Evaluating the potential for gas reserve growth at the Aktas field

Full Text

Введение

В тектоническом отношении поднятие Актас расположено в пределах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени. На месторождении Актас вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем максимальной толщиной 4100 м. В текущее время газоконденсатные залежи месторождения Актас не разрабатываются по причине отсутствия притока в скважинах, самозадавливания скважин и отсутствия добывающего фонда скважин.

При проведении пересчёта запасов месторождения Актас особое внимание привлекла разработка продуктивного газоконденсатного пласта Ю-IIА горизонта Ю-II, приуроченного к батскому ярусу средней юры.

В разрезе Ю-II горизонта выделены три продуктивных пласта: пласт А является газоконденсатной залежью, пласты Б и В – нефтяные залежи (рис. 1). Продуктивная часть залежи вскрыта в 13 скважинах, в 10 скважинах коллектор заглинизирован.

 

Рисунок 1. Продуктивный пласт Ю-IIА

Figure 1. Productive Reservoir Interval J-IIA

а) структурная карта по кровле коллектора / structural map of the reservoir top; б) карта эффективных газонасыщенных толщин / map of effective gas-saturated thicknesse

 

В разрезе скважин горизонта Ю-IIА встречается от 1 до 4 пластов-коллекторов. Газонасыщенная толщина колеблется от 0,6 до 4 м и в среднем составляет 1,8 м.

Пласт Ю-IIА опробован в двух скважинах: №5 (дебит газа – 93,9 тыс. м³/сут, дебит конденсата – 8,6 т/сут) и №11 (дебит газа – 50–65 тыс. м³/сут, дебит конденсата 2–3 т/сут). Получены притоки газа и конденсата.

Пласт Ю-IIА разрабатывался с 1985 по 1993 гг. только одной скважиной №11, переведённой в эксплуатацию из разведочного фонда. В ноябре 1993 г. скважина выбыла из эксплуатации по причине самозадавливания.

Скважина №11 была пробурена на переклинали структуры, в газоводяной части залежи. Газонасыщенная толщина рассматриваемого пласта в скважине составила 2,6 м. При этом, несмотря на менее благоприятное геологическое положение и низкую эффективную газонасыщенную толщину, достигнутый уровень выработанности по газу и конденсату составил 62% и 55% соответственно. Такие высокие показатели при разработке одной лишь скважины вызывают обоснованное удивление и требуют дополнительного анализа [1].

Поднятие Актас приурочено к наиболее погруженной Тенге-Тасбулатской антиклинальной линии, расположено кулисообразно относительно Нармаульского и Тасбулатского поднятий и отделяется от них узкими и неглубокими прогибами (рис. 2, 3). Исходя из этого предполагается распространение залежи Ю-IIА пласта на Нармаульском поднятии, что могло бы объяснить высокую добычу газа из скважины №11. Однако в скважинах №14 и 15 Нармаульского поднятия, расположенных в непосредственной близости к структуре Актас, горизонт Ю-IIА непродуктивен [1].

 

Рисунок 2. Структурные карты по ОГ IV месторождений Южный Жетыбай, Актас, Тасбулат

Figure 2. Structural Maps of Reservoir Unit OG IV for the South Zhetybai, Aktas, and Tasbulat Fields

 

Рисунок 3. Схема изученности исследуемого участка

Figure 3. Survey Coverage Scheme of the Study Area

 

Материалы и методы

Следует отметить, что до настоящего времени геологическое строение как месторождения Актас, так и большинства других месторождений рассматривалось в рамках классической модели – с приуроченностью залежей углеводородов к антиклиналям. Результаты промысловых данных указывают на существенно более сложное и неантиклинальное строение коллекторов. Выполненные сейсморазведочные работы 3D (в объеме 189,5 км²), обработка и интерпретация данных сейсморазведочных работ месторождения Актас в 2003–2004 гг., а также повторная обработка и переинтерпретация результатов сейсмических данных в 2011–2012 гг. не соответствуют требованиям, необходимым для проведения детального анализа [2]. Учитывая, что на Южном Мангышлаке в юрских отложениях установлено развитие песчаных коллекторов руслового генезиса, образованного в дельтовых и прибрежно-морских осадконакоплениях, не исключена возможность наличия песчаного русла, служащего резервуаром для углеводородов, из которого получены притоки газа в скважине №11.

