Моделирование строения и формирования сложно построенных

Общество с ограниченной ответственностью
«ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
На правах рукописи
Дорофеев Никита Владимирович
Моделирование строения и формирования сложно
построенных залежей нефти и газа и минимизация
рисков их освоения
Специальность: 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных
и газовых месторождений
Диссертация
на соискание ученой степени
кандидата геолого-минералогических наук
Научный руководитель
доктор геолого-минералогических наук
профессор Бочкарев А.В.
Москва – 2015
2
Оглавление
Введение
1
Состояние изученности проблемы создания моделей сложно построенных залежей нефти и газа и методология ее решения
1.1
Состояние изученности проблемы формирования и моделирования
сложно построенных резервуаров нефти и газа
1.1.1.
Геологическое моделирование разноранговых нефтегазоносных объектов различной степени изученности
1.1.2.
История изучения процессов формирования и размещения залежей
УВ в рассматриваемых регионах
1.1.3.
Стадийность освоения нефтегазовых объектов
1.2.
Общие особенности геологического моделирования нефтегазоносных
объектов на разных этапах их освоения
1.2.1.
Значение изученности объекта в решении проблемы повышения достоверности и снижения рисков неопределенности модели
1.2.2.
Методические подходы к оценке геологических рисков при освоении
сложно построенных объектов различной степени изученности
2.
Краткий очерк геологического строения исследованных территорий
2.1.
Акватория Среднего Каспия
2.1.1.
Общие сведения о территории исследований
2.1.2.
Тектоническое районирование
2.1.3.
Нефтегазогеологическое районирование акватории Каспия
Кандымская группа месторождений
2.2.
2.2.1.
Краткий геологический очерк исследованной территории
2.2.1.1. Стратиграфия и геологическая корреляция разрезов
2.2.1.2. Тектоника
3
Моделирование сложного разломно-блокового строения месторождений
Акватория Среднего Каспия
3.1.
Моделирование дизъюнктивных нарушений и разломно-блокового
3.1.1.
строения месторождений
Кандымская группа месторождений
3.2.
Моделирование разрывных нарушений и разломно-блокового строе3.2.1.
ния месторождений
4.
Моделирование неоднородностей различного происхождения
сложно построенных залежей УВ в карбонатных и терригенных
отложениях на разных этапах их изученности
4.1.
Моделирование типа и свойств карбонатных пластов-коллекторов
4
10
10
10
13
14
19
25
29
33
33
33
42
46
51
51
51
55
59
59
59
68
68
81
81
3
4.2.
Литологическое моделирование сложно построенных объектов разной степени изученности
4.3.
Литотипизация карбонатных коллекторов сложно построенных залежей для последующего прогнозирования их распространения
5.
Моделирование процессов формирования и размещения залежей
нефти и газа Среднего Каспия и Кандымской группы месторождений
5.1.
Основные положения концепции формирования залежей УВ в
акватории Среднего Каспия
Формирование, переформирование и разрушение нефтяных место5.1.1.
рождений
Формирование газоконденсатных месторождений
5.1.2.
5.2.
Кандымская группа месторождений
5.2.1.
Формирование газоконденсатных залежей
6.
Минимизация рисков освоения сложно построенных резервуаров
на разных стадиях изученности месторождений
6.1.
На этапе поисков месторождений УВ
6.1.1.
Минимизация рисков неточного прогноза фазового состояния УВ за
счет обоснования направленных поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в акватории Среднего и Северного Каспия
6.2.
На начальном этапе разведки месторождений УВ
6.2.1.
Снижение рисков неэффективного ведения ГРР на начальном этапе
разведки месторождений за счет оптимального размещения проектных разведочных и эксплуатационных скважин в зонах вероятного распространения лучших коллекторов
6.2.1.1. Анализ неопределенностей структурных элементов строения залежи УВ
6.2.1.2. Обоснование зон наиболее вероятного распространения лучших коллекторов
6.3.
На поздней стадии разведки (доразведки) месторождений УВ
6.3.1.
Снижение рисков неэффективного размещения скважин
Заключение
Список использованной литературы
87
99
106
106
113
118
135
135
141
141
141
151
151
151
153
158
158
162
164
4
Введение
Актуальность проблемы. Решение вопросов моделирования строения и
формирования сложно построенных резервуаров и залежей и минимизации рисков их освоения является актуальной задачей для решения задач оптимизации освоения месторождений УВ на основе научных разработок, связанных с достижением достоверных моделей резервуаров сложного и особо сложного строения на
разных этапах и стадиях их изученности. При этом наиболее сложные и проблемные геологические модели присущи тем объектам, которые осложнены дизъюнктивной тектоникой, наличием блоковой структуры, разнообразием литологофациального состава пород, неоднородностью пластов-коллекторов и покрышек.
Однако еще в недостаточной мере осознан, изучен и использован практикующими
геологами при планировании геологоразведочных работ (ГРР), подсчете запасов и
проектировании разработки месторождений нефти и газа огромный накопленный
во всем мире фактический материал, прямо или косвенно указывающий на масштабное проявление в нефтегазоносных бассейнах тектонической и литологофациальной неоднородности пород и других признаков сложного строения месторождений.
Отсюда
изучение
закономерностей
изменения
литолого-
фациального состава и свойств пород, моделирование и прогноз разломно- блоковых моделей месторождений и площадей следует рассматривать как важнейшую
научно-практическую задачу, решение которой напрямую связано с совершенствованием ГРР на всех этапах поисков, разведки и разработки месторождений углеводородов (УВ). В диссертационной работе, кроме того, обращено внимание на
недостаточно изученную проблему применения прямых и косвенных признаков и
методических приемов прогнозирования различного рода неоднородностей разреза отложений по стандартному комплексу исследований, а также созданию и
уточнению классификационных тектонических и литолого- фациальных признаков, используемых на этапах разведки и разработки месторождений. В свете изложенного очевидна важность и давно назревшая необходимость научно обоснованного прогнозирования нефтегазоносности сложно построенных объектов на
основе
комплексного
структурного,
геолого-геофизического
и
литолого-
5
фациального анализа. Особую актуальность проблема приобретает для трудноизвлекаемых запасов. Не менее актуально создание и использование научных разработок, связанных с надежностью и достоверностью трехмерных геологических
моделей природных объектов и подсчета в них запасов УВ, чему в работе придается важное значение.
Решение поставленных в работе вопросов выполнено на примере сложно
построенных нефтегазоносных объектов Среднего Каспия (российский сектор),
Узбекистана и некоторых других регионов.
Целью исследований является повышение достоверности сложно построенных резервуаров нефти и газа на основе разработанных концепций формирования,
детального структурного и литолого-фациального цифрового моделирования и
определения рисков освоения залежей на разных стадиях их изученности.
Основные задачи исследований:
- дать оценку степени изученности и выбрать методологию решения проблемы моделирования нефтегазоносных объектов различной сложности и стадийности проведения ГРР; детально изучить геологическое строение исследованных
территорий и месторождений;
- разработать критерии изучения сложных геологических объектов и обосновать выбор современных технологий прогнозирования геометрических и петрофизических особенностей строения и свойств природных резервуаров нефти и
газа;
- определить влияние разрывных нарушений на блоковое строение, формирование присбросовых залежей, размещение начальных и остаточных запасов УВ;
- выявить закономерности изменения (зональность) литолого–фациального
состава и свойств пластов-коллекторов и вмещающих пород; создать цифровые
модели карбонатных и терригенных сложно построенных резервуаров нефти и газа с распределением в объеме залежей структурных и петрофизических параметров;
6
- разработать рекомендации и предложения по дальнейшему ведению ГРР
на разных стадиях изученности месторождений с учетом рисков освоения сложно
построенных объектов, а также эффективности их научного сопровождения.
Научная новизна выполненных исследований:
- доказана роль сбросо-сдвигов в создании современного блокового строения в формировании залежей УВ в юрском комплексе пород рассмотренных территорий;
- установлены закономерные изменения выделенных структурно- генетических типов, а также состава, структуры и свойств пород-коллекторов в сложно
построенных залежах;
- разработаны критерии двухэтапного формирования месторождений: преимущественно нефтяных на первом и газоконденсатных – на втором. Показано,
что на втором этапе происходит переформирование нефтяных залежей на сохранившихся путях миграции углеводородных газов (УВГ), и деградация залежей с
трудноизвлекаемой нефтью, находящихся вне путей миграции УВГ;
- показаны пути снижения рисков неопределенности модели и структуры
запасов сложно построенных залежей на разной стадии их изученности за счет:
многовариантного моделировании залежей с минимальной вероятностью неподтверждения; учета литотипов пород в зонах наиболее вероятного распространения
лучших коллекторов; выделения участков с минимальной вероятностью повышенного и ураганного прорыва газа в нефтяные оторочки..
Основные защищаемые положения:
1. Доминирующая роль сбросо-сдвигов в формировании современного
сложного разломно-блокового строения присбросовых залежей УВ в юрскомеловом комплексе пород в акватории Среднего Каспия и в пределах Кандымской
группы месторождений.
2. Закономерные изменения свойств выделенных структурно-генетических
типов пород-коллекторов сложно построенных залежей: при смене литолого- фациальных зон, микрофаций и разнонаправленной трещиноватости в карбонатных
и терригенных породах.
7
3. Двухэтапное формирование нефтяных и газоконденсатных месторождений, природные и техногенные факторы последовательного сокращения толщин
нефтяных оторочек, как следствие переформирования, а наличие трудноизвлекаемых скоплений – деградации нефтяных залежей в юрско-неокомском разрезе
отложений Среднего Каспия.
4. Возможность снижения рисков неопределенности модели и структуры
запасов сложно построенных объектов на разных стадиях их изученности: при
прогнозе преимущественной нефте- или газоносности территорий и отложений;
при выборе моделей залежей с минимальной вероятностью неподтверждения (до
15 %); при обосновании зон наиболее вероятного распространения лучших коллекторов; при выделении участков с минимальной вероятностью прорыва газа в
нефтяные оторочки.
Практическая ценность и реализация работы. При непосредственном
участии автора создано свыше 80 завершенных петрофизических моделей для
цифрового геологического и гидродинамического моделирования месторождений
и структур различной степени подготовленности, изученности, сложности и перспективности, большая часть из которых прошла успешную апробацию в ФБУ
«ГКЗ». Применение традиционных и усовершенствованных методик комплексного литолого- фациального анализа и моделирования резервуаров способствовало
повышению достоверности геологических моделей залежей сложного строения.
Выводы и рекомендации, изложенные в диссертационной работе, отражены в 33
научно- исследовательских отчётах и других работах и приняты к практическому
использованию при планировании ГРР, при уточнении сырьевой базы производственных подразделений компании ОАО «ЛУКОЙЛ» и других организаций, что
нашло отражение в материалах внедрения полученных автором результатов работы в ООО «Нижневолжскнефть».
Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертационная работа соответствует паспорту специальности 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений по следующим пунктам
формулы специальности: - разработка и совершенствование теоретических основ
8
месторождений нефти и газа, изучение особенностей их геологического строения
и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических
областях земной коры; - определение геологических предпосылок формирования
месторождений и поисковых признаков; - совершенствование методов поисков и
разведки месторождений нефти и газа, оценка их ресурсов и подсчет запасов.
В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует
пунктам: 1. Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа: условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре; - миграция УВ; 2.
Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений: - современные методы поисков и разведки месторождений.
Методы исследования, фактический материал и личный вклад. В работе
использован комплекс методов петрографии, полевой и промысловой геофизики и
нефтегазопромысловой геологии в сочетании с традиционными и предложенными
автором методическими приемами многовариантного моделирования неоднородности и достоверности внутреннего строения природных резервуаров. В основу
диссертации положены материалы, собранные и обработанные лично автором при
проведении исследований, выполненных в период с 2004 по 2014 гг.
При подготовке диссертации использованы результаты собственных и коллективных исследований, а также опубликованные работы по данной проблеме и
фактические материалы производственных организаций ОАО «ЛУКОЙЛ». Автором в работе применены известные и новаторские передовые технологии построения моделей с использованием программных комплексов геологического
моделирования (Roxar, Petrel) и обработки результатов исследований (ArcView,
AutoCAD, Соrel Draw, STATISTICA).
Апробация работы. Основные материалы диссертации доложены на конференциях
и
совещаниях:
«Проблемы
бассейнового
и
геолого-
гидродинамического моделирования» (Волгоград, 2006); II и III научнопрактические конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» (Москва, 2013, 2014); 15 и 16 научно-практические конференции
EAGE «Геомодель» (Геленджик, 2013, 2014); ХХ Губкинские чтения «Фунда-
9
ментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки
месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013); «Цифровое моделирование» (Москва, 2014); 13 и
14-я конференция пользователей ПО ROXAR (Турция, 2013, 2014); Международная научно-практическая конференция: «Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК «ЛУКОЙЛ» (Волгоград, 2014); IV всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли»
(Ставрополь, 2014).
