Оценка ресурсного потенциала любого слабоизученного месторождения углеводородного сырья всегда затруднена. Особые проблемы возникают, когда перспективный объект выявлен лишь по данным сейсморазведки, не охарактеризован геофизическими исследованиями скважин (ГИС) и керном, не имеет аналогов в радиусе многих сотен километров. В данном случае речь идет о многопластовом газовом месторождении N, открытом на шельфе Карибского моря более четырех десятков лет назад на основе данных 2D-сейсморазведки. На месторождении пробурены 6 поисковых и разведочных скважин, две из которых вскрыли породы фундамента. Запасы газа нескольких терригенных объектов верхнего миоцена и нижнего плиоцена подтверждены успешными испытаниями и числятся в официальных документах. В 2008 г. месторождение доизучено 3D-сейсморазведкой, дополнительные скважины не бурились.
Экономическая целесообразность ввода месторождения N в эксплуатацию во многом зависит от его ресурсного потенциала. В свою очередь точность оценки запасов и ресурсов углеводородов месторождения определяется как качеством самих сейсмических и каротажных исследований, так и качеством, технологиями их обработки и интерпретации. Существенная часть запасов месторождений N и М приурочены к миоценовым клиноформам. С целью уточнения моделей залежей и перспективных объектов, запасов и ресурсов месторождений было принято решение о переобработке и переинтерпретации 3D сейсмических данных на площади шельфа более 1,2 тыс. км² и каротажных материалов с применением современных программных комплексов.
В результате целенаправленных усилий мультидисциплинарной Российско-Венесуэльской группы специалистов кроме уточнения запасов газа удалось выявить целый ряд новых перспективных для доразведки объектов, в том числе самый крупный из них, получивший название C-A. Пласт залегает в самой нижней части осадочного чехла, практически на поверхности фундамента. Атрибутный анализ показывает, что указанный объект с большой вероятностью является газоносным, а ресурсы приурочены к трем структурно-литологическим ловушкам, расположенным на северной склоновой части основного поднятия N (рис. 1). При этом границами потенциальных залежей являются зоны выклинивания пласта. Ни одна из пробуренных скважин его не вскрыла.

По предварительным выводам, стратиграфически C-А приурочен к олигоцен-нижне-миоценовым отложениям и несогласно залегает на породах фундамента позднемелового возраста. Видимые площадь и толщина сейсмических аномалий достаточно велики, что может предопределять существенный объем ресурсов углеводородов и целесообразность их разведки бурением. Однако с объектом связан целый ряд геологических неопределенностей и рисков, поскольку его разведанные аналоги в изучаемом районе Карибского моря отсутствуют. Непонятен генезис пласта. Поэтому к основным неопределенностям относятся: литологический состав, тип коллектора и его доля в общем объеме пород, фильтрационно-емкостные свойства, наличие и свойства покрышки. Глубина залегания C-А в исследуемом районе более 3,3 км, поэтому наряду с задачей оценки его ресурсного потенциала стоит важная задача тщательной оценки геологических рисков.

По пласту C-A в северной части площади выделены три перспективные ловушки (предположительно насыщенные газом) C-A1, C-A2 и C-A3. Для уточнения геометрии ловушек в целевом районе была выполнена дополнительная сейсмическая интерпретация по отражающему горизонту B (поверхность фундамента) и по кровле пласта C-A, реализованы расчеты и анализ сейсмических атрибутов, построены структурные карты. По 3D сейсмическим данным (по амплитудным характеристикам на временных разрезах) определены общие толщины газонасыщенных интервалов, которые по залежам C-A1, C-A2 и C-A3 составляют в среднем 164 м,
148 м и 136 м соответственно.
Фундамент сложен преимущественно базальтами и пирокластикой (вулканический туф), а также метаморфизованными породами позднемелового возраста. В пределах лицензионного блока зафиксирована субширотная гряда вулканогенных поднятий.
Предыдущими исследованиями [2] показано, что в своде поднятия N верхнемеловые отложения контактируют со среднемиоценовыми, демонстрируя либо перерыв осадконакопления более 50 млн лет, либо эрозию осадков, либо то и другое (рис. 2).

По данным ГИС скважины N2, свод поднятия перекрыт 0,6 км глинами нижне-среднемиоценового возраста, при этом глинистые отложения полностью компенсируют северный склон и залегают субгоризонтально, образуя мощный флюидоупор для рассматриваемых поисковых объектов. Вместе с тем те же авторы отмечают, что с тектонической точки зрения рост указанного поднятия проходил с олигоцена до конца раннего миоцена вследствие развития регионального правостороннего сдвига субширотного простирания, развивавшегося вдоль южной границы Карибской плиты.
В части тектогенеза месторождения N следует упомянуть, что Карибская плита начала свою миграцию на восток 80 млн лет назад в конце мелового периода. Это привело к образованию вулканической дуги от северо-запада Южной Америки до полуострова Юкатан. Дуга периодически образовывала сухопутный мост вдоль восточной и северной границ Карибской плиты. Движение вулканической дуги на «буфере» Карибской плиты сопровождалось последовательным отрывом ее фрагментов на юге и севере, выстраивая субширотные цепи потухших вулканов (рис. 3).

