pollution are consid-ered. Mathematical modeling of sediments transfer in a benthoniclayer caused by drilling of the top interval is executed. It is shown thatdrilling won’t cause change of a radiological situation in the watersand won’t render significant impact on environment.

Features of the inversion technology imple−mentation for reservoir characterizationat Okhotsk Sea offshore

I.A. Babenko, S.L. Fedotov, T.V. Nekrasova,M.L. Evdokimova, M.V. Krylova (FUGRO JASON, RF,Moscow)

On the example of one of the fields in the Okhotsk Sea shows the re-sults of simultaneous deterministic inversion and especially the ap-proach. An integral part of technology is a deterministic algorithm forsimultaneous inversion, including the modeling of elastic propertiesof rocks, work with low-frequency model, a probabilistic forecast ofhydrocarbon saturated reservoir. The technology has shown efficacyfor the prediction of the lateral distribution of hydrocarbon-saturat-ed reservoir in the difficult conditions of the Okhotsk Sea.

Digital experimentation reservoir laboratoryV.A. Baikov, I.Kh. Badykov, O.S. Borshchuk, I.F. Sayfullin, M.L. Khait (RN-UfaNIPIneft LLC, RF, Ufa), M.A. Litvinenko, A.V. Timonov (Oil Company Rosneft OJSC, RF, Moscow)

Reservoir Experimentation Laboratory (RExLab) is an integratedframework for implementation of research results in geological mod-eling and reservoir simulation done in Oil Company Rosneft. Moderntechnologies used in this software package development provide highperformance of complex problems solution and easy extensibility;provide users with broad opportunities for data processing, analysisand visualization. One of the key points of RExlab is the possibility offast experimental model creation, including well-patterns, wellboresand hydraulic fractures of any configuration. RExLab provides func-tionality for simulation of various geological and engineering opera-tions, geostatistics library algorithms, upscaling module and manyother tools. Using RExLab will let a reservoir engineer to reducelabour costs for reservoir monitoring, planning and efficiency estima-tion of complex geological and engineering operations.

Рефераты. Выпуск 28 (июль−сентябрь 2012 г.)


Фискальный режим для шельфовых проектов

Н.С. Баранов(ОАО «НК «Роснефть»)

Действующий в России фискальный режим не подходит для реа-лизации технически сложных и капиталоемких шельфовых про-ектов. Правительство последние годы совместно с крупнейшиминефтегазовыми компаниями и независимыми консультантамиведет активную работу над разработкой нового фискального ре-жима для шельфовых проектов, мнения экспертов по этому во-просу существенно разнятся. Автор в статье на основе собственного анализа экономическойэффективности шельфового проекта в Баренцевом море показалвысокую налоговую нагрузку на экономику проекта, провел си-стематизацию мирового опыта по изъятию ресурсной ренты взарубежных странах, отдельно выделив примеры передовыхстран. В заключение, осветив актуальные предложения экспертовпо изменению законодательства, автор проводит анализ чувстви-тельности шельфового проекта к этим изменениям, наглядно де-монстрируя их влияние на экономику проекта. Результаты работы могут быть использованы участниками рабо-чих групп по реформированию налогового режима для нефтега-зовой отрасли.

Нефтегазопоисковые направления Северного Сахалина и шельфаА.В. Бычков, Э.Г. Коблов, А.В. Харахинов (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

Приведен анализ нефтегазопоисковых работ на суше и шельфеСеверного Сахалина. Оценены перспективы дальнейшего изуче-ния региона. Выделены основные нефтегазопоисковые направле-ния и объекты геолого-разведочных работ. В северной части ре-гиона (Западно-Шмидтовский и Восточно-Шмидтовский блоки)остаются неоцененными потенциальные ловушки дагинско-уй-нинского комплекса в отложениях каналов и конусов выноса,предполагаемых по данным сейсморазведки. На северо-востокерегиона (Кайганско-Васюканский блок) не изучена область рас-пространения плиоцен-миоценовых турбидитных резервуаров вюго-восточном секторе блока с преобладанием литолого-страти-графических и дизъюнктивных ловушек. Возможны структур-ные ловушки замкнутого контура площадью до 70 км2. На лицен-зионных блоках проекта «Сахалин-3» (Восточно-Одоптинский,Айяшский и Венинский) основные перспективы поисков место-рождений нефти и газа связаны со структурами Восточно-Одоп-тинской антиклинальной зоны. На суше Северного Сахалина вы-делен ряд локальных перспективных объектов, в том числе новоеперспективное направление поисковых работ, связанное с лито-лого-стратиграфическими и дизъюнктивными ловушками вэоцен-олигоценовых отложениях.