Дополнительно изучены сейсмические материалы месторождения Бектурлы Восточный, который находится севернее месторождения Актас.

Изучение геолого-геофизических материалов соседних месторождений

Сейсмическая съёмка участка, выполненная в 2017 г., охватывает лишь северную часть месторождения Актас [3].

Во временном кубе площади Бектурлы Восточный на основе атрибута eXchroma, извлечённого из оригинального сейсмического 3D куба, на глубине, соответствующей горизонту Ю-II, выделено русло (рис. 4). Оно берёт свое начало в северо-восточной части месторождения Жетыбай, меняет направление примерно под углом 90° на юго-запад в пределах площади Бектурлы Восточный. После поворота русло имеет прямолинейную траекторию и пересекает западную переклиналь структуры Актас [3, 4]. Сейсмические данные не охватывают всю площадь структуры Актас, однако исходя из установленной траектории русла можно предположить, что скважина №11 расположена в пределах пойменной части данного русла (рис. 5).

 

Рисунок 4. Срез атрибута eXchroma (на уровне горизонта Ю-IIА) на основе сейсмических данных 3D МОГТ месторождения Бектурлы Восточный

Figure 4. eXchroma Attribute Slice (at Reservoir Interval J-IIA Level) Based on 3D CDP Seismic Data from the Bekturly East Field

МОГТ / CDP– метод общей глубинной точки / Common Depth Point method

 

Рисунок 5. Фрагмент из атрибута eXchroma (на уровне горизонта Ю-IIА) южной части месторождения Бектурлы Восточный

Figure 5. Fragment of the eXchroma Attribute (at Reservoir Interval J-IIA Level) for the Southern Part of the Bekturly East Field

 

Следует отметить, что сейсмические материалы месторождения Жетыбай также подтверждают наличие русла. При сшивке сейсмических кубов месторождения Жетыбай и Восточный Бектурлы установлено, что русло на площади Жетыбай гипсометрически расположено примерно на 80 м выше по сравнению с участком в районе скважины №11 месторождения Актас. Это указывает на то, что русло направлено в сторону понижения рельефа – с северо-запада на юго-запад – относительно площади Бектурлы Восточный [5, 6].

По данным геофизических исследований скважин месторождения Жетыбай русло заглинизировано, в разрезе прослеживаются маломощные водонасыщенные коллекторы. Однако при сопоставлении глубинных разрезов двух месторождений в разрезе русла площади Бектурлы Восточный наблюдается аномалия яркого пятна волнового поля (рис. 6). Как известно, яркое пятно на фоне тусклой фазы возникает из-за значительного изменения акустического импеданса и в сейсмическом разрезе характеризуется как газовый индикатор. Если коллектор представлен достаточно мягкими породами и его импеданс меньше импеданса покрышки независимо от типа флюида, при переходе к залежи маленький отрицательный коэффициент отражения сменяется на большой отрицательный, и на разрезе формируется аномалия «яркое пятно».

 

Рисунок 6. Визуализация русла на основе сейсмических данных 3D МОГТ месторождения Бектурлы Восточный

Figure 6. Visualization of a Channel Based on 3D CDP Seismic Data from Bekturly East Field

а) глубинный разрез Inline 2839 через скважину БВ-2 (Восточный Бектурлы) / depth section along Inline 2839 crossing Well BV-2 (Bekturly East); б) срез атрибута eXchroma (на уровне горизонта Ю-IIА) / eXchroma attribute slice at the Reservoir Interval J-IIA level

 

В глубинном разрезе сейсмических данных месторождения Жетыбай можно проследить сплошную положительную фазу, где происходит накопление осадка глинистого характера (рис. 7). В таких условиях отражение волнового поля имеет однородно-фазовый характер, на горизонтальном срезе атрибута eXchroma фиксируется минимальной амплитудой сейсмического сигнала.

