ПЕРСПЕКТИВЫ ОТКРЫТИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ВИЛЮЙСКОЙ НГО ЯКУТИИ

А.Г. Берзин, А.В. Бубнов (ЯГУ), Ф.Н. Алексеев (ТГУ)

Промышленная газоносность месторождений Вилюйского района связана с терригенными коллекторами мезозойского и позднепалеозойского возраста. Промышленная добыча газа данного района составляет основу газовой индустрии Республики Саха (Якутия), для чего имеются соответствующие инфраструктура и база стройиндустрии. Однако регион нуждается в наращивании и расширении сырьевой базы как для внутреннего потребления, так и для возможной будущей поставки газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (Южная Корея, Япония, Китай).

Вилюйская нефтегазоносная область (НГО) является "старым" регионом в отношении изучения геофизическими методами и глубоким бурением. Геологические структуры, с которыми связаны месторождения Хапчагайского мегавала, выявлены еще в 60-х гг. по данным гравиметрической съемки масштаба 1:200 000 и сейсморазведки MOB. Фактором, долгие годы сдерживающим возобновление поисковых работ на нефть и газ в Вилюйской НГО, послужило устоявшееся мнение о том, что ее геологическое строение хорошо изучено и поэтому здесь исчерпана возможность открытия новых крупных месторождений УВ.

Кардинальным подходом к уточнению геологического строения Вилюйской НГО и открытию новых месторождений УВ является повторное проведение на ее территории современной сейсморазведки МОГТ с последующей обработкой и интерпретацией данных на ЭВМ, что, однако, нерационально и практически нереально в сложившихся экономических условиях. Более компромиссным будет подход, при котором на первом этапе осуществляется научный прогноз перспектив площадей и участков по комплексу имеющейся геолого-геофизической информации, а на втором - выборочная постановка сейсморазведки МОГТ на приоритетных направлениях.

Существенное повышение знаний о геологическом строении может быть достигнуто за счет комплексной обработки многофакторной информации по данным бурения и геофизики на основе внедрения новых методик и геоинформсистем-технологий прогноза месторождений и геологических ситуаций. Такие технологии сочетают в едином ключе геологические модели с большими возможностями формально-логического анализа огромных объемов накопленной информации, прежде всего картографической.

С применением современной компьютерной геологической информационной технологии ПАРК (прогноз, анализ, распознавание, картографирование) и всей имеющейся геолого-геофизической информации проведены прогнозные исследования и построения для территории центральной части Вилюйской НГО (рис. 1).

Общая методологическая схема исследований включала: создание базы координатно-привязанных геолого-геофизических данных, формирование исходного признакового пространства, анализ данных, построение эталона месторождений УВ и его оптимальной модели, выработку решающего правила классификации и построение соответствующей прогнозной карты перспектив Вилюйской НГО.

Фактографической основой проведения прогнозных исследований явилась сформированная в геоинформсистеме ПАРК база данных, в которой на Вилюйскую НГО заведены комплексные слои картографической геолого-геофизической информации, включающие карты: дежурную структурно-тектоническую; рельефа земной поверхности; глубин кристаллического фундамента; гидросети; линеаментов по данным космических съемок; глубин залегания сейсмических горизонтов ТП (приурочен к пограничным слоям между кровлей перми и подошвой триаса) и Ю₃³ (приурочен к отложениям верхней юры); магнитного и гравитационного полей; суммарной проводимости (S) по данным магнитотеллурического зондирования, а также данных бурения. Из этой информации сформированы первичные и вторичные геолого-геофизические признаки, совокупность которых явилась информационной основой для прогнозирования.

Для уточнения смысла, вкладываемого в термин "признак", отметим, что под ним понимается карта в матричном представлении первичной или полученной из нее путем преобразований вторичной геолого-геофизической характеристики рассматриваемой территории. Характеристика и соответственно признак в зависимости от информации могут быть количественными или качественными. Большинство используемых геофизических признаков являются количественными, а геологических - качественными.

Вторичные карты-признаки получены из первичных с целью расширения исходного признакового пространства в результате обработки исходных полей геофизическими пакетами и программами, а также средствами ПАРК, путем преобразования в скользящем окне одного признака в характеристику его поля (энтропию, разнообразие, дисперсию, простирание, направление и скорость спуска и т.д.) и двух признаков - для получения характеристик подобия: коэффициентов корреляции, сопряженности и т.д. Максимальная размерность исходного признакового пространства достигала 60.