Катагенетическая структура осадочногочехла Северо−Охотского шельфа и перспективы нефтегазоносности

Е.В. Грецкая (ОАО «Дальморнефтегеофизика»)

По результатам моделирования и фактическим данным определе-на размерность катагенетической шкалы и охарактеризована ката-генетическая структура осадочного чехла участка Северо-Охотско-го шельфа. Выделено 12 очагов нефтегазообразования, различаю-щихся по размеру, стратиграфическому объему и катагенетиче-ской зональности. Основной объем очагов сложен отложениямиарманьского (средний эоцен?) и северо-охотского (средний эоцен-нижний олигоцен) комплексов. По уровню современной катагене-

Fiscal regime for offshore projects

N.S. Baranov(Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)

The current fiscal regime in Russia is not suitable for the implemen-tation of technically complex and capital-intensive offshore projects.The government together with major oil companies and independentconsultants has been active last years on the development of a new fis-cal regime for offshore projects. Experts are often disagreeing on thesubject. Author on the basis of its own analysis of the effectiveness of the off-shore project in the Barents Sea has shown a high tax burden on theeconomy of the project. Author conducted systematization of theworld experience to exempt the resource rent in foreign countries.Additionally were reviewed examples of some leading countries. Fi-nally, after highlighting proposals on new fiscal regime in Russia, theauthor analyzes the sensitivity of the offshore project to thesechanges, showing their impact on project economics. The results can be used by members of the working groups on the re-form of the tax regime for the petroleum industry.

Oil and gas exploration trends of North Sakhalin and offshoreА.V. Bychkov, E.G. Koblov, А.V. Kharakhinov (RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The article contributes an analysis of oil-and-gas exploration works onshore and offshore of the North Sakhalin. The perspectives on the fur-ther studying of the region have been assessed. The main oil-and-gas ex-ploration trends and also the projects of geological exploration havebeen pointed out. In the north part of the region (the Western-Schmidtand the Eastern-Schmidt blocks) these are the potential traps of Dagi-Uinin complex in the sediments of channels and alluvial cones beingpresumed according to the seismic data. In the northeast of the region(the Kaigansk-Vasyukansk blocks) it is the distributive province ofpliocene-miocene turbidite reservoirs in the south-eastern sector of theblock with the dominance of lithologic-and-stratigraphic traps plus thedisjunctive traps. The structural traps of closed loop, the stretch of whichis up to 70 km2, may occur. For blocks of Sakhalin-3 (East Odoptu,Ayashskiy and Veninskiy) the main prospects for searching of oil and gasare associated with structures of the East Odoptu anticlinal zone. The di-rection which associated with lithological-stratigraphic traps in the sed-iments of channels and alluvial fans Nutovskiy, Okobykaiskiy and Da-ginskiy horizons to the east of the East Odoptu zone is poorly studied.To the North Sakhalin was identified a number of promising local ob-jects in the traditional directions of oil and gas exploration as well as thenew promising direction associated with lithological-stratigraphic anddisjunctive traps in the the Eocene-Oligocene sediments.

Catagenetic structure of sedimentarycover in the North−Okhotsk shelf and petroleum potential

Е.V. Gretskaya (Dalmorneftegeophysica JSC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The dimension of catagenetic scale was defined and catagenetic struc-ture of sedimentary cover in the area of North-Okotsk shelf was spec-ified according to modeling results and actual data. The total numberof 12 pods of active source rock was defined. They differ in size, strati-graphical scope and catagenetic zoning. The most part of the pods isformed by deposits of Arman (middle Eocene?) and North-Okhotsk(middle Eocene-lower Oligocene) complexes. In accordance with the


тической преобразованности органического вещества нефтемате-ринских пород арманьский комплекс рассматривается как преиму-щественно газогенерирующий, а северо-охотский комплекс – неф-тегазогенерирующий. Согласно результатам бассейнового модели-рования образование прогнозируемых залежей происходит в тече-ние последних 3-5 млн. лет. Высокий риск загрузки выделенныхструктур углеводородами при достаточном эмиграционном по-тенциале очагов определяется разобщенностью структур и очагови преимущественно дискордантным положением структур отно-сительно очагов. Полученные результаты необходимы для количе-ственной оценки объемов генерации и миграции углеводородов,прогнозе фазового состава флюидов и определения направленийпоисковых работ.



Приведены результаты бассейнового моделирования углеводо-родных систем центральной части Татарского пролива. Выделе-ны основные очаги генерации, пути миграции и области скопле-ния углеводородов для пяти основных структурно-стратигра-фических комплексов осадочного чехла. Определен тип углево-дородного флюида в прогнозируемых залежах.

Возможности сейсмоскоростногомоделирования в исследовании разрезанефтегазоносного бассейна

Э.Г. Коблов, М.В. Ромашов, А.В. Харахинов (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»), Н.А. Ткачева (ЗАО «Элвари Нефтегаз»)

Изложены методические основы и опыт применения сейсмос-коростного моделирования при оценке различных параметровразреза нефтегазоносного бассейна и аспектов его формирова-ния. Основным принципом геологической интерпретации ско-ростных параметров разреза является анализ отклонений на-блюдаемого скоростного поля от скоростных моделей и факто-ров, вызывающих эти отклонения. Скоростные модели отра-жают изменение интервальной скорости основных литотиповразреза в зависимости от глубины максимального погружения.Особенностью методики является использование при анализескоростного поля в качестве интерпретационного параметраамплитуды инверсии разреза, представляющей разницу междуглубинами его максимального погружения и залегания.