Месторождение N приурочено к восточной части Южной цепи реликтов вулканической дуги. Вулканогенное поднятие N заняло свое окончательное место в исследуемом районе бассейна как раз в олигоцене. К тому времени в бассейне уже были накоплены эоценовые терригенные осадки.
Можно отметить и действующую в настоящее время тектоническую активность региона — постоянное движение Карибской плиты на восток со скоростью около 22 мм
в год по отношению к Южно-Американской платформе. Выступ фундамента стал основой для формирования в отложениях миоцена и плиоцена структур облекания. При этом формирование описываемого кайнозойского бассейна проходило со значительным превышением скорости седиментации над интенсивностью тектонической деятельности.
Сейсморазведка без скважинных данных дает только геометрические характеристики объекта. Для обоснования фильтрационно-емкостных свойств пласта пришлось прибегнуть к расширенному поиску объектов-аналогов по открытым интернет-источникам. Ближайшим аналогом оказался карбонатный пласт крупного газового месторождения Перла, изученный в западной части Карибского моря, залегающий в том же стратиграфическом интервале. Объект также приурочен к структурно-литологической ловушке и залегает на северном склоне поднятия.
Результаты поисково-разведочного бурения показывают, что коллекторы месторождения-аналога находятся на сопоставимой с месторождением N глубине и представлены толщей известняков олигоцен-раннемиоценового возраста, имеющей в среднем 300 м толщину. Пласт делят на 5 интервалов, в которых NTG изменяется от 0,73 до 1, средневзвешенное по толщине значение этого параметра составляет 0,96. Пористость пласта в нижней водоносной части варьирует от 15,8 до 17,5 %, в средней газоносной 18,5 %, а в верхней достигает 21,2–24,9 %,
средневзвешенное значение 21,2 %. Данное месторождение введено в разработку (рис. 4).

Сейсмические данные фактически указывают на то, что карбонатный рамп Перла соединялся с выступом фундамента (палеоостровом или изолированной платформой), который мог быть частью архипелага [1]. Схема в нижней части рисунка 4 иллюстрирует ретроградационную геометрию отложений карбонатного рампа в северном секторе палеоострова Перла [1]. Такая последовательность отложений формируется в условиях трансгрессии моря.
Поскольку связь Карибского бассейна с открытым океаном очевидна, стоит обратить внимание на глобальные колебания уровня океана в течение олигоцена-раннего миоцена (рис. 2). На Перла нижняя часть пласта, сформировавшаяся на рубеже рупелия-чаттия, представлена силицитами — продуктами разрушения самого поднятия (фундамента), сложенного гранодиоритами и тоналитами пермского возраста. Этому времени как раз соответствует весьма существенная регрессивная фаза, когда уровень океана снизился на 180 м, что и привело к выходу поднятия в субаэральную экспозицию. Период с позднего олигоцена (чаттий) и почти до конца раннего миоцена (аквитаний) сопровождался трансгрессией и накоплением карбонатных осадков вверх по склону поднятия Перла. По имеющимся данным видно, что карбонатные осадки перекрыли свод поднятия. Однако очередная регрессия середины раннего миоцена привела к частичной денудации массива и формированию шлейфа карбонатных обломков вниз по склону. Верхняя часть продуктивного пласта месторождения Перла состоит из переотложенных карбонатов. Во время последовавшей затем трансгрессии, в конце бурдигалия, сформировались глинистые отложения, ставшие позже надежной покрышкой в составе ловушки углеводородов.
На рисунке 2 показаны отложения C-A месторождения N. Они, как и на Перла, залегают на северном склоне поднятия и, судя по отражениям, имеют также четко выраженный трансгрессивный характер. Эти данные, наряду с возрастом глин, перекрывающих поднятие N, позволяют полагать, что пласт C-A и карбонатные отложения Перла формировались в одно и то же геологическое время в аналогичных палеогеографических условиях под влиянием одних и тех же глобальных изменений уровня океана. Карбонатный массив N, так же как и на Перла, мог покрывать свод поднятия, но впоследствии — в период регрессии (середина раннего миоцена) — был практически полностью разрушен, осадки переотложены на северном склоне.
Улучшение технологий обработки и интерпретации сейсмических данных за последние 10–15 лет, инновационное использование комбинаций сейсмических характеристик, извлечение геоморфологических данных и новых количественных методов значительно расширили понимание погребенных комплексов и процессов [5]. Трехмерные данные стали фундаментальным инструментом для создания концептуальных моделей шельфовых отложений, позволяя понять, как седиментологические взаимосвязи менялись с течением времени в ответ на тектонические, океанографические и климатические воздействия.
При отсутствии скважинных данных по C-A месторождения N авторы использовали имеющиеся наработки зарубежных коллег [5], отвечающие за связь сейсмических имиджей с той или иной областью шельфа (рис. 5).