Публикации: по теме диссертационной работы опубликованы 14 статей, из
которых 5 в ведущих научно-технических рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
10
1. Состояние изученности проблемы создания моделей
сложно построенных залежей нефти и газа и
методология ее решения
1.1. Состояние изученности проблемы формирования и моделирования сложно построенных резервуаров нефти и газа
С возникновением геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений появилось моделирование нефтегазовых объектов. В нефтегазовой геологии
важные исследования, заложившие основы системного подхода, геологического и
геолого-технологического моделирования, выполнили в прошлом и продолжают
его совершенствовать в настоящее время такие ученые как Х. Азис, Э.А. Бакиров,
А.Ф. Белоусов, И.О. Брод, В.А. Бочкарев, Д.В. Булыгин, Л.Ф. Дементьев, А.Н.
Дмитриевский, В.А. Гридин, Г.М. Золоева, К.Е. Закревский, В.Г. Кузнецов, Н.Я.
Кунин, У. Крамбейн, О.С. Обрядчиков, А.А. Трофимук и многие др.
Вопросам анализа и моделирования формирования и размещения залежей
УВ в недрах посвящены в прошлом и настоящем исследования таких ученых, как
Ф.А. Алексеев, Т.К. Баженова, А.А. Бакиров, А.В. Бочкарев, В.А.Бочкарев, А.И.
Богомолов, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, В.П. Гаврилов, Ю.И. Галушкин, И.В.
Гончаров, А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еременко, В.И. Ермолкин, Ю.Н. Карогодин,
Н.А. Касьянова, А.Э. Конторович, Н.В. Лопатин, С.П. Максимов, С.Г. Неручев,
И.И. Нестеров, О.С. Обрядчиков, А.В. Постников, В.П. Савченко, А.В. Постников, Е.А. Рогозина, Б.А. Соколов, А.А. Трофимук, В.А. Успенский и многие др.
1.1.1. Геологическое моделирование разноранговых нефтегазоносных
объектов различной степени изученности
Геологическое моделирование многообразно и включает различные подходы к исследуемому объекту. Существуют десятки терминов моделирования
(включая синонимы) и не всегда очевидно место каждого из них в той или иной
системе моделирования. Попытки их систематизации предпринимались неоднократно [1, 7, 41, 59, 74, 90]. Ниже приводятся обобщенные схемы геологического
моделирования нефтегазоносных объектов [9, 31]. Как и любой технологии геоло-
11
гическому моделированию присущи общие понятия (положения, принципы, схемы) (рис. 1.1).
По масштабности процесса геологическое моделирование подразделяется
на региональное и детальное. Региональное моделирование реализуется на
этапах общей оценки территории, когда объектами служат различные по размерам
территории, районы, бассейны, зоны, структуры и неразбуренные площади (рис
1.6). Детальное геологическое моделирование осуществляется на протяжении всего периода жизни месторождения (залежи) нефти и газа.
Геологическое моделирование разноранговых объектов выполняется на
всех этапах ГРР и разработки месторождений и различается при решении задач
данных стадий. Детальность их определяется объемом и составом геолого- геофизической и промысловой информации, а также целью и задачами, для решения
которых строится геологическая модель. Поэтому геологические модели и методы их построения отличаются при решении задач регионального изучения, поисков, разведки и разработки месторождений [9, 31].
Процесс моделирования включает в себя отдельные структурно обособлен-
Рис. 1.1. Типизация процессов моделирования по принципам и процедуре создания
геологических моделей [9].
ные этапы работ (рис. 1.2) [9]. Сегодня моделирование нефтегазоносных объектов
- это итерационный высокотехнологический процесс, основная цель которого при
12
минимальных затратах времени создавать набор карт, который соответствует
имеющимся исходным данным, самосогласован и внутренне непротиворечив, а
самое главное – соответствует субъективным неформализованным требованиям,
предъявляемых геологами на основе экспертных знаний и опыта. Конечной целью
последовательного процесса геологического моделирования является создание
адекватной природному объекту (с учетом степени его изученности и освоенности) геологической (геолого-гидродинамической) модели. На ее основе и с ее помощью комплектуется выходная документация (отчеты по подсчету запасов нефти и газа, проекты на разработку месторождений и т.д.), принимаются решения по
дальнейшему ведению работ на объекте.
Геологические и гидродинамические модели максимально эффективны при
совместно-последовательном моделировании. В этом случае они носят название
постоянно действующих цифровых трехмерных геолого-технологических (гидродинамических) моделей (ПДГТМ или ПДГГМ), охватывающих весь спектр задач,
начиная от региональных картопостроений и подсчета запасов до составления
проектов пробной и промышленной разработки месторождений (залежей) и т.д.
В работе основное внимание уделено многомерным пространственным
(объемным) моделям (3D). Современные технологии трехмерного моделирования
могут быть применены на любом этапе геологоразведочного процесса. Так, стохастические модели использовались для построения различных геологических
объектов: структурное моделирование, трехмерное литологическое моделирование, построение полей коллекторских свойств и т.д. Детерминированное моделирование использовалось для отображения ограничивающих поверхностей (кровли
и подошвы) продуктивных пластов, разрывных нарушений и поверхностей ВНК,
ГВК, ГНК, на качественном уровне - коллектор-неколлектор.
Геологическое моделирование разномасштабных объектов выполнено в работе на всех этапах стадий ГРР и промышленной разработки. Детальность их определялась объемом и составом геолого-геофизической и промысловой информации, а также целью и задачами, для решения которых строится геологическая модель. Поэтому геологические модели и методы их построения различались при
13
решении задач регионального изучения, поисков, разведки и разработки месторождений. Одной из причин ошибок при построении моделей слабоизученных геологических объектов является отсутствие базы аналогов и недостаточное использование геологических законов и уже накопленных знаний. Поэтому в модель при
низкой изученности объекта закладываются фондовые и литературные данные
или материалы по аналогичным бассейнам, зонам, месторождениям, залежам.
1.1.2. История изучения процессов формирования и размещения залежей УВ в
рассматриваемых регионах
Активное развёртывание ГРР на лицензионных участках Компании (полевые геофизические, инженерно-геологические, экологические и другие исследования, а также глубокое поисковое и разведочное бурение) востребовало как оперативное, так и углубленное обобщение результатов проводимых здесь работ, а
также геоувязку их с ранее выполненными исследованиями на море и прилегающей суше с целью научного обоснования и дальнейшего эффективного размещения ГРР.
Составной частью такого обобщения явилась представляемая диссертационная работа по созданию цифровых геологических моделей сложно построенных
месторождений и всестороннему комплексному изучению условий их формирования и размещения в российском секторе Каспия и в некоторых других регионах.
В начальный период освоения практически не изученной акватории Каспийского моря исключительную актуальность получили научно- исследовательские работы, направленные на разработку концепций формирования и размещения выявленных и еще не открытых месторождений нефти и газа. Первая подобная схема в данном регионе создана в институте ООО «ЛУКОЙЛ- ВолгоградНИПИморнефть» в фундаментальной обобщающей работе «Закономерности размещения и условия формирования скоплений УВ в российском секторе Каспия»
(2003 г) /22/. Данная концепция создавалась на материале первых пяти пробуренных в акватории скважин и рекогносцировочных сейсморазведочных исследований. За прошедшее время альтернативные концепции не созданы, но в ряде работ
имели место различные точки зрения на отдельные эпизоды формирования зале-
14
жей УВ. В диссертационной работе в развитие данной концепции в существенной
мере на материале около 30 морских скважин и детальных сейсморазведочных
работ по профилям 3D уточнены и расширены представления об условиях генерации и аккумуляции УВ, о миграционных процессах в юрских и меловых отложениях (главы 3 и 4).
1.1.3. Стадийность освоения нефтегазовых объектов
Под этапностью выполнения комплексированных методов изучения нефтегазоносных объектов понимается синхронизация во времени (одновременное или
последовательное) проведения различных видов исследований в течение какоголибо этапа или стадии от региональных работ до завершения разработки месторождения. Освоение углеводородных ресурсов любой территории осуществляется
в соответствии с устоявшейся в мировой и отечественной практике последовательностью (стадийностью) работ: от региональных комплексных геолого- съемочных, геофизических и другие работ до ликвидации объектов нефтедобычи
(табл. 1.1, 1.2) [17, 23, 31, 35, 86, 87]. С точки зрения этапирования и комплексирования различных методов информационного обеспечения и сопровождения
процессов освоения ресурсов, а затем и запасов нефтегазовых объектов, существуют различные подходы и системы классификации стадий и этапов. Детально
разработаны схемы стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ (Г.А.
Габриэлянц, В.И. Пороскун, Ю.В. Сорокин, М.Я. Зыкин, А.А. Бакиров и др.), которые использованы в работе для создания схемы стадийности хозяйственной
деятельности компаний на полное их развитие по освоению углеводородного потенциала на примере территории российского сектора Каспийского моря. Освоение уникальных углеводородных ресурсов данной территории (около 6 млрд. т
условного топлива)
рассчитано для основного недропользователя ОАО «ЛУ-
КОЙЛ» на 20-25 лет [22, 39, 45, 46].
Процедуры моделирования на разных этапах ГРР принципиально различаются (табл. 1.1). Поскольку целью исследований является комплексное моделирование сложно построенных нефтегазоносных объектов различной степени изученности, работы, осуществляющиеся на стадиях ГРР и разработки месторожде-
15
ний сгруппированы и разделены на 4 этапа, которые обеспечивают сырьевую базу
государства и недропользователей УВ ресурсами и запасами (табл. 1.1). При этом
учитывалась специфика развития ГРР в рассматриваемых регионах. Освоение
крупных объектов может быть синхронным во времени, охватывать только одну,
несколько или все стадии сразу.
Полный цикл освоения УВ потенциала по характеру и последовательности
работ подразделяется на пять стадий, обособленных по видам хозяйственной деятельности, специфике работ и ожидаемых результатов, а степень освоенности акватории на различных этапах в виде зональности освоения УВ ресурсов показана
на рис. 1.2 [22, 39, 45, 46]. Цель такой дифференциации – определить рациональТаблица 1.1. Этапы обеспечения сырьевой базы недропользователя УВ ресурсами
СТАДИИ
р а б о т
ЭТАПЫ
Поисковый
Разведочный
Г е о л о г о р а з в е д о ч н ы х
Предлицензионный
Региональный
Подготовки
структур
Разработки месторождений
Обустройства
месторождения
Эксплуатации
месторождения
Этапы, обеспечивающие сырьевую базу недропользователя УВ ресурсами
Разведка но Доразведка старых и новых месторожвых мест-й
дений
Запасы каЗапасы категорий
Ресурсы и запасы категорий
тегорий
С2 – С1 – В - А
С3 – С2 – С1
С2 – С1
Основные виды моделирования по степени изученности объекета
Общая оценка территории
Ресурсы категорий
Д2 – Д1
Поиск новых месторождений
Р е г и о н а л ь н о е
(прогнозные и перспективные ресурсы категорий Д2 – Д1 – С3)
Д е т а
л ь н
о е
(промышленные запасы категорий С2 – С1 – В – А)
ную последовательность решения задач различного уровня, оценить эффективность и качество работ на каждой стадии и выполнить планирование последующих направлений исследований.
Вся деятельность нефтяных компаний в акватории российского сектора
Каспия находится на начальной стадии ГРР (табл. 1.2). Последовательность в соблюдении стадийности работ по освоению УВ ресурсов акватории способствует
получению максимально возможной информации на пройденных этапах.
Решение задач некоторых этапов зачастую совмещается. На этапе проведения региональных сейсморазведочных работ появляется возможность формализовать процесс выделения зон нефтегазоносности и концентрировать поисковые работы на отдельных участках (площадях), экономя при этом значительные матери-
16
альные и финансовые ресурсы. Так, на этапе региональных исследований на отдельных площадях Среднего Каспия проводились поисковые работы (детальные
сейсмические исследования, включая 3D и бурение поисковых скважин на основе
полученных по данным сейсморазведки результатов: Хвалынская, Широтная, Ракушечная и другие). При этом скв. 1 Хвалынская (скв. 1Хв) - первая глубокая
скважина в российской зоне недропользования - фактически выполнила роль
опорной скважины, несмотря на ее официальный поисковый статус. В районах
активного ведения поисковых и разведочных работ региональные исследования
могут возобновляться для изучения принципиально новых типов залежей с применением более совершенных технических средств. Сложное сочетание одновременного прохождения различных этапов ГРР на отдельных участках - прямое
следствие нарушения последовательности освоения УВ ресурсов в российском
секторе Каспия. Приведенная схема этапности работ не исключает применение
методик ускоренных (опережающих) поисков, разведки и разработки при наличии
достаточных для этого предпосылок.