Геологическая модель перспективныхплощадей Северное Колендо и Южно−Омбинская (Северный Сахалин)


По материалам сейсморазведки 2D и глубокого бурения выделеныперспективные горизонты и потенциальные ловушки, построенырезервуарная модель и системы залежей в разрезах перспективныхплощадей. При исследованиях резервуарных комплексов использо-вались сейсмостратиграфический, сейсмофациальный и амплитуд-ный анализы, системы залежей строились на основе анализа ампли-тудных аномалий. Месторождение Колендо содержит основные за-лежи газа и нефти в пластах венгерийской свиты. Показана глини-зация разреза венгерийского резервуарного комплекса в районе ис-следований вслед за сменой обстановок осадконакопления: от чере-дования внутреннего и внешнего шельфа до внешнего шельфа и

level of modern catagenetic transformation of source rock, Armancomplex is considered as gas generating mainly and North-Okhotskcomplex as oil and gas generating. Due to results of basin modelingthe formation of predicted pools is taking place within last 3-5 mil-lion years. High risk of hydrocarbons charging of the selected struc-tures with sufficient emigrational potential of the pods is defined bydisconnection among structures and pods and mainly discordant po-sitions of the structures regarding the pods. The acquired results arenecessary for quantitative estimate of scopes of generated and emi-grated hydrocarbons, prediction of phase content of the pools anddefinition of oil exploration activities.

Prospective production analysis of TatarStrait central part based on the basin mo−delling

T.A. Zhemchugova (RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The article describes the main stages of the hydrocarbon productivi-ty forming in the central part of Tatarsky Strait. It is based on the gen-eration and migration processes and their evolution during the geo-logical history. The main result of the project is the new objects forexploration studies and phase composition prediction for the possi-ble hydrocarbon deposit.

Potential of seismic velocity modeling in exploration of petroleum bearing basin

E.G. Koblov, M.V. Romashov, А.V. Kharakhinov(RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk),N.А. Tkacheva (RN-Shelf-Far East CJSC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The article comprises the description of seismic velocity modelingmethod and the experience of its application while estimating the pa-rameters of petroleum bearing basin and the aspects of its generation.The main principle of geological interpretation of the seismic veloc-ity parameters is the analyses of deviations of the velocity observed(Vint) from velocity models and the analyses of causal factors. Thevelocity models reflect variations of interval velocity for basic litho-types depending on the maximum burial depth. The unique featureof this approach is application of the parameter called amplitude ofinversion while analyzing velocity field. The amplitude of inversion isthe difference between present-day depth and the maximum burialdepth.

Geological model and oil bearing of NorthKolendo and South−Ombinsk prospects(North Sakhalin)

М.V. Romashov, Т.N. Sergiyenko, E.G. Koblov, А.V. Kharakhinov(RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

Based on 2D seismic and drilling data the prospective horizons andthe potential traps were distinguished. There were built up the reser-voir model and the oil and gas pool systems were predicted in the sec-tions of the prospective areas. The seismic-stratigraphic analyses aswell as the seismic facies and amplitude analyses were applied to re-search the reservoir complexes. The pool systems were built up on thebasis of amplitude anomaly analyses. The main oil and gas deposits ofthe Kolendo field are in the formations of the Vengery suite. It wasshown mudding of the Vengery reservoir complex due to the changesof depositional environment from interchange of inner and outershelf up to the outer shelf and slope. In accordance with the executed


researches, the main perspectives of oil-and-gas exploration relate toslope and basin floor turbidites. The prognosed oil pools are predom-inantly bedded, tectonically screened, with 100- of hydrocarbon col-umn.

Relevance of the fire protection oil and gasfacilities in the East Siberian regionD.S. Serebrennikov (RN-KrasnoyarskNIPIneft LLC, RF, Krasnoyarsk)

Fire safety is one of the most important and priority tasks in the oiland gas industry. The questions of the fire protection of oil and gasfacilities in the Eastern Siberia are discussed in this article. For thisregion the concept of fire protection of Oil Company Rosneft facilitiesis proposed. Objectives of the concept are the creation of fire safetymanagement system and the formation of a unified policy on fireprotection.

Sequence stratigraphy of Kaigan−Vasukanarea, the North−Eastern shelf of SakhalinIslandN.A. Tkacheva (RN-Shelf-Far East CJSC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

Kaigan-Vasukan area is located on the North-Eastern shelf of SakhalinIsland near oil and gas fields discovered onshore and offshore. Pres-ence of oil and gas is proved for Miocene and Pliocene deposits. Se-quence-stratigraphy model was built for the area. Geologic sectionwas divided into 14 genetic stratigraphic sequences, bounded aboveand below by maximum flooding surfaces. Main principles of se-quence stratigraphy were applied to interpret seismic and well data.Then depositional environment and most likely areas of reservoirpresence was predicted using sequence-stratigraphic framework,thickness trends, seismic facies analysis and areal distribution of geo-physical attributes. Application of this approach allows to raise the re-liability of geological interpretation and reasonably estimate the ex-ploration risks.