SF1 — субгоризонтальные параллельные отражения, выдержанные высокоамплитудные (глубокий шельф); SF2 — волнистые и субгоризонтальные параллельные отражения, выдержанные высокоамплитудные (лагуна); SF3 — наклонные субпараллельные клиноформы, от слабовыдержанных до выдержанных, средне-высокоамплитудные (склон); SF4 — наклонные сигмоидные клиноформы полувыдержанные, средне-высокоамплитудные (обломки карбонатов, склон); SF5 — бугристые отражения, невыдержанные и слабовыдержанные, слабо- и среднеамплитудные (барьерный риф, патч-риф); SF6 — хаотические и волнистые отражения, невыдержанные, разорванные, слабоамплитудные (берег, банка, песчаная гряда); AE1 — глубокий шельф; АЕ2 — склон; АЕ3 — барьерный риф; АЕ4 — песчаные гряды, банки; АЕ5 — лагуна; АЕ6 — патч-риф; АЕ7 — карст.
Определяя наиболее вероятное положение рассматриваемых объектов в олигоцен-миоценовом бассейне седиментации, имеет значение положение континента Южной Америки как основного источника сноса и также тот факт, что три потенциальные залежи C-A локализованы только на северном склоне поднятия N. Следует отметить, что несколько соседних месторождений изучаемой части региона Карибского шельфа вместе с N приурочены к последовательной цепи поднятий, вытянутой вдоль северного побережья Южной Америки, следовательно, именно их северные склоны обращены в сторону глубокого шельфа.
Известно, что карбонатные массивы, в том числе рифовые, могут быть очень устойчивы к воздействию атмосферных осадков и оставаться неразрушенными в течение продолжительного времени. Однако в данном конкретном случае именно северный берег острова подвергался постоянным волноприбойным, штормовым воздействиям как наиболее интенсивным в сравнении с обстановкой лагуны на внутренней платформе. К разрушению карбонатных ассоциаций могли приводить и землетрясения, которые были и остаются характерными для данного региона.
С учетом изложенного, сопоставляя типичную модель с фактическим материалом рисунка 2, зону SF4 на рисунке 5 можно принять как наиболее подходящую для соответствия условиям формирования пласта C-A. Соответствие выражается не только в концептуальной локации, но и в характере сейсмической записи, присущей указанной зоне. На рисунке 6 показано положение в разрезе и строение поискового объекта C-A.

С учетом выстроенной геологической концепции создана цифровая трехмерная геологическая модель пласта C-A. Для построения геологической модели были использованы следующие материалы:

• уточненная интерпретация 3D сейсмических данных по поверхности фундамента и кровле пласта CUB А;
• результаты динамического анализа 3D-сейсморазведки в интервале C-A;
• фактические данные по скважинам месторождения-аналога Перла.

При создании куба литологии использовались результаты динамической интерпретации сейсмических данных — границы амплитудных аномалий как области развития залежи, результаты вариограммного анализа и двумерные тренды. При распределении в трехмерном пространстве в качестве тренда использовалась двумерная карта доли коллектора в объеме пород, зафиксированная в Перла. Петрофизические параметры также взяты по аналогии с указанного аналога для всех трех залежей. Объемный коэффициент Bg, необходимый для перевода объемов ресурсов газа из пластовых условий в поверхностные, принят как аналог по залежи вышележащего пласта C-FS месторождения N с корректировкой на глубину залегания пласта C-A.
На первом этапе оценка выполнена без учета геологических рисков. Самый большой объем ресурсов содержит залежь C-A1, обладающая наибольшим газонасыщенным объемом пород.
Вероятность открытия месторождения/залежи УВ является величиной мультипликативной и определяется [6]:

• вероятностью существования резервуара Р1 (Р1а — обстановки осадконакопления и фации, P1b — постседиментационные изменения в коллекторах);
• вероятностью существования ловушки Р2 (Р2а — существование замкнутого контура, P2b — вероятность существования флюидоупора);
• вероятностью заполнения ловушек углеводородами Р3 (наличие и зрелость нефтегазоматеринской толщи, реализация УВ потенциала и пути миграции);
• вероятностью сохранности залежи УВ (Р4).

Соответственно, вероятность геологической успешности Pg = P1×P2×P3×P4. Такая оценка выполняется как с привлечением объективных статистических данных по результатам выполненных геологоразведочных работ, так и путем интерполяции и экстраполяции параметров углеводородных систем на основе субъективных представлений о геологическом строении участка недр. Диапазон значений Р(1-4) определяется: качеством и плотностью геолого-геофизической информации; адекватностью и детальностью геологических моделей. Учитывалось также деление исходных геолого-геофизических данных на 3 группы: кондиционные, косвенные и ограниченные — с присвоением каждой группе диапазона вероятности, характеризующей меру уверенности в используемой модели. Полученные значения Pg по залежам оказались в пределах 0,15–0,18 (табл. 1).

Табл. 1. Обоснование параметров рисков

По мнению П.Р. Роуз [7], а также согласно методическому руководству компании Chevron по оценке рисков [8], уровень риска, лежащий в пределах 0,125–0,25, считается средним.