На региональном этапе ведения ГРР изучение недр акватории моря предшествует поисковому этапу и проводится до тех пор, пока остаются неизученными значительные по площади территории и выявляются благоприятные предпосылки для обнаружения новых перспективных комплексов на неосвоенных глубинах и в зонах нефтегазонакопления в слабоизученных районах. Выбор территорий, реально перспективных для поисков нефти и газа, является важной стратегической задачей любой крупной компании. При этом особенно актуальными становятся вопросы научного обоснования и раздельного прогноза в их пределах
перспектив нефте- и газоносности неизученных бурением отложений и территорий (до и после приобретения лицензии). На данном этапе ведется изучение основных геолого-геофизических особенностей лицензионных и прилегающих к
ним территорий, а также качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности недр. Конечная цель исследований на этом этапе – выделение и
обоснование приоритетных направлений и первоочередных объектов ГРР.
17
В целом на начальных этапах ведения ГРР от (предлицензионный, региональный) пребывает 70 % территории российского сектора моря (табл. 1.2, рис.
1.2). Особо важен на начальной стадии освоения акватории предлицензионный
этап, когда представляется возможность на основе скудной информации и концептуального моделирования условий формирования и размещения залежей УВ
оценить перспективы нефтегазоносности значительных по площади территорий.
Этап нацелен на принятие генерального решения по началу освоения или по закрытию финансирования всех работ. Лидером лицензионной деятельности в акватории российского сектора Каспия на начальной стадии его освоения является
ОАО «ЛУКОЙЛ». По прошествии десяти лет освоения акватории российского
сектора Каспия ГРР продолжают пребывать здесь на начальных этапах этой стадии. На региональном этапе выполняются первые фундаментальные обобщения
результатов ГРР, в которых рассматриваются закономерности размещения и формирования залежей УВ, а также научное обоснование направлений и объектов
ГРР в российском секторе Каспия [8, 11, 19, 21, 22, 23, 33, 39, 45, 46, 65].
Поисково-оценочный этап. На территории акватории моря данный этап
реализован на 27 %. На подэтапе подготовки объектов к поисковому бурению
проводятся сейсмические исследования 2D и 3D, инженерно-геологические исследования. Выданы паспорта на структуры: Хвалынская, «170 км», Широтная,
Ракушечная, Сарматская, Дружба, Центральная, Ялама – Самур и другие, на которые составлены проекты на строительство поисковых скважин. Реализуется и подэтап поиска и оценки месторождений: на большинстве подготовленных структур
пробурены первые поисковые скважины, открыто восемь месторождений нефти и
газа. Оперативно обобщаются материалы бурения и исследования скважин. Проводятся исследования по обобщению геолого-геофизического материала после
бурения каждой новой скважины [22, 39, 45, 46].
Подэтап поиска и оценки залежей УВ считается завершенным, если степень
изученности позволяет подсчитать запасы по категориям С1 и С2 и провести оценку промышленной значимости месторождения. С этого подэтапа моделирование
залежей осуществляется на протяжении всего периода жизни месторождения.
18
Разведочный этап. Цель его – подготовка месторождения (залежи) к разработке и изучение характеристик выявленных залежей, обеспечивающих утверждение запасов нефти и газа в ГКЗ в необходимых соотношениях. На данном этапе изученности месторождение считается подготовленным к промышленной разработке. Материалы подсчета по нему представляются в федеральные экспертные
органы, которые дают заключение относительно готовности его к промышленному освоению. На позднем этапе разведки, как правило, проводится доразведка
выявленных месторождений за счет бурения (сгущения сети) эксплуатационных
скважин.
Стадия разработки месторождений нефти и газа наступает после завершения разведочных работ и прохождения государственной экспертизы запасов,
составления и утверждения проекта опытно-промышленной эксплуатации, а также проектов на обустройство месторождения. Стадия разработки месторождения
подразделяется на два этапа: обустройство месторождений; эксплуатация месторождений. Оба этапа на Каспийском море пребывают в стадии активной подготовки. Категория запасов УВ достигает на этом этапе высших категорий (А+В). В
Каспийском море стадия разработки пребывает на начальной стадии (единственное месторождение им. Ю. Корчагина введено в эксплуатацию в 2010 году). На
данном этапе планомерно реализуется комплексная программа переоценки всего
накопленного геолого-геофизического материала по всему имеющемуся фонду
месторождений на основе создания ПДГГМ залежей УВ.
Схема стадийности ГРР в акватории российского сектора Каспийского моря
позволяет определить текущее состояние геологоразведочного процесса по конкретным объектам и на этой основе участвовать в планировании дальнейших работ. По совокупности всех приведенных работ на нефть и газ, освоение российского сектора Среднего Каспия нефтяными компаниями находится в основном в
начальной стадии (табл. 1.2, 1.3, рис. 1.2).
19
1.2. Общие особенности геологического моделирования нефтегазоносных объектов на разных этапах их освоения
Геологическое моделирование включает различные подходы к исследуемому объекту в зависимости от его величины, степени изученности, важности анализа и имеет отличительные особенности на разных этапах освоенности объектов
исследования. Виды и особенности геологического моделирования на разных этапах изученности и освоенности анализируемого объекта в укрупненном виде показаны на рис. 1.3. В обобщенном виде комплексное региональное и детальное
моделирование представлено на принципиальных схемах (рис. 1.4 и 1.5), а назначение, задачи, особенности, виды, методы, этапность, последовательность, программные продукты и другие общие сведения комплексного геологического моделирования на разных этапах освоения объектов – в табл. 1.3, [9, 31].
Геологическое моделирование разноранговых объектов выполняется на
всех этапах ГРР. Детальность их определяется объемом и составом геолого- геофизической и промысловой информации, а также задачей, для решения которой
строится геологическая модель. Поэтому геологические модели и методы их построения различаются при решении задач регионального изучения, поисков, разведки разработки месторождений.
Детальное геологическое моделирование является главным видом (табл.
1.1, 1.3, рис. 1.1, 1.2) и осуществляется на протяжении всего периода разведки и
разработки месторождения (от открытия до завершения эксплуатации). Имеет
свои собственные (индивидуальные) схемы моделирования на этапах поисков,
разведки и доразведки (в том числе на стадии разработки месторождений) нефтегазовых объектов (рис. 1.3) и подразделяется на два основных вида: детальное
геологическое и геолого-гидродинамическое. В детальном геологическом моделировании различают два блока моделей: первый объединяет модели, описывающие
внешние свойства объекта, второй – его внутренние свойства и структуру.
Современные детальные геологические модели являются результатом цифрового моделирования, конечный продукт которого – ПДГГМ залежи, которая
может включать в себя набор карт и цифровых геологических сеток.
20
Детальное описание видов моделирования, характеризующих внешние
(структурное, сейсмогеологическое, корреляционное, тектоническое, палеотектотектонофизическое, контурное) и внутренние (детальное корреляционное, седиментационных циклов, сеточное, фациальное, литологическое, параметрическое,
насыщенности коллекторов, межфлюидных контактов, геохимическое, структуры
запасов и ресурсов нефти и газа, гидродинамическое) свойства нефте-газоносных
объектов, а также программных продуктов цифрового (региональных и детальных) геологического моделирования, неопределенности и достоверности моделей
включает все виды геологического моделирования (рис.1.4). При всей индивидуальной важности видов моделирования для детального рассмотрения объектов
настоящей работы выбран важнейший вид - моделирование условий многоэтапного формирования и размещения скоплений УВ в недрах, который при комплексном подходе включает все виды геологического моделирования (рис.1.4).
21
Таблица 1.2. Стадийность освоения акватории российского сектора Каспия нефтяными компаниями [9]
Стадия освоения
Этап
Прединвестиционный
1. Геологоразведочных работ (ГРР)
Региональный
Подготовка площадей к
поисковому бурению
Поиск
УВ
месторождений
Разведка и доразведка
месторождений УВ
Площадь
освоенности на
01.03.
2003, %
Цели и задачи
Осуществляемая деятельность
Изучение общих черт геологического строения,
качественная оценка перспектив нефтегазоносности территории. Принятие генерального решения о
ее освоении или не освоении, получение лицензии
при положительном решении
Составление ТЭП, ТЭО, тематические исследования
по анализу предшествовавших работ, оценка достоверности перспектив нефтегазоносности района
Бассейновое
моделирование.
Количественная
оценка перспектив нефтегазоносности - подсчет
прогнозных запасов категории Д2, Д1. Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование.
Выбор основных направлений и первоочередных
объектов дальнейших исследований.
Детальное изучение строения выявленных перспективных ловушек и локальных структур и определение очередности их подготовки, выбор из числа
подготовленных первоочередных площадей, подсчет ресурсов С3
Региональные исследования: геологическая съемка,
структурно-геоморфологические исследования, аэромагнитные, гравиразведка, электроразведка, сейсморазведка (КМПВ, ГСЗ и др.) геохимические, гидрогеологические. Опорное и параметрическое бурение
30
Детальные исследования: структурное бурение, гравиразведка, электроразведка, сейсморазведка (МОГТ 2Д,
3Д) геохимические, гидрогеологические, аэрокосмические, инженерно-геологические
20
Определение очередности ввода в поисковое бурение объектов. Выбор мест заложения поисковых
скважин на подготовленных объектах. Получение
промышленных притоков нефти и газа. Изучение
геологического строения и обоснование подсчетных параметров выявленных залежей, подсчет геологических запасов категорий С1, С2 месторождения. Выбор объектов и этажей разведки.
подготовка к разработке, доразведка, геометризация, оценка достоверности значений геологопромысловых, фильтрационных и других параметров. ТЭО КИН. Подсчет (уточнение) геологических
и извлекаемых запасов категории В, С1. Определение очередности проведения ОПЭ среди выявленных объектов разведки (доразведки)
Поисковое бурение, промыслово-геофизические исследования скважин, опробование и испытание нефтегазонасыщенных пластов
Разведочное бурение, промыслово-геофизические и
гидродинамические исследования скважин, опытнопромышленная эксплуатация залежей, скважин. Бурение эксплуатационных скважин по схеме ОПЭ. Опытная эксплуатация скважин.
40
7
3
22
2. Разработки
Обустройство месторождений
Разработка месторождения с максимальным извлечением УВ ресурсов, подсчет (уточнение) запасов
по категориям А, В. Выявление объектов доизучения и доразведки месторождений с целью получения дополнительного прироста запасов и добычи
нефти и газа
Бурение эксплуатационных скважин по технологической схеме и по проекту разработки месторождения,
строительство трубопроводов, мероприятия по интенсификации добычи, контроль за разработкой, танкерные перевозки, подземный и капитальный ремонт
скважин. Проведение адресных сейсморазведочных
исследований и бурение разведочных (возможно, поисковых) скважин в пределах пропущенных залежей и
не выявленных частей месторождений.
Развертывание строительства объектов нефтяной и
химической промышленности по обработке и
транспорту УВ как на море, так и на прилегающей
суше, нефтепереработка вблизи места добычи УВ и
первичная подготовка УВ к транспортировке
Инженерно-геологические изыскания для подготовки
строительных площадок, строительство нефтеперегонных и нефтеперерабатывающих заводов, портовых
терминалов, прокладка трубопроводов, переработка и
транспорт УВ (внутрипромысловый и дальний), танкерные перевозки
0
эксплуатационных Сворачивание объектов нефтегазовой отрасли, воз- Консервация, ликвидация скважин, демонтаж плат-
0
3. Первичная обработка и переработки УВ
Эксплуатация месторождений
Первичная
УВ
обработка
Транспорт УВ
Строительство и эксплуатация нефтеперерабатывающих и нефтеперегонных заводов (прибрежная зона)
4. Ликвидация
объектов
5. Постпроектная
вращение лицензии, отчет о выполнении лицензионных обязательств
форм, трубопроводов, нефтехранилищ, реабилитация
нарушенных территорий
Анализ реализации лицензионных соглашений,
сопоставление результатов реализованных и планировавшихся параметров на всех стадиях освоения ресурсов УВ
Составление отчета о реализации планировавшихся и
реализованных работ и обязательств по возвращаемому лицензионному соглашению параметров. Оценка
ущерба нанесенного недрам и ОПС за весь цикл освоения объекта.