Recent data on buried traps structure in large fault zones in the southeast of North SakhalinA.V. Kharakhinov, E.G. Koblov, N.А. Nalimova (RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The article presents recent data on buried traps structure of mono-cline blocks. Such traps (“Mongi” type trap) control the oil and gas ac-cumulations of Mongi, Nizhne-Dagi, Mirzoeva, Ust-Evai and Katanglifields and are represented by Dagi erosion-tectonic protrusions buriedunder Okobykai argillaceous formation. The similar type of structureswas discovered in the South Part of Baikal Depression (NorthSakhalin). The traps are confined to regional and zonal syndeposi-tional faults of early Okobykai (middle Miocene) generation of sub-meridian and northeast extension.

склона. Основные перспективы поисковых работ в районе исследо-ваний связаны с турбидитами склона и дна бассейна (низы венге-рийской, каскадная и пильская свиты). Прогнозируемые системызалежей – преимущественно нефтяные пластовые, тектоническиэкранированные с высотами 100-250 м.

Актуальность противопожарной защитыобъектов нефтегазового комплекса в Восточно−Сибирском регионеД.С. Серебренников (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»)

Обеспечение пожарной безопасности является одной из важ-ных и приоритетных задач в нефтегазовом комплексе. В статьерассмотрены вопросы актуальности противопожарной защитыобъектов нефтегазового комплекса в Восточно-Сибирском ре-гионе. Предложена Концепция противопожарной защиты объ-ектов ОАО «НК «Роснефть» в рассмотренном регионе, целямикоторой являются создание системы управления пожарной без-опасностью и формирование единой политики в области про-тивопожарной защиты.

Секвенс−стратиграфия Кайганско−Васюканского участка северо−восточногошельфа о.СахалинН.А. Ткачева (ЗАО «РН-Шельф-Дальний Восток»)

Кайганско-Васюканский участок расположен на северо-восточ-ном шельфе о. Сахалин в непосредственной близости от откры-тых месторождений суши и шельфа. Доказана нефтегазонос-ность миоцен-плиоценовых отложений. Построена секвенс-стратиграфическая модель участка. Перспективный интервалразреза разделен на 14 генетических стратиграфических секвен-сов, ограниченных поверхностями максимального затопления.Применение при интерпретации сейсмического материала искважинных данных принципов секвенс-стратиграфии позво-лило в дальнейшем, анализируя тренды изменения толщин си-стемных трактов, характер сейсмозаписи разреза и площадноераспределение геофизических атрибутов, прогнозировать об-становки осадконакопления, зоны наиболее вероятного разви-тия резервуаров и качество резервуарных толщ. Использованиесеквенс-стратиграфического подхода повысило достоверностьгеолого-геофизической интерпретации, дало возможность по-строить реалистичную геологическую модель участка и болееобосновано оценить поисковые риски.

Новые данные о строении погребенных ловушек в зонах крупных разломов Северного СахалинаА.В. Харахинов, Э.Г. Коблов, Н.А.Налимова (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

Представлены новые сведения о строении погребенных лову-шек монклинальных блоков в дагинских отложениях СеверногоСахалина. Структурно-стратиграфические погребенные ловуш-ки дагинского комплекса являются одним из приоритетных на-правлений геолого-разведочных работ на Северном Сахалине.Ловушки такого типа («монгинский» тип ловушек) контроли-руют залежи нефти и газа месторождений Монги, Нижнее Даги,им. Р.С. Мирзоева, Усть-Эвай, Катангли и представлены погре-бенными под окобыкайской глинистой толщей эрозионно-тек-тоническими выступами дагинского горизонта. Такой тип лову-шек обнаружен также в северо-восточной части Северного Са-халина в районе южного обрамления Байкальской депрессии.Ловушки приурочены к зонам региональных и зональных кон-седиментационных разломов раннеокобыкайского (средниймиоцен) заложения.


Оценка уровня вторичногорадиоактивного загрязнения акваториипри поисково−оценочных работах в Карском море

Б.В. Архипов (Вычислительный центр им. А.А. Дородницына РАН), О.Я. Сочнев (ОАО «НК «Роснефть»), И.О. Сочнева («Штокман Девелопмент АГ»)

Рассмотрены вопросы бурения поисковых скважин на лицензиро-ванных участках ОАО «НК «Роснефть» в Карском море в условияхсуществующего радиоактивного загрязнения акватории. Выполне-но математическое моделирование переноса осадков в придонномслое при бурении верхнего интервала. Показано, что бурение невызовет изменения радиологической обстановки в акватории и неокажет значимого воздействия на окружающую среду.