Приводимые некоторые карты-признаки иллюстрируют технологические возможности геоинформсистемы для получения и использования новой информации (рис. 2).

После применения пространственной фильтрации по направлениям получено остаточное гравитационное поле (см. рис 2, А). Параметры фильтров направлений задавались в угловом "окне" 30° с угловым шагом 15° в диапазоне азимутов от 0 до 360°. Видно, что структуры и элементы поля подчиняются упорядоченному поведению только в двух диагонально-сопряженных направлениях с азимутами простирания 45° и 315°. Если учесть, что облик и внутреннюю структуру среднепалеозойских поднятий и впадин западной части Вилюйской гемисинеклизы (Ыгыаттинской, Кемпендяйской и Сарсанской впадин, Сунтарского и Арбайско-Синского валов) формируют разломы именно таких направлений, то под мезозойским чехлом можно предположить существование доверхнепалеозойских структур, связанных с такими направлениями, и на территории Вилюйской НГО (см. рис. 1).

Особенностью карты локальных аномалий поля Dg является то, что она получена с использованием единого алгоритма вычисления (двумерная адаптивная фильтрация) на всю территорию Вилюйской НГО и поэтому также имеет самостоятельное прикладное значение (см. рис 2, Б).

Путем преобразования карт объектов в карты количественных признаков (в данном случае линейных объектов по данным космических съемок в карту "освещенности" территории объектами) становится реальным их привлечение к количественному анализу (см. рис. 2, В), а при преобразовании исходных карт-признаков в характеристику их полей возможно получение нестандартных характеристик (см. рис. 2, Г).

Выработка правила классификации осуществлялась с использованием прогностических возможностей ПАРК, реализующих "распознавание" с обучением и экзаменом на объектах-эталонах одного класса. Для описания моделей эталонов привлечены все газоконденсатные месторождения, открытые в пределах Хапчагайского и Малыкай-Логлорского валов на территории Вилюйской НГО: Средневилюйское, Толонское, Мастахское, Неджелинское, Бадаранское, Среднетюнгское (объекты для обучения) и Андылахское, Люксюгунское, Соболохское (объекты для экзамена).

В результате анализа построена так называемая оптимальная модель, включающая набор наиболее значимых градаций признаков, вошедших в комбинацию статистически наиболее информативных, и представляющая собой некий "геолого-геофизический портрет" прогнозируемого объекта. Последний несет в себе определяющие черты всех месторождений УВ, представленных на эталоне. Более детальный анализ совокупности признаков и градаций оптимальной модели свидетельствует о том, что ими косвенно отражается многообразие благоприятных структурных условий для формирования месторождения в мезозойских отложениях в антиклинальных ловушках, аналогичных условиям уже открытых месторождений УВ (Берзин А.Г., Бубнов А.В., Берзин С.А., 1998).

По результатам анализа и обработки многомерной информации построена прогнозная карта, представляющая собой карту меры сходства вектора градаций признаков, входящих в оптимальную модель, который вычисляется в каждой точке территории, со значением вектора оптимальной модели на месторождениях-эталонах. Перспективным участкам на карте соответствуют аномалии меры сходства, на которых значения меры выше порогового уровня. Карта построена для двух порогов меры сходства: 0,69 - внешний контур (оптимальный порог) и 0,75 - внутренний контур (рис. 3). Такая карта обеспечивает вполне приемлемые показатели качества: локальность - 0,10, контроль - 35 элементарных ячеек (ЭЯ), надежность - 0,78, риск - 0,05.

Оценивая по полученной карте предварительные прогнозные перспективы (см. рис. 1), отметим, что на этой территории возможно открытие нескольких новых месторождений, сопоставимых по масштабам с Мастахским или Неджелинским месторождениями (перспективные участки I- IX), если на этих участках сейсморазведкой МОГТ будут найдены ловушки. Предпосылки к этому имеются. Важно и то обстоятельство, что все они расположены в основном в центральной части синеклизы (Хапчагайский мегавал, Линденская впадина, Тангнарынский прогиб и непосредственно прилегающая к ним внутренняя часть бортового обрамления), а некоторые из них в непосредственной близости от уже открытых месторождений (участки Iа и Iб вблизи Средневилюйского месторождения), где сохраняются коллекторские свойства промысловых пластов и качество перекрывающих их пластов-флюидоупоров.