0
0
0
22
23
Таблица 1.3. Этапы ГРР и особенности моделирования на этапах, обеспечивающих сырьевую базу недропользователя УВ ресурсами
Э Т
Поиск новых
месторождений
А
Показатели объекта
Общая оценка
территории
Размерность (масштаб листа)
1 : 100 000 1 : 1 000 000
прогнозные (Д2 – Д1) и перспективные (С3) ресурсы территорий и локализованных
объектов
0-5
1 : 25 000 - 1 : 50 000 1 : 100 000
оперативно оцененные перспективные (С2) и промышленные (С1) запасы месторождений
5 – 20
прогибы, впадины, своды,
структурные зоны (106…103)
структурные зоны, складки,
локализованные структуры
(103…100)
НГР, НГЗ (по латерали), НГК
(по вертикали), месторождение
Изученность сырьевой базы (категории ресурсов, запасов)
Освоение потенциальных ресурсов (%)
Структурный
(размеры, км3)
П
Ы
Разведка новых
месторождений
1 : 10 000– 1 : 250001 : 50 000
промышленные перспективные (С2) и доказанные (С1)
запасы месторождений (залежей)
20 - 50
НГП, НГО, НГСО, НГТ (НГБ)
Литолого-фациальный
комплексы отложений, формации, фация
нефтегазоносный комплекс
горизонт, пачка, карбонатный
массив
резервуар
оценка перспектив нефтеносности недр
глобальный (над региональный), региональный
геологическая съемка, региональные сейсмические, дистанционные и др. региональные исследования
ТЭО освоения, начальные
потенциальные (прогнозные
ресурсы)
стохастический
открытие месторождения
разведка месторождения
зональный
(среднемасштабный)
2D- и 3D-сейсмика, поисковое
бурение
локальный
Уровень прогноза
Средства изучения
Результаты оценки
Технология (метод) моделирования
Виды моделирования
региональное
перспективные ресурсы структур, оперативная оценка запасов
cстохастический
детерминистский
1 : 5 000 – 1 : 25 000
доказанные и разбуренные по
проектам разработки запасы (С2
– С1 – В – А) месторождений
(залежей)
50 - 75
ловушки различных типов (залежи УВ)
(100…10-9)
Нефтегазогеологический
Единица нефтегазогеологического расчленения
Целевое назначение
Доразведка старых и новых
месторождений
месторождение, залежь, пласт, залежь (прогнозируемые спутниобразец породы, объект экс- ки, пропущенные залежи или ее
плуатации
участки)
пласт, органогенная постройка
пласт
бурение разведочных скважин,
многомерный анализ
подсчет промышленных запасов, проект ОПЭ
д
детерминистский
стохастический
е т а л ь н о е
пласт, пропласток,
линза
выявление дополнительных запасов при доразведке
локальный
(сублокальный)
эксплуатационное бурение, дополнительные сейсмические исследования
имитация
техсхема и проект разработки,
подсчет дополнительного прироста (списания) запасов
детерминистский
стохастический
23
24
Способ моделирования
Система моделирования
Программные продукты
Модули моделирования
Типы моделей
бассейновое (на основе региональных геологогеофизических исследований),
имитационное моделирование
DASIN VJD, DTIT, TEMISPACK, OPTKINI, GALOP,
PIROL,
Locece, Genex, Temis3D-basic
(- intermediate, - advanced, complit)
регионально- геологические:
аналоговая, геодинамическая,
геомеханическая, сейсмогеологическая,
стратиграфическая, формационная, геохимическая, литогенетическая,
имитационная и др.
сейсмогеологическое (2D и 3D
модели сейсмической и геологической интерпретации),
имитационное моделирование
(метод Монте-Карло)
RMS base, Locece, Genex, Temis3D-basic(-intermediate,advanced, - complit)
аналоговая, сейсмогеологическая, структурная, корреляционная, палеогеографическая,
палеотектоническая, литологическая, емкостная, насыщения, ресурсная, имитационная,
цифровая трехмерная постоянно действующая геологическая
(ПДГГМ
постоянно действующие
трехмерные геологические
модели
ПДГТМ
RMS
RMS Irap Roxar,
Landmark, Рetrel
Petrel
RMS base,
RMSgeoform,
RMSgeomod, MSgeoflex,
RMSsingrid
аналоговая, сейсмогеологическая, структурная, корреляционная,
палеотектоническая,
палеогеографическая, литолого-фациальная (седиментационная),
параметрическая,
фильтрационная (насыщения),
модели межфлюидных контактов и контуров залежей ,
модели структуры запасов,
ПДГГМ
RMS, ECSLIPS, Tempest
ECSLIPS, RMSTempest
RMSsingrid, RMSwellplan,
RMSopen, Tempest
структурная,
корреляционная,
палеогеографическая, литологофациальная,
параметрическая,
фильтрационная
(насыщения),
модели межфлюидных контактов
и контуров залежей,
модели
структуры запасов, ПДГМ, геолого-гидродинамическая (технологическая) (ПДГГМ, ПДГТМ)
24
25
Рис. 1.2. Зональность освоения ресурсов УВ в акватории российского сектора Каспия [9]. Месторождения: а - нефтяные; б - газовые; в - газонефтяные; г - газоконденсатные; д - нефтегазоконденсатные; е - границы государственные; ж - структуры в акватории, подготовленные к бурению; з разрывные нарушения; и – область бесперспективных на УВ земель (для моря). Степень освоенности
(этап ГРР): 0 - предлицензионный этап; 1 - региональный этап; 2 - этап подготовки структур под глубокое бурение; 3 - поисково-разведочный этап; 4 - стадия разработки УВ
1.2.1. Значение изученности объекта в решении проблемы повышения достоверности и снижения рисков неопределенности модели
Под реалистичностью геологической модели понимается ее максимальное
соответствие геологическим представлениям о строении залежи и фактическим
данным. Адекватная модель изучаемого объекта полностью соответствует фактическим данным (при этом, чем больше данных, тем больше степень соответствия),
неадекватная – частично, в которых свойства в условиях дефицита информации
26
Рис. 1.3. Виды геологического моделирования и их производные по степени изученности объекта
Рис. 1.4. Структура и последовательность детального геологического моделирования
27
Рис. 1.5. Принципиальная схема геологического моделирования на региональном этапе ]9]
28
Рис. 1.6. Схема геологического моделирования объектов на стадии
разработки месторождений нефти и газа [9]
не получили вполне четкого, однозначного определения и охарактеризованы с использованием разного рода расплывчатых понятий. Практика в каждом рассмотренном случае выступала в качестве решающей процедуры проверки соответствия геологической модели изучаемому объекту. Предварительные оценки достоверности моделей оценивались по стандартным принципам, например, путем
проведения многовариантного моделирования по одним и тем же исходным данным; путем исключения части данных из построения и оценки правильности геологической модели в области исключенных данных, путем адаптации истории
разработки залежи и т.д.
Неопределенность геологических моделей
оценена в работе степенью
обоснованности ее фактическим материалом (составом, объемом, качеством) и
методическими приемами геологической интерпретации геолого-геофизических
данных. Напрямую это связано со степенью изученности объекта или стадийностью (этапностью) ГРР. При не соблюдении последовательности этапов и неполу-
29
чения максимального для каждого из них объема информации, степень достоверности модели будет низкой. Отсутствие или недостаточное количество (качество)
исходной геолого-геофизической информации сопряжено с неоднократными пересчетами запасов УВ, уточнениями и дополнениями технологической документации на разработку месторождений. Снижению неопределенностей моделей методом комплексирования разнородной информации и самой процедуре моделирования посвящены работы А.В. Авербуха, С.И Билибина, Д.Н. Болотник, И.С. Гутмана, Ф. Глебова, В.В. Гузеева, С.Б. Денисова, Т.Ф.Дьяконовой, К.Е. Закревского,
М.Л. Золоевой, Е.В. Кучерука, А.В.Черницкого, С. Пирсона, М. Райдера, Ч. Пейтона, Р. Шериффа, О. Серра и многих других.
При поисках и разведке преобладающих в настоящее время мелких и сложнопостроенных месторождений нефти и газа в условиях дефицита исходной геологической информации и неопределенности интегрированный анализ геоданных
позволил построить серию конкурирующих моделей геообъектов и геопроцессов
(иногда достаточно отличающихся друг от друга геологических моделей залежей)
и оценить их адекватность (метод многовариантного моделирования). Весь этот
ряд возможных геологических моделей отражает достигнутый уровень изученности объекта. Использовался также метод построения матрицы сравнения вариантов (В.И. Пороскун), который позволяет в графическом виде представить различия между вариантами геологической модели рассматриваемой залежи (пликативной, тектонически-экранированной и литологически-экранированной), оценивать изученность разведываемых залежей и может быть использована при проектировании ГРР в сложных геологических условиях, в условиях высокого риска и
неопределенности исходной информации.
1.2.2. Методические подходы к оценке геологических рисков при освоении
сложно построенных нефтегазовых объектов различной степени изученности
В отличие от наиболее распространенных схем, в представленной работе
методические подходы к оценке геологических рисков при моделировании сложно построенных месторождений различной степени изученности строятся на мно-
30
госторонней оценке геологических рисков, которые учитывают специфические
особенности моделирования на разных этапах ведения ГРР. На региональном этапе оцениваются риски, учитывающие неопределенности имеющейся информации
(как правило, ничтожно малой и разного качества) всей цепочки генерационномиграционно-аккумуляционной системы изучаемого нефтегазоносного бассейна.
Чем ниже степень региональной изученности и, чем менее достоверны методы,
используемые при построении геологической модели объекта, тем выше геологические риски оценки объекта. То есть при оценке геологических рисков, с одной
стороны, учитываются неопределенности, возникающие в рамках степени изученности геологической модели, а с другой стороны – неопределенности, связанные с особенностями внешнего и внутреннего строения исследуемого объекта.
Таким образом, данный методический подход оценки геологических рисков учитывает полный спектр геологических неопределенностей и позволяет корректно
ранжировать и сопоставлять геологические риски объектов для регионов с разной
степенью и уровнем изученности.
Оценка геологических рисков в нефтегазовой области – важная и актуальная проблема в последние десятилетия. Подобная оценка рисков производится на
всех этапах ГРР, необходима для принятия решения по вхождению или выходу из
проекта (или промежуточных вариантов), при оценке экономической эффективности нового, либо существующего проекта и в конечном итоге направлена на
принятие коммерчески обоснованного решения.
Существует множество подходов к оценке риска геологоразведочных проектов (Роуз, 2011, Simpson et al., 2000, Murtha, 2001, Rose, 1987, Guidelines, 2001,
Галкин, 2009, 2012). Однако в большинстве случаев такая оценка, как правило,
сводится к модели инвестиционных перспектив проекта, в основе которой заложены геологические риски в отношении каждой из составляющих геологической
модели, которые в итоге определяют (уточняют) оценку УВ базы проекта (Capen,
1991, Murtha, 1995). Эффективность модели при этом оценивается стандартными
экономическими критериями (Cozzolino, 1981), такими как чистая текущая стоимость (NPV, Net Present Value), индексом рентабельности (PI, Profitability Index),
31
внутренней нормой рентабельности (IRR, Internal Rate of Return), дисконтированным сроком окупаемости (DPP, Discounted Payback Period), а собственно геологическая оценка определяется либо серией вероятностных распределений, динамически изменяющихся в зависимости от стадии изучения, либо фиксированными
значениями каждого из геологических факторов (McMaster, 1997, Otis et al., 1997,
Alexander et al., 1998, Роуз, 2011).
Большое влияние на финальную модель и на окончательный результат
оценки геологической модели объекта, на корректный подход к определению непосредственных геологических рисков оказывают, в конечном итоге, такие факторы как учет степени изученности, качества и типа исходных данных, а также
комплексирование методов изучения, учет рисков по отношению к каждому из
элементов УВ системы, который одновременно определяет специфические особенности и методику геологического (геолого-гидродинамического) моделирования (Simpson et al., 2000, Jonkman et al., 2000).
Геологические риски и пути их минимизации при использовании моделей и
при оценке структуры запасов УВ сложно построенных резервуаров на разных
стадиях освоения месторождений выполнены с точки зрения:
- минимизации неадекватного прогноза преимущественной нефте- или газоносности территорий и отложений за счет обоснования направленных поисков и
разведки нефтяных и газовых месторождений в акватории Среднего и Северного
Каспия (региональный этап);
- минимизации неэффективного ведения ГРР на начальном этапе разведки
месторождений за счет оптимального размещения проектных разведочных и эксплуатационных скважин в зонах наиболее вероятного распространения лучших
коллекторов, а также за счет возможностей многовариантного моделирования залежей УВ (на начальном этапе разведки месторождений);
- минимизации нереальной оценки подготовленных к разработке промышленных запасов нефти и газа за счет обоснования достоверной разломно–
блоковой модели месторождений УВ (а позднем этапе разведки месторождений
УВ);
32
- минимизации неэффективного размещения эксплуатационных скважин
путем определения участков с минимальными значениями отношения газ-нефть
(ГНО) и направления горизонтальных секций проектных добывающих скважин на
данные участки (на ранней стадии разработки месторождений УВ).
33
2. Краткий геологический очерк исследованных территорий
2.1. Акватория Среднего Каспия
2.1.1. Общие сведения о территории исследований
На рубеже веков и в начале XXI века ОАО "ЛУКОЙЛ" реализует собственную Программу освоения российского сектора Каспия. В ноябре 1999 года было
начато бурение первой глубоководной поисковой скважины на Среднем Каспии.