Особенности использования инверсионных технологий для прогнозаколлекторов шельфа Охотского моря


На примере одного из месторождений, расположенных на шельфеОхотского моря, показаны результаты применения синхронной де-терминистической инверсии и особенности использованного под-хода. Неотъемлемой частью технологии является алгоритм син-хронной детерминистической инверсии, включающий моделиро-вание упругих свойств горных пород, работу с низкочастотной мо-делью, вероятностный прогноз насыщенного углеводородами кол-лектора. Показана эффективность технологии для прогноза лате-рального распространения насыщенного углеводородами коллек-тора в сложных условиях Охотского моря.

Цифровая экспериментальная лаборатория фильтрацииВ.А. Байков, И.Х. Бадыков, О.С. Борщук, И.Ф. Сайфуллин, М.Л. Хаит (ООО «РН-УфаНИПИ-нефть»), М.А. Литвиненко, А.В. Тимонов (ОАО «НК «Роснефть»)

Цифровая экспериментальная лаборатория фильтрации(RExLab) представляет собой интегрирующую платформу длявнедрения научных разработок ОАО «НК «Роснефть» в областигеолого-гидродинамического моделирования. Современныетехнологии, используемые при создании программного продук-та, обеспечивают как высокую скорость выполнения сложныхвычислительных задач, так и легкость добавления новой функ-циональности, предоставляют пользователям широкие воз-можности по обработке данных, их анализу и визуализации.Одной из ключевых особенностей RExLab является возмож-ность быстрого создания экспериментальных моделей, в томчисле с расстановкой скважин согласно шаблонам заводнения,заданием трещин ГРП любой конфигурации, заданием сква-жин сложной топологии. RExLab предоставляет функциональ-ность для моделирования ГТМ, библиотеку геостатистическихалгоритмов, модуль ремасштабирования и многие другие воз-можности. Использование RExLab позволит инженеру-разра-ботчику сократить трудоемкость оперативного моделирования,выбора, планирования и оценки эффективности «сложных»геолого-технических мероприятий.

Assessment of secondary radioactivepollution level of the water area duringexploration works in the Kara Sea

B.V. Arhipov (Dorodnicyn Computing Centre of RAS, RF, Moscow), O.Ya. Sochnev (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow),I.O. Sochneva (Shtokman Development AG, RF, Moscow)

The aspects of wild cats drilling on NK Rosneft’ licensed blocks in theunder the conditions of water aria radioactive pollution are consid-ered. Mathematical modeling of sediments transfer in a benthoniclayer caused by drilling of the top interval is executed. It is shown thatdrilling won’t cause change of a radiological situation in the watersand won’t render significant impact on environment.

Features of the inversion technology imple−mentation for reservoir characterizationat Okhotsk Sea offshore

I.A. Babenko, S.L. Fedotov, T.V. Nekrasova,M.L. Evdokimova, M.V. Krylova (FUGRO JASON, RF,Moscow)

On the example of one of the fields in the Okhotsk Sea shows the re-sults of simultaneous deterministic inversion and especially the ap-proach. An integral part of technology is a deterministic algorithm forsimultaneous inversion, including the modeling of elastic propertiesof rocks, work with low-frequency model, a probabilistic forecast ofhydrocarbon saturated reservoir. The technology has shown efficacyfor the prediction of the lateral distribution of hydrocarbon-saturat-ed reservoir in the difficult conditions of the Okhotsk Sea.

Digital experimentation reservoir laboratoryV.A. Baikov, I.Kh. Badykov, O.S. Borshchuk, I.F. Sayfullin, M.L. Khait (RN-UfaNIPIneft LLC, RF, Ufa), M.A. Litvinenko, A.V. Timonov (Oil Company Rosneft OJSC, RF, Moscow)

Reservoir Experimentation Laboratory (RExLab) is an integratedframework for implementation of research results in geological mod-eling and reservoir simulation done in Oil Company Rosneft. Moderntechnologies used in this software package development provide highperformance of complex problems solution and easy extensibility;provide users with broad opportunities for data processing, analysisand visualization. One of the key points of RExlab is the possibility offast experimental model creation, including well-patterns, wellboresand hydraulic fractures of any configuration. RExLab provides func-tionality for simulation of various geological and engineering opera-tions, geostatistics library algorithms, upscaling module and manyother tools. Using RExLab will let a reservoir engineer to reducelabour costs for reservoir monitoring, planning and efficiency estima-tion of complex geological and engineering operations.

Рефераты. Выпуск 28 (июль−сентябрь 2012 г.)