 

Рисунок 7. Данные сейсморазведки 3D МОГТ месторождений Жетыбай и Восточный Бектурлы

Figure 7. 3D CDP Seismic Data from the Zhetybay and Bekturly East Fields

а) срез атрибута eXchroma (на уровне горизонта Ю- IIА, 1625 м) / eXchroma attribute slice at the Reservoir Interval J-IIA level (1,625 m); б) глубинный разрез через скважину БВ-2 / depth section crossing Well BV-2

 

Результаты и обсуждение

Исходя из результатов сейсмического анализа можно предположить, что добыча газа из скважины №11 осуществлялась не из залежи продуктивного горизонта Ю-IIA, а была связана с палеоруслом, которое обеспечивало устойчивую и длительную продуктивность скважины.

На основании сейсмических данных была выделена часть русловой структуры с предполагаемым содержанием ресурсов газа и выполнена оценка ресурсов газа, заключённых в её пределах.

Подсчёт ресурсов газа, приуроченного к палеоруслу, выполнялся объёмным методом. Подсчётные параметры, такие как коэффициенты газонасыщенности и пористости, начальное пластовое давление, поправка на отклонение газов от закона Бойля-Мариотта и температурная поправка, были приняты по аналогии с горизонтом Ю-IIA месторождения Актас.

Рассчитанный прогнозируемый объём ресурсов газа составляет около 480 млн м³ при размере оконтуренного руслового тела порядка 8 × 0,4 км и предполагаемой эффективной толщине продуктивного пласта 7 м.

Анализ вышеизложенных сейсмических данных в совокупности с промысловыми данными по скважине №11 подтверждает вероятность наличия газовой залежи, приуроченной к песчаному руслу. Данное предположение требует проведения дополнительных мероприятий по доразведке для уточнения геологического строения и подтверждения прироста запасов.

Заключение

Низкое качество сейсмических данных МОГТ 3D, выполненных на месторождениях Актас и Тасбулат в 2011–2012 гг., не позволяет провести динамическую интерпретацию для выявления палеотел, неструктурных ловушек. Рекомендуется провести сейсморазведку 3D и детальную обработку на данном участке. С целью получения качественного динамического анализа необходимо при обработке повысить разрешающую способность волнового поля и увеличить соотношение «сигнал – помеха». При стандартной обработке во временной области необходимо максимальное подавление кратных волн, случайных помех, увеличение влияния полезных волн, а также при постсуммарной обработке после миграции до суммирования рекомендуется качественное построение глубинно-скоростной модели по необходимым алгоритмам. После определения конфигураций русла в районе месторождения Актас по данным сейсмики необходимо пробурить разведочную скважину для подтверждения продуктивности выявленной залежи.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Байжигитова Ж.Н. – проведение анализа и создание методики исследования, систематизация и обобщение геолого-геофизических данных с последующим формулированием основных заключений, интерпретация результатов, участие в написании геологического раздела статьи; Нұрмухамбет М.Б. – сбор и анализ сейсмических данных, оформление графического материала, подготовка сейсмического раздела статьи, литературный обзор по теме исследования, систематизация научных источников и редактирование текста; Сулеева А.Ж. – анализ и интерпретация промысловых данных, содействие в редактировании структуры текста и согласование финальной версии статьи с руководством для дальнейшей публикации.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Zhanar N. Bayzhigitova designed the research methodology, summarized geological and geophysical data, interpreted the results, and contributed to the geological section; Madina B. Nurmukhambet analyzed seismic data, prepared graphics, wrote the seismic section, conducted the literature review, and edited the manuscript; Aigul Zh. Suleyeva worked with production data, assisted in text editing, and coordinated the final version for publication.

About the authors

Zhanar N. Bayzhigitova

Branch of KMG Engineering “KazNIPImunaigaz”

Email: zh.baizhigitova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0005-1416-9493
Kazakhstan, Aktau

Madina B. Nurmukhambet

Branch of KMG Engineering “KazNIPImunaigaz”

Author for correspondence.
Email: m.nurmukhambet@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0002-1605-302X
Kazakhstan, Aktau

Aigul Zh. Suleyeva

Branch of KMG Engineering “KazNIPImunaigaz”

Email: a.suleyeva@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0007-0011-0241
Kazakhstan, Aktau

References

Supplementary files