Основным оператором компании на шельфе Каспийского моря является ООО
«ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», который является недропользователем на трех
лицензионных участках в акватории Каспийского моря: участок «Северный»;
Центрально-Каспийский участок; Восточно-Ракушечный участок (рис. 2.1, 2.2).
Акватория Среднего и Северного Каспия характеризуется пестрым набором
физико-географических условий. Это Прикаспийская низменность на севере – аллювиальная равнина с абсолютными отметками минус 12-27 м, выровненные плато Мангышлак и Устюрт с абсолютными отметками от минус 132 до плюс 556 м
на востоке, предгорная равнина Дагестана с абсолютными отметками от минус 15
до плюс 995 м и горные сооружения, где поверхность земли находится на высотах
плюс 2000-4446 м, на западе и юго-западе.
Каспийское море, являющееся одним из крупнейших бессточных водоемов
Земного шара, расположено в обширной материковой депрессии. При средней
ширине 325 км оно вытянуто в меридиональном направлении почти на 1200 км.
Площадь его составляет 378 тыс. км2. По географическим, тектоническим, нефтегазогеологическим и административным признакам выделяются северная (Северный Каспий), центральная (Средний Каспий) и южная (Южный Каспий) части
моря (рис.2.3). Площадь Северного Каспия составляет 40,437 тыс. км2. Наибольшая глубина Северного Каспия 5 м, а средняя 2,3 м. Рельеф дна Северного Каспия
представляет собой мелководную слабоволнистую аккумулятивную равнину.
Площадь Среднего Каспия составляет 140,99 тыс. км2. На долю Среднего
Каспия приходится 40,4% всей площади моря. Средний Каспий глубоководен.
Средняя его глубина составляет 160 м, максимальная глубина отмечена в Дербентской впадине – 788 м (рис. 2.2).
34
Рис. 2.1. Обзорная схема сейсмической изученности российского сектора Среднего Каспия
Российский сектор акватории моря более чем на 90 % находится в пределах
Среднего Каспия. Освоение его только начинается и добыча нефти и газа пока несущественны. До 1995 года объемы ГРР в пределах российского шельфа Каспийского моря были незначительными. Это было связано с его трудной доступностью, обусловленной обширным мелководьем, наличием больших рыбоохранных
зон. Всего в российском секторе моря до 1991 года было выполнено 45,2 тыс. пог.
км сейсморазведки МОГТ, и выявлено 32 локальные структуры, часть из которых
была подготовлена к бурению. Поисковое бурение проводилось лишь в пределах
Дагестанского шельфа, где было открыто небольшое морское нефтяное месторождение Инхче-море с продуктивностью неогеновых отложений.
35
Рис. 2.2. - Лицензионные участки российского сектора Каспийского моря
Для всестороннего изучения проблемы формирования и размещения залежей УВ привлекались материалы ГГР, выполненные как на территории акватории
Среднего и Северного Каспия, так и ее ближайшего обрамления. Территория характеризуется различной степенью изученности и освоения. Наименее изучена различными видами геофизических исследований и особенно глубоким бурением морская часть рассматриваемой территории.
Прилегающая суша изучена значительно лучше, но неравномерно. При исследовании геологического строения территории применялись различные виды
36
региональных и детальных геофизических работ (МОВ, МОВ ОГТ 2D и 3D,
КМПВ, ГСЗ), гравиметрическая и магнитная региональные съемки, аэромагнитная съемка, опорное, структурное, структурно-параметрическое, поисково- разведочное и эксплуатационное бурение. Нефтегазоносность Среднего Каспия и его
обрамления в разрезе осадочного чехла установлена в диапазоне от верхней части
пермо-триаса до неогена. Подавляющее большинство залежей установлено в юрско-меловых отложениях. Их особенностью является многопластовость, наличие
в единой структуре залежей различных комплексов и типов. Залежи, в основном,
сводовые, пластовые, массивные, тектонически и литологически экранированные.
Месторождения выявлены на западном и восточном обрамлениях моря, а
также в пределах Среднего и Северного Каспия. Месторождения размещаются
неравномерно на всей территории обрамления. Компактное размещение месторождений нефти и газа в Предгорном Дагестане, в Чечне, Прикумском районе Ставрополья и сопредельных районах Равнинного Дагестана, на юго-востоке Калмыкии и в Жетыбай-Узеньской зоне обусловило создание в таких районах развитой
инфраструктуры нефтегазодобычи и переработки УВ сырья. В тоже время имеются обширные территории отсутствия месторождений, что указывает на избирательность условий накопления УВ.
В пределах западного обрамления Среднего Каспия выявлено 46 месторождений. На территории Предгорного (Южного) Дагестана открыто 17 месторождений. Продуктивными на нефть и газ являются: караган, чокрак, майкоп, фораминиферовые слои, кампан, альб, апт на глубинах 400…2000 м. Месторождения:
Берикей, Дузлак, Даг-Огни, Хошмензил, Селли, Избербаш, Каякент. В пределах
Дагестанского клина нефтяные, газоконденсатные, нефтегазовые месторождения
выявлены в верхнеюрских, нижне- и верхнемеловых и палеоген-неогеновых отложениях на глубинах 400…5600 м, в основном, в карбонатных породах. Месторождения: Махачкала-Тарки, Шамхал-Булак, Димитровское, Новолакское, АчиСу, Тернаир и Аркабаш. Наиболее разбуренными являются такие месторождения
как Избербашское (235 скважин), Махачкалинское (152), Тернаир (58), Гаша (30).
В Ставропольском крае и Равнинном Дагестане продуктивными на нефть и
37
газ отложениями являются: пермо-триас (нефтекумская свита), байос, бат, келловей, оксфорд, титон, неоком-апт, альб, маастрихт-кампан, палеоцен, эоцен, хадум,
чокрак на глубинах 600…5000 м. Месторождения: Озерное, Величаевско- Колодезное, Зимняя Ставка, Юбилейное, Кумухское, Солончаковое, Центральное, Равнинное, Восход, Таловское, Совхозное, Поварковское, Пушкарское, Сухокумское,
Восточно-Сухокумское, Рифовое, Раздольное, Южно-Сухокумское, Русский Хутор, Капиевское, Озек-Суат, Дагестанское, Степное, Мартовское, Долинное, Федоровское, Камышовое, Уларское, Дахадаевское, Соляное, Майское, Перекрестное, Эмировское, Леваневское, Тюбинское, Граничное, Восточно-Безводненское,
Лесное, Ачикулакское, Прасковейское, Воробьевское, Журавское и др.
В пермо-триасовых отложениях (Р2…Т1) на глубинах 3700-4950 м в биогермных известняках нефтекумской свиты и анизийского яруса установлены залежи нефти и газоконденсата на 23 месторождениях: Кумухское, Солончаковое,
Центральное, Южно-Буйнакское и др. Коллекторами являются мелкокавернозные
и порово-трещинные доломиты.
Нижнеюрские песчаники продуктивны на Сухокумском месторождении,
среднеюрские песчаники и алевролиты - на месторождениях Русский Хутор, Солончаковое и других, верхнеюрские кавернозные доломиты, песчаники - на месторождениях Русский Хутор, Юбилейное и других.
Меловые отложения продуктивны на Солончаковой группе месторождений,
Южно-Сухокумском, Мартовском, Майском и других месторождениях. Всего на
территории Равнинного Дагестана разбурено более 50 площадей. Наиболее разведанными являются месторождения Русский Хутор, Сухокумское, Солончаковое,
где на каждом пробурено до 50-100 скважин.
Все открытые здесь месторождения относятся к категории мелких. Среди
открытых месторождений извлекаемые запасы нефти не превышают 5 млн. тонн
для одного месторождения.
В пределах Калмыкии и юга Астраханской области продуктивными на
нефть и газ отложениями являются: апт, альб, маастрихт, аален-байосс, оксфордтитон, готерив, эоцен на глубинах 180-2800 м. Коллекторами являются песчаники
38
и алевролиты. Месторождения: Тенгутинское, Межевое, Цубукское, Олейниковское, Промысловское, Комсомольское, Майли-Харанское, Манычское, Таша, Северо-Комсомольское, Каспийское, Курганное, Восточно-Камышанское, Солянковое, Улан-Хольское, Курганное, Ермолинское, Красно-Камышанское, Черноземельское, Двойное, Дорожное, Калининское, Надеждинское, Екатерининское,
Ики-Бурульское, Манычское, Буратинское, Полевое, Шахметское, Солянковое и
многие другие нефтяные и газовые месторождения. Максимальное количество залежей (8) в пределах одного месторождения сосредоточено в нижнемеловых песчаниках Промысловского месторождения.
К настоящему времени в Калмыкии пробурено 660 скважин общим объемом около 1,4 млн. м (из них 590 скважин глубиной до 3000 м). Средняя разведанность этой территории составляет 33 м/км2. Всего в бурении пребывало более
90 площадей. Наиболее разбуренными являются месторождения Курганное (58
скважин), Тенгутинское (61 скважина), Каспийское (40 скважин) и Ермолинское
(24 скважины). В Астраханском секторе были открыты Промысловское газовое
(нижний мел), Бешкульское и Тинакское (юра) нефтяные месторождения.
В акватории Каспийского моря геологические исследования, проводившиеся в регионе до 1992 года включали геологические съёмки побережий и прилегающих мелководий в масштабах 1:50000 и мельче, геоакустические работы для
изучения верхней части разреза, картировочное, глубокое параметрическое и поисковое бурение, глубинное сейсмическое зондирование.
Поисковое бурение проводилось лишь в пределах Дагестанского шельфа,
где было открыто небольшое морское нефтяное месторождение Инхче-море (1956
г.) с продуктивностью неогеновых (чокрак) отложений. В начале 90 х годов в центральной части Среднего Каспия была пробурена скважина 1 ПРВ (палеорусло
Волги), которая не вышла из неогеновых отложений. На западном берегу Каспия
(калмыцкий сектор) выявлено месторождение Каспийское в песчаниках байосского яруса средней юры (3 нефтяные залежи).
С ноября 1995 г. в Среднем Каспии широкомасштабные сейсмические исследования начало проводить ОАО “ЛУКОЙЛ” силами подрядной организации
39
ООО “Сервисная Компания ПетроАльянс”. Высокое качество полученных временных разрезов позволило более детально расчленить осадочную толщу с выделением 12 отражающих сейсмических горизонтов. Проведенные сейсмические
исследования позволили впервые на изученной части акватории сформировать
единое информационное пространство для построения детальной сейсмогеологической модели. Плотность сети профилей на поисковом этапе составляла 0,150,17 км/кв.км. При выявлении структурных объектов она существенно возрастала.
Фундаментальное обобщение материалов сейсморазведки 2D и 3D в комплексе с
данными глубокого бурения территории Среднего Каспия выполнено ООО СК
«ПетроАльянс» и ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» [8, 9, 10, 22]. В
начале 21 века работы по дальнейшему уточнению сейсмогеологического строения акватории моря только разворачиваются. С 1999 года по настоящее время на
лицензионных землях ОАО «ЛУКОЙЛ» (Средний Каспий) и на сопредельных
участках другими компаниями пробурено более 40 скважин на открытых месторождениях (продуктивны юрские и меловые отложения), а также на площадях
Ялама-Самур, Диагональной, Тюб-Караган и других. В акватории Среднего Каспия средние и крупные по запасам нефтегазоконденсатные месторождения открыты в юрско-нижнемеловых отложениях: Хвалынское, им. Ю.Корчагина, им.
В.Филановского, Ракушечное, Западно-Ракушечное, Морское, 170 км, Сарматское, Западно-Сарматское, Центральное (все в Среднем Каспии), Укатное (Северный Каспий). Все указанные месторождения выявлены (ОАО «ЛУКОЙЛ») на рубеже веков и в начале нового столетия (1999-2002 гг.) в пределах российского
сектора моря или на границе секторов (Центральное, Хвалынское) России и Казахстана.
Стратиграфия. В геологическом строении акватории Среднего Каспия
принимают участие породы каменноугольной, триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем (на примере месторождения им.
Ю. Корчагина).
Каменноугольные отложения сложены сильно метаморфизованными и дислоцированными осадочными породами и рассматриваются в качестве фундамен-
40
та. Переходный триасовый комплекс отложений представлен оленекским ярусом
нижнего отдела.
Рассматриваемая в работе юрская система и генетически связанная с ней
меловая система представлены всеми отделами. В средний отдел входят байосский, батский и келловейский ярус. Отложения байосс-батского ярусов представлены сероцветной терригенной толщей незакономерно переслаивающихся песчано-алевролитовых и глинистых пород с преобладанием первых в нижней половине, а вторых - в верхней. Между келловеем и байос-батскими отложениями установлено наличие довольно значительного стратиграфического перерыва.