За этими границами, во внешней части обрамления, такие моноклинали Вилюйской синеклизы, как Хоргочумская, Бескюельская и др. (см. рис. 1), по данным прогноза оцениваются как территории с невысокими перспективами. Последнее заключение нельзя распространять на эти территории за пределы контура, так как мощности эталона месторождений, расположенного в центральной части Вилюйской НГО, недостаточно для качественной оценки удаленных площадей.

Открытым остается вопрос о максимуме прогнозных перспектив территории. Если оптимальной моделью, построенной на открытых месторождениях, описываются благоприятные геологические условия для накопления и сохранения залежей УВ в ловушках любого типа, то максимальные перспективы не слишком оптимистичные. Если эти условия характерны только для локальных антиклинальных структур, то вероятно открытие новых месторождений еще в неантиклинальных ловушках за пределами выявленных прогнозных участков, искать которые нужно заново и, возможно, на других принципах, но перспективы территории выглядят при этом более оптимистично.

Полученные прогнозные оценки территории нельзя считать окончательными по целому ряду причин, в том числе по причине первого опыта в выборе и настройке параметров геоинформсистем при решении нефтегазопоисковых задач, а также в силу отсутствия какой-либо статистики эффективности их применения. В конкретной ситуации заверку полученных результатов невозможно осуществить и путем переобработки сейсмических материалов ввиду отсутствия на выделенных перспективных участках сейсмических профилей МОГТ (см. рис. 3).

Для получения объективной и независимой прогнозной оценки перспектив Хапчагайского мегавала (в пределах которого выделены два перспективных участка) использовалась методика прогнозных оценок, разработанная Ф.Н. Алексеевым (1986, 1996). Основополагающей идеей методики является представление о существовании природных совокупностей месторождений полезных ископаемых, в том числе нефти и газа. К наиболее важным признакам природных совокупностей месторождений и залежей УВ относятся пространственная и геологическая обособленность их объектов и вероятностные закономерности, свойственные величинам запасов и пространственному размещению месторождений, выраженные векторными системами. Установлено, что запасы месторождений (залежей), входящих в природную совокупность, описываются логнормальным законом, а модули векторной системы - законом равномерного распределения плотности вероятностей (Алексеев Ф.Н., Ростовцев В.Н., Паровинчак Ю.М., 1997).

В пределах Хапчагайского мегавала выделена природная совокупность, в которую вошли следующие семь месторождений: Нижневилюйское, Бадаранское, Мастахское, Толонское, Соболохское, Неджелинское и Средневилюйское. По отношению к выделенной Хапчагайской природной совокупности решались две задачи:

1. определение числа неоткрытых залежей и месторождений и величины прогнозных ресурсов в необнаруженных объектах;
2. заверка перспективности Северо-Толонского и Южно-Средневилюйского участков, выделенных вблизи Средневилюйского месторождения по результатам геолого-геофизической обработки с использованием геоинформсистем-технологии.

Исходными данными для решения первой задачи явились сведения о разведанных запасах газа промышленных категорий в залежах и месторождениях Хапчагайской природной совокупности. Для повышения достоверности результатов первая задача решалась дважды - применительно ко всем залежам месторождений, а затем - к самим месторождениям.

В результате выполненного анализа запасов по залежам открытых месторождений установлено, что в Хапчагайской природной совокупности не обнаружено еще пять залежей с суммарными прогнозируемыми запасами 75472 млн. м³, что дает основание предположить, что они относятся как минимум еще к одному неоткрытому месторождению, а следовательно, общее число месторождений в оцениваемой природной совокупности - восемь.

Результаты анализа запасов по месторождениям подтверждают предположение о том, что на территории Хапчагайской природной совокупности возможно открытие еще одного месторождения с суммарными запасами газа ” 90000 млн. м³ при этом значение прогнозируемых запасов в залежах (75472 млн. м³) накрывается доверительным интервалом 68240-124942 млн. м³, вычисленным для величины запасов еще не обнаруженного месторождения газа, а потенциальные ресурсы Хапчагайской природной совокупности оцениваются суммарно в 420000 млн. м³ газа.

Практика изучения месторождений УВ показала, что начало каждой векторной системы определяется положением месторождения, залежи которого характеризуются наибольшей глубиной залегания, а вероятностное распределение модулей (расстояний от полюса до объектов) описывается линейным уравнением. Этим признакам в Хапчагайской природной совокупности удовлетворяет пространственное положение Неджелинского месторождения, по отношению к которому построена векторная система, показанная на рис. 4, А, где каждая точка представляет собой центр рассматриваемого месторождения. Для этой системы найдено распределение вероятности (P) модулей векторов (L) и построено уравнение аппроксимации с коэффициентом корреляции r= 0,988 (см. рис. 4, Б).