Фискальный режим для шельфовых проектов

Н.С. Баранов(ОАО «НК «Роснефть»)


Нефтегазопоисковые направления Северного Сахалина и шельфаА.В. Бычков, Э.Г. Коблов, А.В. Харахинов (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)


Катагенетическая структура осадочногочехла Северо−Охотского шельфа и перспективы нефтегазоносности

Е.В. Грецкая (ОАО «Дальморнефтегеофизика»)

По результатам моделирования и фактическим данным определе-на размерность катагенетической шкалы и охарактеризована ката-генетическая структура осадочного чехла участка Северо-Охотско-го шельфа. Выделено 12 очагов нефтегазообразования, различаю-щихся по размеру, стратиграфическому объему и катагенетиче-ской зональности. Основной объем очагов сложен отложениямиарманьского (средний эоцен?) и северо-охотского (средний эоцен-нижний олигоцен) комплексов. По уровню современной катагене-

Fiscal regime for offshore projects

N.S. Baranov(Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)

The current fiscal regime in Russia is not suitable for the implemen-tation of technically complex and capital-intensive offshore projects.The government together with major oil companies and independentconsultants has been active last years on the development of a new fis-cal regime for offshore projects. Experts are often disagreeing on thesubject. Author on the basis of its own analysis of the effectiveness of the off-shore project in the Barents Sea has shown a high tax burden on theeconomy of the project. Author conducted systematization of theworld experience to exempt the resource rent in foreign countries.Additionally were reviewed examples of some leading countries. Fi-nally, after highlighting proposals on new fiscal regime in Russia, theauthor analyzes the sensitivity of the offshore project to thesechanges, showing their impact on project economics. The results can be used by members of the working groups on the re-form of the tax regime for the petroleum industry.

Oil and gas exploration trends of North Sakhalin and offshoreА.V. Bychkov, E.G. Koblov, А.V. Kharakhinov (RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The article contributes an analysis of oil-and-gas exploration works onshore and offshore of the North Sakhalin. The perspectives on the fur-ther studying of the region have been assessed. The main oil-and-gas ex-ploration trends and also the projects of geological exploration havebeen pointed out. In the north part of the region (the Western-Schmidtand the Eastern-Schmidt blocks) these are the potential traps of Dagi-Uinin complex in the sediments of channels and alluvial cones beingpresumed according to the seismic data. In the northeast of the region(the Kaigansk-Vasyukansk blocks) it is the distributive province ofpliocene-miocene turbidite reservoirs in the south-eastern sector of theblock with the dominance of lithologic-and-stratigraphic traps plus thedisjunctive traps. The structural traps of closed loop, the stretch of whichis up to 70 km2, may occur. For blocks of Sakhalin-3 (East Odoptu,Ayashskiy and Veninskiy) the main prospects for searching of oil and gasare associated with structures of the East Odoptu anticlinal zone. The di-rection which associated with lithological-stratigraphic traps in the sed-iments of channels and alluvial fans Nutovskiy, Okobykaiskiy and Da-ginskiy horizons to the east of the East Odoptu zone is poorly studied.To the North Sakhalin was identified a number of promising local ob-jects in the traditional directions of oil and gas exploration as well as thenew promising direction associated with lithological-stratigraphic anddisjunctive traps in the the Eocene-Oligocene sediments.

Catagenetic structure of sedimentarycover in the North−Okhotsk shelf and petroleum potential

Е.V. Gretskaya (Dalmorneftegeophysica JSC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The dimension of catagenetic scale was defined and catagenetic struc-ture of sedimentary cover in the area of North-Okotsk shelf was spec-ified according to modeling results and actual data. The total numberof 12 pods of active source rock was defined. They differ in size, strati-graphical scope and catagenetic zoning. The most part of the pods isformed by deposits of Arman (middle Eocene?) and North-Okhotsk(middle Eocene-lower Oligocene) complexes. In accordance with the


тической преобразованности органического вещества нефтемате-ринских пород арманьский комплекс рассматривается как преиму-щественно газогенерирующий, а северо-охотский комплекс – неф-тегазогенерирующий. Согласно результатам бассейнового модели-рования образование прогнозируемых залежей происходит в тече-ние последних 3-5 млн. лет. Высокий риск загрузки выделенныхструктур углеводородами при достаточном эмиграционном по-тенциале очагов определяется разобщенностью структур и очагови преимущественно дискордантным положением структур отно-сительно очагов. Полученные результаты необходимы для количе-ственной оценки объемов генерации и миграции углеводородов,прогнозе фазового состава флюидов и определения направленийпоисковых работ.



Приведены результаты бассейнового моделирования углеводо-родных систем центральной части Татарского пролива. Выделе-ны основные очаги генерации, пути миграции и области скопле-ния углеводородов для пяти основных структурно-стратигра-фических комплексов осадочного чехла. Определен тип углево-дородного флюида в прогнозируемых залежах.