Нижняя граница келловейского яруса имеет условный характер, не обоснованный палеонтологическими данными в морских скважинах. Келловейские отложения имеют трехчленное циклическое строение. Толщина келловейского яруса выдержана по площади.
Верхнеюрский отдел представлен оксфордским, кимериджским ярусами и
волжским региоярусом. Оксфордский ярус залегает на среднеюрских отложениях
со слабо выраженным стратиграфическим несогласием. Кимериджский ярус залегает на оксфордском с несогласием, о чем свидетельствует изменение толщины
верхней карбонатной пачки оксфорда и наличие в подошве яруса выдержанного
базального пласта глин. Представлены кимериджские отложения пачкой светлосерых известняков, слабо расслоенной серыми мергелями. Волжский региоярус
залегает над кимериджским с несогласием и представлен известняками.
Меловая система представлена двумя отделами – нижним и верхним, общая
толщина которых в разрезах скважин на месторождении составляет 798…804 м и
является довольно выдержанной. Готеривский ярус с глубоким стратиграфическим и заметным угловым несогласием залегает на размытой поверхности волжских отложений, что подтверждается наличием базальных конглобрекчий и отсутствием в разрезах скважин отложений берриасского и валанжинского ярусов.
Сложены образования этого яруса незакономерно переслаивающимися терригенными породами - песчаниками, алевролитами и глинами с преобладанием в нижней половине алевролитов и глин, а в верхней - песчаников и алевролитов. Пред-
41
ставлены мелкозернистыми песчаниками. Иногда в них отмечаются субвертикальные протяженные трещинки.
Рис. 2.3. Детальная схема корреляции средне-верхнеюрских отложений в пределах
Широтно-Ракушечного вала
Барремский ярус залегает на породах готерива без видимых следов несогласия. Представлен пачкой мелкозернистых светло-серых песчаников. Аптский ярус
залегает на продуктивных отложениях баррема с размывом и заметным стратиграфическим несогласием. Отложения представлены выдержанной толщей глин, в
значительной мере расслоенной алевролитами. Альбский ярус перекрывает отложения апта. В нижней, большей части альбского яруса, наблюдается незакономерное переслаивание глин и алевролитов, редко мелкозернистых песчаников,
обычно с преобладанием алевролитов.
В
составе
верхнемелового
отдела
выделены
сеноманский,
турон-
коньякский, сантонский, кампанский и маастрихтский. Сеноманский ярус представлен небольшой пачкой сероцветных глинисто-известковистых пород, переходящих в мергели. Туронский и коньякский ярусы сложены белыми пелитоморф-
42
ными мелоподобными известняками с прослоями в нижней части мергелей, редко
глин. Сантонский ярус представлен небольшой пачкой белых мелоподобных известняков, слабо расслоенной мергелями. Кампанский ярус сложен пачкой белых
мелоподобных известняков, сильно расслоенной в средней и нижней частях мергелями, иногда с прослоями зеленовато-серых глин. Маастрихтский ярус сложен
белыми мелоподобными известняками, пласты которых в разрезах чередуются с
белым писчим мелом.
Палеогеновая система представлена палеоценовым, эоценовым и олигоценовым отделами. Сложена мелоподобными плотными известняками. Бартонский
ярус представлен кумским горизонтом.
Неогеновая система сложена крупной пачкой алевролитово-глинистых пород, в нижней части известняками и мергелями, а в верхней - песчаниками. Четвертичная система сложена песчаниками, алевролитами и глинами.
2.1.2. Тектоническое районирование
В тектоническом отношении изучаемая часть акватории Северного и Среднего Каспия, её западное и восточное обрамления относится к СкифскоТуранской эпигерцинской платформе, занимающей промежуточное положение
между докембрийской Русской платформой и альпийской складчатой областью
Большого Кавказа - Копетдага.
В вертикальном разрезе молодой платформы выделяются три главных тектонических этажа. Нижний, фундамент, представлен геосинклинальными формациями палеозоя и допалеозоя. Верхний тектонический этаж - платформенный чехол, сложен осадками юрско-неогенового возраста. Между фундаментом и отложениями чехла залегает промежуточная дислоцированная и метаморфизованная
пермо-триасовая толща. Фундамент с угловым несогласием перекрывается мощной осадочной и эффузивно-осадочной толщей переходного (тафрогенного) комплекса, охватывающего стратиграфический интервал от верхней перми до лейаса.
Платформенный чехол Скифско-Туранской платформы представлен песчаноглинистыми, реже карбонатными отложениями мезозоя-кайнозоя от юрских до
четвертичных. На подстилающих породах они залегают со стратиграфическим
43
несогласием. В осадочном чехле выделяются многочисленные перерывы в осадконакоплении. Наиболее крупными из них являются предъюрский, предмеловой,
предпалеогеновый, преднеогеновый (предсреднемиоценовый) и предакчагыльский. Помимо региональных (межкомплексных) выделяются внутрикомплексные
перерывы, прослеживающиеся на значительных площадях (предсреднеюрский,
предверхнеюрский, предверхнемеловой, предмайкопский).
Осадочный чехол состоит из юрско-палеогенового и среднемиоцен-четвертичного структурных этажей. В структуре юрско-палеогенового этажа акватории
Каспийского моря четко выражены основные структурные элементы, выделяемые
на уровне фундамента и поверхности переходного комплекса. Тектоническое
районирование выполнялось по структурным этажам, выявленным на основе анализа перерывов и несогласий в осадочном чехле, соотношения структурных планов фундамента, пермо-триаса и платформенного комплекса осадков. Ниже приводится районирование по юрско-нижнемиоценовому комплексу, в основу которого положены морфологические особенности анализируемого структурного этажа, история его формирования и соотношение структурных планов внутри комплекса (П.В. Медведев, 2003-2012 гг).
При этом обращалось внимание на протяженность и ориентировку региональных и мелких разрывных нарушений, выявленных по материалам сейсморазведки в акватории Российского сектора Каспия, их выраженность в переход- ном
комплексе отложений и в осадочном чехле, а также на определяющую роль глубинных разломов восток-юго-восточного простирания, формирующих основные
геоструктурные черты региона и отражающих геосинклинальный этап его развития. Унаследованные тектонические движения по указанным разломам в тафрогенный и платформенный этапы обусловили современный региональный структурный план перекрывающих комплексов.
44
Рис. 2.4. Схема тектонического районирования Среднего Каспия (П.В. Медведев, 2003)
45
Условные обозначения:
Элементы тектонического районирования:
Тектоническое районирование по юрско-нижнемиоценовому этажу не отличается от известных, за исключением некоторых изменений в иерархической соподчиненности структурных элементов в акватории Среднего Каспия (к югу от
Карпинско-Центрально-Мангышлакской системы поднятий). При этом отмечается плановое и морфологическое соответствие основных структурных элементов
юрско-миоценового этажа с однопорядковыми элементами фундамента и переходного комплекса.
Анализ материалов морских геофизических исследований и глубокого бурения показал, что для отложений фундамента и платформенного чехла акватории
рассматриваемой территории Среднего Каспия характерна блоковая тектоника с
наличием субширотных и поперечных глубинных разломов. В числе важнейших
рассмотренных в работе тектонических элементов Терско-Каспийский прогиб,
Кряж Карпинского (Скифская плита), южный борт Прикаспийской впадины, а
также структурные элементы второго порядка Ракушечно-Широтный и Хвалынско-Сарматский валы.
Определяющую роль в формировании современного структурного плана
осадочного чехла акватории Каспия имели предсреднемиоценовые резко диффе-
46
ренцированные восходящие тектонические движения, обеспечившие морфологическую выраженность разнопорядковых структурных элементов (в том числе локальных структур). Соотношение направленности тектонических движений в
предсреднемиоценовую и плиоцен-четвертичную стадии развития основных геологоструктурных элементов осадочного чехла являются основным содержанием
представленной карты (рис. 2.4).
2.1.3. Нефтегазогеологическое районирование акватории Каспия
Согласно представленной схеме нефтегазогеологического районирования
рассматриваемая территория по юрско-меловым отложениям расположена в пределах двух разновозрастных платформ (Восточно-Европейской и СкифскоТуранской) и двух НГП: Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской
(рис. 2.5) [8, 19, 22, 65]. По главному (генетическому) признаку - основным генерационным комплексам - акватория Каспийского моря подразделяется на Северный (Pz- верхний девон, нижний-средний карбон), Средний (Mz - нижняя-средняя
юра); и Южный (Kz - олигоцен или майкоп) Каспий и на генерационно- аккумуляционные системы Северного Каспия (каменноугольно-юрско-меловой), Среднего Каспия (юрско-меловой), Южного Каспия (палеоген-неогеновый) (рис. 2.6).
Продуктивными отложениями в акватории Северного Каспия являются
нижнемеловые терригенные и юрские терригенные и карбонатные отложения, которые залегают трансгрессивно, со стратиграфическим несогласием, на разновозрастных триасовых и каменноугольных отложениях. Они широко распространены
и являются регионально промышленно нефтегазоносными. Трансгрессивный характер накопления нижнемеловых отложений обусловил закономерное убывание
полноты их разреза с юга на север к кряжу Карпинского. В новом столетии в акватории Среднего и Северного Каспия открыто 13 месторождений.
47
Рис. 2.5. Схема нефтегазогеологического оделирования акватории Северного и Среднего Каспия
(А.В. Бочкарев, В.А. Бочкарев, 2003)
48
1 – зона нефтенакопления; 2 – зона газонакопления; 3 – зоны нефтегазонакопления и газонефтенакопления; 4 – номера зон нефтегазонакопления; 5 – границы элементов нефтегазогеологического районирования: а) граница НГП; б) НГСП; в) граница НГО; г) граница НГР; д) граница зон нефтегазонакопления; Месторождения: : 6 – нефтяные; 7 – газовые; 8 - газонефтяные; 10 – газоконденсатные; 11 –
нефтегазоконденсатные; 12 – границы платформ; 13 - разрывные нарушения; 14 – лицензионные земли
ОАО «ЛУКОЙЛ»; 15 – лицензионные земли ОАО «Роснефть»; 16 – совместный лицензионный участок
КНК; 17 – скважины; 18 – города и населенные пункты; тектонические элементы: 19 - первого порядка; 20 – второго порядка; 21 – третьего порядка; 22 - четвертого порядка; Элементы нефтегазогеологического районирования: Прикаспийская НГП: Северо-Каспийская НГСП (по палеозойским отложениям); Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП: Восточно-Предкавказская НГСП: ЦубукскоПромысловский НГР (1, 2, 3); Камышанско-Каспийский НГР (4, 5, 6); Прикумский НГР (7, 8, 9); Терсинско-Сунженский НГР (10, 11, 12, 13); Южно-Дагестанский НГР (14, 15, 16, 17); Средне-Каспийская
НГСП: Карпинско-Мангышлакская морская НГО: Хвалынский НГР (28); предполагаемые: ЦентральноКаспийский НГР (29, 30): Терсинско-Каспийская морская НГО: Западно-Казахстанская СНГП: Бузачинский НГР (18, 19); Песчаномысско-Ракушечный НГР (24, 25); Аксу-Кендерлинский (26).
49
Рис. 2.6. Нефтегазогеологическое районирование Каспийского моря: - в числителе - возраст
продуктивных отложений в зоне накопления УВ; в знаменателе – источник генерации УВ
Дно Каспийского моря подразделяется на три нефтегазоносные субпровинции (НГСП): Северо-Каспийская ГСП (Северный Каспий), Средне-Каспийская
НГСП (Средний Каспий) и Южно-Каспийская НГСП (Южный Каспий) по следующим критериям: стратиграфическому и характеру нефтегазоносности: в
Северо-Каспийской НГСП – палеозойские; в Средне-Каспийской НГСП – мезозойские; в Южно-Каспийской НГСП – кайнозойские) и тектоническому (собст-
50
венные разнопорядковые элементы). Средне-Каспийская субпровинция на западном побережье граничит с Восточно-Предкавказской субпровинцией, на восточном – с Западно-Казахстанской субпровинцией, от которых она отделена тектонически
(собственные тектонические элементы III и 1V порядков), географически
(акватория моря), размерностью структур и ресурсами скоплений УВ (сосредоточение крупных и уникальных месторождений), состоянием ресурсной базы (сопоставимые с сушей начальные суммарные ресурсы), специфическими условиями
по сравнению с сушей (проведения сейсморазведочных работ, бурения скважин,
обустройства месторождений, транспорта нефти и газа и т.д.), геоэкологически
(значительное число заповедных зон и других природоохранных объектов), геополитически (сходятся интересы различных государств) и т.д. [8, 19, 22, 65].