Заверка перспективных участков на возможность их принадлежности к неоткрытому месторождению осуществлялась по поведению коэффициента корреляции уравнения аппроксимации распределения модулей после включения в систему модуля того или другого участка.

Установлено, что последовательное включение в систему модулей, направленных на Южно-Средневилюйский (см. рис. 4, С), а затем на Северо-Толонский участок, приводит к одинаковому повышению коэффициентов корреляции r от 0,988 до 0,997 и 0,996 соответственно. Это дает основание отнести их в равной мере к перспективным на обнаружение залежей газа.

Согласно оценке перспектив Хапчагайской природной совокупности, выполненной на основании статистического анализа функции распределения величин запасов, прогнозируется открытие одного месторождения. Близость полученных коэффициентов корреляции не позволяет однозначно решить, какой из двух рассмотренных участков более перспективен на обнаружение прогнозируемого месторождения. Для решения этого вопроса необходим дополнительный анализ геологических и геофизических данных.

The mature Viluisk oil and gas province is currently the main source of gas supply in the Sakha (Yakutia) Republic. The area had been considered well known and all exploration operations were ceased a long time ago. In order to sustain the current production rate, new deposits are urgently required to replace the depleted reservoirs.

Using the PARK (Prognosis, Analysis, Identification) software system to evaluate the cartographic/geological and geophysical information, it has been demonstrated that a possibility exists for the discovery of new gas-condensate fields in this area.

The method of geological-mathematical prognosis also confirms the possibility of potential discovery of a reservoir with 90 bln.cu meters of gas, adjacent to the large production field of Sredne-Viluisk.

1 - локальные антиклинальные структуры по данным сейсморазведки MOB; 2 - месторождения Хапчагайского и Логлорского валов; 3 - контур Вилюйской НГО; 4 - контур площади прогнозирования; структуры 1-го порядка Вилюйской синеклизы: Хп - Хапчагайский мегавал, Л - Линденская впадина, Тн - Тангнарынский прогиб, Хр - Хоргочумская моноклиналь, Лг - Логлорский мегавал, Т-Ч - Тюкян-Чебыдинская моноклиналь, Бк - Бескюельская моноклиналь, Ыг - Ыгыаттинская впадина, Сн - Сунтарский свод; Кп - Кемпендяйская впадина; А-С - Арбайско-Синский вал; Ср - Сарсанская впадина; Л-К - Лунхинско-Келинская впадина

Рис. 2. ПРИМЕРЫ КОЛИЧЕСТВЕННЫХ КАРТ-ПРИЗНАКОВ В МАТРИЧНОМ

ПРЕДСТАВЛЕНИИ, ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ПРИ ПРОГНОЗЕ
(значение признака увеличивается от светлого к темному цвету)

А - линеаменты остаточного поля Dg, выделенные фильтрацией по направлениям и отождествляемые с разломами, Б - локальные аномалии поля Dg, выделенные оптимальной фильтрацией, В - освещенность территории мелко- и среднемасштабными линеаментами по данным космических снимков, Г - энтропия поля карты по сейсмическому горизонту ТП, 1 - контур Вилюйской НГО, 2 - контур площади прогнозирования

1 - сейсмические профили МОГТ, 2 - глубокие скважины; 3 - контуры перспективных участков для двух порогов меры сходства: 0,69 - внешний; 0,75 - внутренний: Ia - Южно-Средневилюйский; Iб - Северо-Толонский; II - Западно-Быраканский; III - Огденюнский; IV - Верхнемыннейыкинский; V - Тюнгский; VI - Среднеджипский; VII - Джоджунский; VIII - Тоюн-Быраканский; IX - Бестях-Юряхский; месторождения: 1 - Средневилюйское, 2 - Мастахское, 3 - Неджелинское, 4 - Соболохское, 5 - Бадаранское, 6 - Нижневилюйское, 7 - Среднетюнгское

А - векторная система Хапчагайской природной совокупности; Б - график распределения модулей векторной системы Хапчагайской природной совокупности до включения в систему прогнозных участков; В - то же после включения Южно-Средневилюйского участка; месторождения: 1 - Средневилюйское; 2 - Мастахское; 3 - Неджелинское; 4 - Соболохское; 5 - Бадаранское; 6 - Нижневилюйское; 7 - Толонское; перспективные участки: Ia - Южно-Средневилюйский; Iб - Северо-Толонский