Возможности сейсмоскоростногомоделирования в исследовании разрезанефтегазоносного бассейна

Э.Г. Коблов, М.В. Ромашов, А.В. Харахинов (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»), Н.А. Ткачева (ЗАО «Элвари Нефтегаз»)

Изложены методические основы и опыт применения сейсмос-коростного моделирования при оценке различных параметровразреза нефтегазоносного бассейна и аспектов его формирова-ния. Основным принципом геологической интерпретации ско-ростных параметров разреза является анализ отклонений на-блюдаемого скоростного поля от скоростных моделей и факто-ров, вызывающих эти отклонения. Скоростные модели отра-жают изменение интервальной скорости основных литотиповразреза в зависимости от глубины максимального погружения.Особенностью методики является использование при анализескоростного поля в качестве интерпретационного параметраамплитуды инверсии разреза, представляющей разницу междуглубинами его максимального погружения и залегания.

Геологическая модель перспективныхплощадей Северное Колендо и Южно−Омбинская (Северный Сахалин)


По материалам сейсморазведки 2D и глубокого бурения выделеныперспективные горизонты и потенциальные ловушки, построенырезервуарная модель и системы залежей в разрезах перспективныхплощадей. При исследованиях резервуарных комплексов использо-вались сейсмостратиграфический, сейсмофациальный и амплитуд-ный анализы, системы залежей строились на основе анализа ампли-тудных аномалий. Месторождение Колендо содержит основные за-лежи газа и нефти в пластах венгерийской свиты. Показана глини-зация разреза венгерийского резервуарного комплекса в районе ис-следований вслед за сменой обстановок осадконакопления: от чере-дования внутреннего и внешнего шельфа до внешнего шельфа и

level of modern catagenetic transformation of source rock, Armancomplex is considered as gas generating mainly and North-Okhotskcomplex as oil and gas generating. Due to results of basin modelingthe formation of predicted pools is taking place within last 3-5 mil-lion years. High risk of hydrocarbons charging of the selected struc-tures with sufficient emigrational potential of the pods is defined bydisconnection among structures and pods and mainly discordant po-sitions of the structures regarding the pods. The acquired results arenecessary for quantitative estimate of scopes of generated and emi-grated hydrocarbons, prediction of phase content of the pools anddefinition of oil exploration activities.

Prospective production analysis of TatarStrait central part based on the basin mo−delling

T.A. Zhemchugova (RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The article describes the main stages of the hydrocarbon productivi-ty forming in the central part of Tatarsky Strait. It is based on the gen-eration and migration processes and their evolution during the geo-logical history. The main result of the project is the new objects forexploration studies and phase composition prediction for the possi-ble hydrocarbon deposit.

Potential of seismic velocity modeling in exploration of petroleum bearing basin

E.G. Koblov, M.V. Romashov, А.V. Kharakhinov(RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk),N.А. Tkacheva (RN-Shelf-Far East CJSC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The article comprises the description of seismic velocity modelingmethod and the experience of its application while estimating the pa-rameters of petroleum bearing basin and the aspects of its generation.The main principle of geological interpretation of the seismic veloc-ity parameters is the analyses of deviations of the velocity observed(Vint) from velocity models and the analyses of causal factors. Thevelocity models reflect variations of interval velocity for basic litho-types depending on the maximum burial depth. The unique featureof this approach is application of the parameter called amplitude ofinversion while analyzing velocity field. The amplitude of inversion isthe difference between present-day depth and the maximum burialdepth.

Geological model and oil bearing of NorthKolendo and South−Ombinsk prospects(North Sakhalin)

М.V. Romashov, Т.N. Sergiyenko, E.G. Koblov, А.V. Kharakhinov(RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

Based on 2D seismic and drilling data the prospective horizons andthe potential traps were distinguished. There were built up the reser-voir model and the oil and gas pool systems were predicted in the sec-tions of the prospective areas. The seismic-stratigraphic analyses aswell as the seismic facies and amplitude analyses were applied to re-search the reservoir complexes. The pool systems were built up on thebasis of amplitude anomaly analyses. The main oil and gas deposits ofthe Kolendo field are in the formations of the Vengery suite. It wasshown mudding of the Vengery reservoir complex due to the changesof depositional environment from interchange of inner and outershelf up to the outer shelf and slope. In accordance with the executed


researches, the main perspectives of oil-and-gas exploration relate toslope and basin floor turbidites. The prognosed oil pools are predom-inantly bedded, tectonically screened, with 100- of hydrocarbon col-umn.

Relevance of the fire protection oil and gasfacilities in the East Siberian regionD.S. Serebrennikov (RN-KrasnoyarskNIPIneft LLC, RF, Krasnoyarsk)

Fire safety is one of the most important and priority tasks in the oiland gas industry. The questions of the fire protection of oil and gasfacilities in the Eastern Siberia are discussed in this article. For thisregion the concept of fire protection of Oil Company Rosneft facilitiesis proposed. Objectives of the concept are the creation of fire safetymanagement system and the formation of a unified policy on fireprotection.