Граница между Северным и Средним Каспием проходит, таким образом, по
зоне сочленения платформ, нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных субпровинций. Условной границей между Средним и Южным Каспием является государственная граница между Россией и Азербайджаном на суше и ее продолжение на море до берега Казахстана на границе с Туркменией.
В Средне-Каспийской субпровинции выделены морские продолжения нефтегазоносных областей: Карпинско-Мангышлакская, Манычско-Мангышлакская
и Терско-Каспийская, а также нефтегазоносных районов: Корчагинский, Хвалынский, Центрально-Каспийский и другие, включающие в себя зоны нефтенакопления, нефтегазонакопления и газонакопления.
На северо-восточную часть (полностью в пределах республики Казахстан),
приходится Северо-Каспийской НГСП (к северу от линии Карпинского). В пределах Северо-Каспийской НГСП, за пределами российского сектора моря и СевероКавказско-Мангышлакской НГП, в северной акваториальной части казахстанского сектора моря выявлено (2000 г.) месторождение Кашаган. Месторождение приурочено к Приморскому своду (мегаатоллу), где уже открыты на берегу моря
уникальные по запасам месторождения Тенгиз и Королевское в южной части
Прикаспийской НГП. Массивная нефтяная залежь приурочена к рифогенным из-
51
вестнякам башкирско-серпуховского возраста на глубине более 4 км. Предварительные оценки запасов составляют от 2,2 до 5,6 млрд. т нефти. В российском
секторе Каспийского моря подобных объектов нет, а палеозойские отложения
бесперспективны по причине предельной преобразованности ОМВ (поздний апокатагенез – метагенез).
2.2. Кандымская группа месторождений
2.2.1. Краткий геологический очерк исследованной территории
В Кандымскую группу входят месторождения: Парсанкуль, Аккум, Западный Ходжи, Ходжи, Кандым и другие. В административном отношении месторождения входят в состав Каракульского района Бухарской области Республики Узбекистан. Расположено в юго-западной части пустыни Кызыл-Кум, на правобережье реки Амударья. Лицензия на право пользования участками недр выдана на
имя компании «ЛУКОЙЛ Оверсиз Узбекистан Лтд». Месторождения расположено в юго-западной части пустыни Кызыл-Кум.
В геологическом строении месторождений Кандымской группы принимают
участие палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования (рис. 2.7).
2.2.1.1. Стратиграфия и геологическая корреляция разрезов
Палеозойские отложения (PZ) на площадях Аккум и Парсанкуль вскрыты в
скважинах 1аk (196 м – максимальная вскрытая толщина), 3аk, 4аk и 1pr. Породы
представлены песчаниками, мелкозернистыми алевролитами, аргиллитами и
сланцами. Глубина залегания фундамента в пределах исследуемой площади по
данным КМПВ и электроразведки составляет от 2403 м (скв. 1аk) до 2487 м (скв.
4аk). Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла составляет 2750 м.
Юрские отложения залегают с резким угловым и стратиграфическим несогласием на палеозойском фундаменте. Юрские отложения вскрыты всеми разведочными скважинами на месторождении и имеют четко выраженное трехчленное
строение: по литологическому составу пород делятся на три толщи: терригенную
– байос-бат-нижнекелловейского возраста, карбонатная пачка (средний келловейоксфорд-кимериджского возраста и соляно-ангидритовая толща кимеридж- титона). Продуктивные отложения на месторождении приурочены к сульфатно- кар-
52
бонатной толще. В возрастном отношении в состав терригенной толщи юры входят осадки средней и частично верхнего отделов юрской системы. Отложения
терригенной юры вскрыты всеми разведочными скважинами. Толщина осадковтерригенной части разреза юрских отложений колеблется от 186 м (скв. 1аk) до
454 м (скв. 1pr).
Рис.2.7. Сводный литолого-стратиграфический разрез
На отложениях терригенной юры согласно залегает толща (до 330 м) карбонатных осадков. Данные отложения представлены мощной толщей карбонатов,
которые по физико-литологической характеристике делятся на две части. Нижняя
часть представлена, в основном, плотными глинистыми известняками, которые по
физико-литологической характеристике делятся на две части. Нижняя часть представлена, в основном, плотными глинистыми известняками, среди которых встречаются проницаемые разности. Описываемая пачка выделяется как XVI горизонт,
толщина которого изменяется от 62 м до 77 м. В верхней части карбонатной толщи, в разрезе хорошо прослеживающихся пачек плотных и глинистых пород по
53
литолого-петрографической и промыслово-геофизической характеристикам выделяются (снизу-вверх) XV-3, XV-2, XV-1 горизонты.
В верхней части юрского разреза отложений залегает 35…55 м пачка кирпично-красных глин и пласт ангидрита. Пачка служит покрышкой для залежи газа
в XV-1 горизонте. Соляно-ангидритовая толща характеризуются четко выраженным переслаиванием и четырехчленным строением.
Меловые отложения представлены обоими отделами и сложены преимущественно терригенными осадками. Осадки нижнего мела представлены красноцветными терригенными отложениями неокома (256-272 м), отлагавшимися в
субаквальных условиях, и морскими осадками апта (91-103 м) и альба (294-305
м). Отложения верхнего мела представлены морскими терригенными осадками
сеномана, турона и сенона.
Отложения кайнозоя вскрыты всеми структурными и разведочными скважинами. Палеогеновая система представлена сильно известковистыми песчаниками. Отложения неогена несогласно залегают на размытой поверхности глин
верхнего эоцена. Представлены переслаивающимися песчаниками, глинами и
алевролитами. Четвертичные отложения представлены эоловыми песками и реже
аллювиальными образованиями.
Детальная корреляция разрезов скважин являлась основным методом изучения внутреннего строения месторождения, построенным на принципе сопоставления разрезов скважин с целью выделения и прослеживания по площади одноименных пластов-коллекторов и непроницаемых прослоев между ними. Отложения продуктивных пластов горизонтов XV-1, XV-2 и XV-3 вскрыты всеми скважинами и уверенно коррелируются на всей площади месторождения (табл. 2.1)
Корреляция разрезов скважин выполнена в программном комплексе
«Petrel», в который были загружены данные ГИС в Las-формате и результаты интерпретации ГИС по скважинам Парсанкульского месторождения. Построение
схем корреляции осуществлялось по трем продольным разрезам: 1-1: скв. 4pr-1pr3pr-6ak-12zh-11zh; П-П: 10pr-2pr-5pr-9pr-12zh; Ш-Ш: 8pr-7ak-10ak-14zh-13zh-2zh.
В качестве основной реперной поверхности, на которую осуществлено выравни-
54
вание всех скважин, принят контакт плотных карбонатов, залегающих в кровле
XV-1 горизонта и аргиллитов, залегающих в основании соляно-ангидритовой
толщи.
На рассмотренном детально в работе Парсанкульском месторождении продуктивными являются XV-1, XV-2 и XV-3 горизонты, промышленная газоносность которых установлена опробованием большого числа объектов. В разрезе
XV-1 и XV-2 горизонтов выделено сверху вниз по два пласта: XV-1а, XV-1б, XV2а, XV-2б. В разрезе XV-3 горизонта выделено сверху вниз 5 пластов: XV-3а,
XV-3б, XV-3в, XV-3г, XV-3д (табл. 2.1).
XV-3 горизонт представлен известняками с редкими прослоями ангидритов
и глин. Горизонт делится на пять пачек с исторически сложившимися наименованиями (индексами): а, б, в, г, д. Из них продуктивными считаются только XV-3а и
XV-3в подгоризонты на месторождениях Парсанкуль и Аккум.
XV-2 горизонт представлен доломитизированными известняками с мелкими прослоями ангидритов и доломитов. Толщина XV-2 горизонта в границах лицензионного участка изменяется от 91 м до 132 м, средняя - 101м. Породами коллекторами являются только карбонаты. Это комковато-обломочные, комковатые
известняки и мелко-среднезернистые доломиты. Горизонт XV-2 подразделяется
на два подгоризонта XV-2а, XV-2б.
XV-1 горизонт представлен чередованием плотных и пористых известнякков, доломитов, песчаников, алевролитов и ангидритов. Толщина горизонта выдержана и составляет 30-35 м. Основной объем горизонта занимают известняки.
Породами-коллекторами являются комковато-обломочные и оолитовые известняки. В известняках развиты вторичные процессы (перекристаллизация, выщелачивание, доломитизация), от степени проявления которых зависит принадлежность
известняков к коллекторам. Коллекторами являются средне- и мелкозернистые
доломиты, которые в меньшей степени подвержены воздействию вторичных процессов. По данным гамма-метода, акустического, плотностного, а также нейтронного каротажа в горизонта XV-1 выделяются два подгоризонта XV-1а и XV-1б,
которые хорошо прослеживаются во всех разведочных скважинах.
55
Отложения продуктивных пластов горизонтов XV-1, XV-2 и XV-3 вскрыты
всеми скважинами и уверенно коррелируются на всей площади месторождения.
Осадочный мезозойско-кайнозойский чехол, представлен терригенными,
соляно-ангидритовым и карбонатными сейсмостратиграфическими комплексами,
многие из которых приурочены к границам региональных несогласий (рис.2.19):
нижне-среднеюрский, терригенный; верхнеюрский (келловей-оксфордский), карбонатный; верхнеюрский (кимеридж-титонский), сульфатно-галогенный; неокомский, терригенный; нижнемеловой (аптский), терригенный; верхнемеловой, терригенный.
2.2.1.2. Тектоника
Кандымская группа месторождений расположена в пре- делах северовосточной бортовой части Амударьинской впадины (Туранская плита), которая
характеризуется ступенчатым погружением фундамента в сторону
Таблица 2.1. Сопоставление номенклатуры пластов при региональной и детальной
корреляции горизонтов и пластов, используемых: компанией Шлюмберже (1), в отчете по
подсчету запасов газа месторождения Парсанкуль (1972 год) (2), в государственном балансе запасов Республики Узбекистан на 01.01.2012 г.(3) с указанием категории запасов на
примере скважины 8 Парсанкуль
Глубина
абс.отм
Горизонт
-1860
XV- 1
-1900
XV - 2
-2000
XV - 3
Номенклатура пластов
1
2
3
Категория запасов (числятся
на балансе)
XV-1a
XV-1б
XV-2-1
XV-2-2
XV-2-3
XV-2-4
XV-2-5
XV-2-6
XV-3
XV-1A
XV-1Б
XV-2A
XV-1a
XV-1б
XV-2a
C1
С1
С1
XV-2Б
XV-2б
C1/С2
XV-3A
XV-3Б
XV-3B
XV-3Г
XV-30a
XV-3б
XV-3в
XV-3г
XV-3д
C2
C1/С2
C1/С2
C2
C1
56
Рис. 2.8. Схема тектонического районирования северо-восточной бортовой части Амударьинской
впадины: 1 - границы тектонических элементов, совпадающие с региональными разломами; 2 - сбрососдвиги Кандымской группы поднятий; 3 - выходы палеозойских пород; 4 - ступени: I - Бухарская; II Чарджоуская; III -Багаджинская; 5 - структурные валы: Я - Янгиказганский; Г - Газлинский; К - Каганский; М - Мубарекский; ГУ - Гурутли - Учкырский; Ч - Чарджоуский; Д – Денгизкульский
Амударьинской впадины. Здесь выделяются с северо-востока на юго-запад Бухарская, Чарджоуская и Багаджинская структурные ступени и приуроченные к ним
одноименные крупные мегантиклинали, отделяющиеся друг от друга региональными разломами. Структурный облик мегантиклиналей определяют параллельные сложно построенные антиклинальные зоны герцинского заложения, унаследовавшие по простиранию подстилающие палеозойские тренды, интерпретируемые по геофизическим данным, как крупные выступы палеозойского фундамента.
К осевым частям мегантиклиналей приурочено большинство локальных складок и
месторождений в осадочном чехле. Кандымская группа месторождений находится
на северо-западе Чарджоуской тектонической ступени, практически полностью
охватывая одноименное поднятие, которое протягивается в северо-западном направлении на 90 км при ширине 40 км. Между Бухарской и Чарджоуской ступенями размещается узкий Каракульский прогиб, который повторяет принадвиго-
57
вый прогиб в фундаменте, погружаясь в пределы северного склона Парсанкульской складки (рис.2.8-2.10).
Месторождение Парсанкуль, как составная часть системы структур и поднятий Кандымской группы месторождений, в тектоническом отношении расположено в северо-восточной бортовой части Амударьинской впадины – структурного элемента Туранской плиты.
В работе уточнено строение выявленных ранее структур IV порядка и подтвержден унаследованный характер их развития (Аккум-Парсанкуль). Основные
черты геологического строения исследуемой площади заложены в палеозойское
время и обусловлены блоковым строением нижнего структурного этажа и рельефом размытой разновозрастной поверхности палеозойского фундамента (отражающий сейсмический горизонт «PZ»).