Sequence stratigraphy of Kaigan−Vasukanarea, the North−Eastern shelf of SakhalinIslandN.A. Tkacheva (RN-Shelf-Far East CJSC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

Kaigan-Vasukan area is located on the North-Eastern shelf of SakhalinIsland near oil and gas fields discovered onshore and offshore. Pres-ence of oil and gas is proved for Miocene and Pliocene deposits. Se-quence-stratigraphy model was built for the area. Geologic sectionwas divided into 14 genetic stratigraphic sequences, bounded aboveand below by maximum flooding surfaces. Main principles of se-quence stratigraphy were applied to interpret seismic and well data.Then depositional environment and most likely areas of reservoirpresence was predicted using sequence-stratigraphic framework,thickness trends, seismic facies analysis and areal distribution of geo-physical attributes. Application of this approach allows to raise the re-liability of geological interpretation and reasonably estimate the ex-ploration risks.

Recent data on buried traps structure in large fault zones in the southeast of North SakhalinA.V. Kharakhinov, E.G. Koblov, N.А. Nalimova (RN-SakhalinNIPImorneft LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)

The article presents recent data on buried traps structure of mono-cline blocks. Such traps (“Mongi” type trap) control the oil and gas ac-cumulations of Mongi, Nizhne-Dagi, Mirzoeva, Ust-Evai and Katanglifields and are represented by Dagi erosion-tectonic protrusions buriedunder Okobykai argillaceous formation. The similar type of structureswas discovered in the South Part of Baikal Depression (NorthSakhalin). The traps are confined to regional and zonal syndeposi-tional faults of early Okobykai (middle Miocene) generation of sub-meridian and northeast extension.

склона. Основные перспективы поисковых работ в районе исследо-ваний связаны с турбидитами склона и дна бассейна (низы венге-рийской, каскадная и пильская свиты). Прогнозируемые системызалежей – преимущественно нефтяные пластовые, тектоническиэкранированные с высотами 100-250 м.

Актуальность противопожарной защитыобъектов нефтегазового комплекса в Восточно−Сибирском регионеД.С. Серебренников (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»)

Обеспечение пожарной безопасности является одной из важ-ных и приоритетных задач в нефтегазовом комплексе. В статьерассмотрены вопросы актуальности противопожарной защитыобъектов нефтегазового комплекса в Восточно-Сибирском ре-гионе. Предложена Концепция противопожарной защиты объ-ектов ОАО «НК «Роснефть» в рассмотренном регионе, целямикоторой являются создание системы управления пожарной без-опасностью и формирование единой политики в области про-тивопожарной защиты.

Секвенс−стратиграфия Кайганско−Васюканского участка северо−восточногошельфа о.СахалинН.А. Ткачева (ЗАО «РН-Шельф-Дальний Восток»)

Кайганско-Васюканский участок расположен на северо-восточ-ном шельфе о. Сахалин в непосредственной близости от откры-тых месторождений суши и шельфа. Доказана нефтегазонос-ность миоцен-плиоценовых отложений. Построена секвенс-стратиграфическая модель участка. Перспективный интервалразреза разделен на 14 генетических стратиграфических секвен-сов, ограниченных поверхностями максимального затопления.Применение при интерпретации сейсмического материала искважинных данных принципов секвенс-стратиграфии позво-лило в дальнейшем, анализируя тренды изменения толщин си-стемных трактов, характер сейсмозаписи разреза и площадноераспределение геофизических атрибутов, прогнозировать об-становки осадконакопления, зоны наиболее вероятного разви-тия резервуаров и качество резервуарных толщ. Использованиесеквенс-стратиграфического подхода повысило достоверностьгеолого-геофизической интерпретации, дало возможность по-строить реалистичную геологическую модель участка и болееобосновано оценить поисковые риски.

Новые данные о строении погребенных ловушек в зонах крупных разломов Северного СахалинаА.В. Харахинов, Э.Г. Коблов, Н.А.Налимова (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

Представлены новые сведения о строении погребенных лову-шек монклинальных блоков в дагинских отложениях СеверногоСахалина. Структурно-стратиграфические погребенные ловуш-ки дагинского комплекса являются одним из приоритетных на-правлений геолого-разведочных работ на Северном Сахалине.Ловушки такого типа («монгинский» тип ловушек) контроли-руют залежи нефти и газа месторождений Монги, Нижнее Даги,им. Р.С. Мирзоева, Усть-Эвай, Катангли и представлены погре-бенными под окобыкайской глинистой толщей эрозионно-тек-тоническими выступами дагинского горизонта. Такой тип лову-шек обнаружен также в северо-восточной части Северного Са-халина в районе южного обрамления Байкальской депрессии.Ловушки приурочены к зонам региональных и зональных кон-седиментационных разломов раннеокобыкайского (средниймиоцен) заложения.

В 2 Ь Т Ф Е Н С О Р К Н О А О К И 3 20 Н Т С Е В Й 8 34 И ... › upload ›...

Documents

Transcript of В 2 Ь Т Ф Е Н С О Р К Н О А О К И 3 20 Н Т С Е В Й 8 34 И ... › upload ›...