Построения, выполненные в работе с привлечением всех имеющихся сейсмических и скважинных данных по месторождению показали, что морфология
структурных элементов кровли продуктивной карбонатной пачки в пределах
площади исследований значительно отличается от представленных ранее. Так, по
данным дополнительных сейсмопрофилей в пределах структуры Парсанкуль и
сопредельных месторождений определилось разломно-блоковое строение лицензионной территории.
58
Рис. 2.9. Схематический разрез отложений нижнего и верхнего структурных этажей по линии А А1: 1 - разрывные нарушения; 2 - палеозойские отложения (фундамент); 3 - ступени: Бх - Бухарская;
Ч - Чарджоуская; Бд - Багаджинская; 4 - прогибы: I - Тузкойско-Ямбашинский; II - Каракульский; 5 ангидриты: 6- газовые залежи Кандымской группы месторождений
Рис. 2.10. Сейсмостратиграфические комплексы Чарджоуской ступени (Schlumberger, 2009)
59
3. Моделирование сложного разломно-блокового строения месторождений
3.1. Акватория Среднего Каспия
3.1.1. Моделирование дизъюнктивных нарушений и разломно-блокового
строения месторождений
Главная причина сложности геологического строения месторождений
акватории моря заключается в том, что юрско-меловые отложения повторили
размытый (до 5 км) рельеф и трассы разрывных нарушений от каменноугольных
отложений. При этом они сохранили блоковую структуру и линейные,
протяженные преимущественно субширотного простирания складки. Разломноблоковое строение месторождений образуется при ортогональном друг к другу
расположении сбросов и сбросо-сдвигов на изученной площади: субширотных
вдоль северного крыла складки и оперяющих кулисовидных сбросо-сдвигов. При
этом главным тектоническим фактором, контролирующим морфологию и
границы блоков и особенности размещения в них скоплений УВ, являются
разрывные нарушения.
Анализ и учет основных показателей конседиментационных сбросов и
сдвигов приближают к созданию реальных моделей блокового строения
месторожений Среднего Каспия, объяснению закономерностей размещения и
формирования залежей УВ в смежных блоках, а также позволяют предложить
методические приемы их доразведки и разработки.
В настоящее время изучение сложных по геологическому строению месторождений в условиях их низкой изученности Среднего Каспия ведется путем
коррекции по данным бурения сейсмических материалов сейсморазведки 3D.
Последние с привлечением геологических знаний и опыта интерпретаторов обеспечивают надежность выделения части дизъюнктивных нарушений. Как показывает опыт разбуривания месторождений на сопредельной суше, по мере бурения
новых скважин геологическое строение месторождений усложняется и на начальном этапе освоения (5-15 скважин) предвидеть все особенности их разломноблокового строения невозможно. Однако приблизить создание реальной модели
60
3О
8О
А
5О
6О
7О
9О
16 О
3О
13 О
8О
18 О
20 О
5О
Б
6О
7О
15 О
9О
19 О
В
1
3
2
4
Рис. 3.1. Этапы освоения Олейниковского месторождения: А - контур пликативной (безразломной)
геологической модели нижнеальбской залежи (K1al1) после бурения 6 скважин; Б - контур крупноблочной геологической модели залежи после бурения 12 скважин; В - мелкоблоковая геологическая модель
залежи после бурения 67 скважин различного назначения и проведения высоразрешающей сейсморазведки; 1 – сбросо-сдвиги (кулисы); 2 – залежи газа; 3 – сейсмопрофили; 4 - залежи нефти
61
Рис. 3.2. Основные типовые формы структурных зон кряжа Карпинского (в поперечном сечении)
для палеозойского основания (Открытый Донбасс) и осадочного чехла (юрско-меловые отложения
Ракушечно-Широтной системы поднятий
на основе комплексного подхода вполне достижимая задача. На Олейниковском
месторождении на разной стадии его изученности (3, 12 и 67 скважин),
пликативная широтного простирания крупная по размерам и запасам залежь (3…5
скважин) распадается сначала на крупные блоки (12 скважин), а затем на более
чем 30 мелких блоков (67 скважин), к некоторым из которых приурочено
чередование мелких нефтяных и газовых залежей, но уже меридионального
простирания [10].
Решение таких задач во многом упрощается в связи с тем, что границы основных геолого-структурных элементов платформенного чехла, повторяют (унаследуют) границы палеозойского основания. Конседиментационные сбросо- сдвиги чехла (как отражение тектонических напряжений растяжения пород) развиваются по трассам палеозойских разломов (формировавшихся в условиях сжатия
пород) и потому имеют ту же направленность, но с обратным знаком смещения
пород по плоскости сместителя нарушения (рис. 3.2, 3.3).
На структурной схеме по поверхности неокомского продуктивного пласта
месторождений им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина (рис. 3.4) основной кар-
62
кас блочного строения месторождений создают выделяемые методами сейсморазведки 3D и бурения вертикальных и горизонтальных скважин сбросы, и сбрососдвиги. Выделенные по данным сейсморазведки 3D сбросо-сдвиги расположены
Рис. 3.3. Рельеф палеозойского размытого основания повторили отложения осадочного покрова,
надвиги (сжатие) стали сбросами (растяжение), реверсы, рампы, веерные сбросы на поперечном
профильном сейсмогеологическом разрезе через Южно-Ракушечный, Ракушечный и СевероРакушечный валы
63
Рис. 3.4. Структурно-тектоническая схема строения месторождения им. Ю.Корчагина по кровле
продуктивного неокомского горизонта [102-104]
в основном поперек длинной оси складки в ее присводовой части и представлены
короткими диагональными (кулисовидными) сбросо-сдвигами, секущих складку
под примерно одинаковыми углами с крутопадающими плоскостями сместителя
нарушения (до 80о), характеризующихся примерно одинаковым перемещением,
как по падению, так и по простиранию (рис. 3.4, а).
Блок Б
( Центральный)
a1
6 0м
a2
a3
c
a Об (120м)
6Р
a4
2Р
40 м
в1
в2
в3
(120м )
в об
4Р
в4
5Р
Блок А
( Восточный)
20 м
Блок В
( Западный )
K1nc
d f
Рис. 3.5. Ступенчатые сбросо-сдвиги Южно-Ракушечной структуры
(схематический разрез по длинной оси складки) [10]
64
А
Б1
Б
А1
Рис. 3.6. Роза-диаграмма пространственной ориентировки тектонических нарушений: ББ1
– субширотные сбросо-сдвиги (грабен) на Южно-Ракушечной (Б) и Широтной (Б1) структурах; АА1 –
оперяющие сбросо-сдвиги на Южно-Ракушечной (А) и Широтной (А1) структурах [104]
На месторождениях им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина на основе
анализа геологических знаний о тектонической структуре рассматриваемого района (система горизонтального сдвига в фундаменте) и сейсморазведки 3D (углубленной проработки поперечных профилей) был установлен узкий грабен вдоль
линейной и протяженной складки, контролирующей залежи УВ месторождения
(рис. 3.4, б). Сейсмические и геологические карты углов наклона по целевым отражающим горизонтам и продуктивным пластам – участки резкого сгущения изолиний могут интерпретироваться и как видимые в плане разрывные нарушения
(рис. 3.5). Таким образом, на карте обозначились субширотные сбросы и сбрососдвиги, контролирующие одновременно южную границу грабена и северную границу (тектонический экран) залежей им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина и
Ракушечного месторождений [10, 13, 33, 47, 54, 102-104]. На месторождении им.
В. Филановского простирание субширотных сбросов и сбросо-сдвигов параллельно «линиям Карпинского» (северной и южной границам кряжа), на месторождении им. Ю. Корчагина под небольшим углом (рис. 3.4).
Оперяющие грабен сбросо-сдвиги подтверждены бурением и имеют амплитуду смещения пород в плоскости сместителя нарушения 10-60 м и юго- воточное простирание (рис. 3.5…3.7). Мелкоблоковое строение, создаваемое кули-
65
сами сбросо-сдвигов, отчетливо следится на временных разрезах по шарниру
длинной оси складки месторождения (рис. 3.4, а). При этом на границе укрупненных блоков эта разница может составлять десятки метров, как это уже установлено на месторождении им. В. Филановского (рис. 3.5), где переход от Центрального блока Б к Восточному (А) и Западному (В) блокам происходит по системе ступенчатых сбросов с амплитудой смещения до 60 м, а в целом блоки А и В по отношению к блоку Б опущены на 120 м.
На южном крыле сбросо-сдвиги на коротком расстоянии резко исчезают: на
результирующих картах по отражающим сейсмическим горизонтам выделялись
только видимые фрагменты базовых разрывных нарушений. В работах [10, 47, 54]
показано, что такие короткие сбросо-сдвиги в действительности имеют продолжение на этом склоне с более чем удвоенной динамической амплитудой, но поскольку стратиграфическая амплитуда на этом продолжении близка нулю, на
временных разрезах разрывные нарушения на сейсмических картах и временных
разрезах не следятся (рис. 3.4, в). На рис. 3.4, в, 3.7) показан механизм формирования и продолжения «невидимой» части диагональных кулис (сбросо-сдвигов)
на месторождении им. В. Филановского [10, 47, 54]. Из косвенных признаков обнаружения сброса может быть использован признак «структурные плечи» (сброс f
на рис. 3.4) Следует упомянуть о возможностях литолого-фациального и палеогеографического анализа при выделении диагональных сбросо-сдвигов. По данным детальной интерпретации данных сейсморазведки 3D специалистами компании ”Фугро Геосайенс ГмбХ” между скважинами 4 и 5 на месторождении им. В.
Филановского выделяется сбросо-сдвиг, показанный на рис. 3.8. Он делит по всему простиранию в смежных блоках отложения различной фациальной принадлежности. Это свидетельствует о различных палеогеографических условиях осадконакопления по обе стороны разрывного нарушения, являющегося границей между геологическими структурно-фациальными зонами [10, 47, 54].
66
Ж
1 46 0
В
4Р
А
(а)
5Р
1366,9
Г
1433.4
1 42
1 43
145
14 90 1 48 0
14 7
0
13 7
0
А 2(аn )
0
1 360
138
13 9
14 0
0
1 4 10
0
0
0
0
Д
Рис. 3.7. Фрагмент структурной карты по кровле ОГ К1пс с установленным сбросо-сдвигом В-Г и
его скрытым фактическим продолжением (Г-Д)[10]
В ряде работ показаны методические принципы и практические приемы по
прямым и косвенным геофизическим признакам выявления разрывных нарушений по материалам бурения горизонтальных скважин, пересекающих сбросы и
сбросо-сдвиги на месторождении им. Ю.Корчагина и им. В. Филановского (Е.
Павликовская, А. Белоцерковская, 2011, И. Хромова, 2011, Е. Калинина, А. Бочкарев, 2012) [10, 13, 33, 47, 54, 102-104]. Наряду с выявлением разрывных нарушений по данным интерпретации результатов, выполненных прибором EcoScope
фирмой DCS Schlumberger Russia, на имиджах плотности выделяются зоны присбросовой вертикальной трещиноватости, которые подтверждаются материалами,
свидетельствующими о высокой поглощаемости (зоны с проводящими трещинами, примыкающие к зоне дробления пород сброса) и повышенным газонасыщением нефти (зоны с частично проводящими трещинами на удалении от плоскости
сместителя) в этом же интервале глубин. Наиболее уверенно такие зоны трещиноватости обнаруживаются после дополнительных скважинных исследований (полноволновой акустики и профиля притока): по полному затуханию
67
Рис. 3.8. Фациальные зоны продуктивных неокомских отложений (по данным интерпретации сейсморазведки 3D и бурения скважин («Фугро Геосайенс ГмбХ», 2009)
амплитуд акустических волн и амплитуд акустических волн и всплеску кривых
профиля притока (И. Хромова, 2011). Обе зоны обособляются по сейсмическим
данным с использованием технологии генетической инверсии, фиксирующей изменение литофизических свойств пород с пространственной детальностью в виде
вертикальной зоны трещиноватого коридора на временном разрезе 3D.
В совокупности все нарушения, выделенные по разным признакам, группируются в сложные системы и разломно-блоковые структуры, иногда очень сложные и образованные не одновременно. На месторождениях им. Ю. Корчагина и
им. В. Филановского пройден этап их пликативного безразломного строения
(сейсморазведка 2D, первые поисковые скважины) и в настоящее время степень
изученности позволяет выделять в их пределах крупные блоки, появилась серия
коротких кулисовидных сбросо-сдвигов (пробурено соответственно 5 и 10 скважин и площади полностью охвачены сейсморазведкой 3D). Очевидно, что нет необходимости ожидать на этих месторождениях результатов бурения 67 скважин
(как на Олейниковском месторождении) для осознания их более сложного мелкоблокового строения. При этом очевидная экономия средств будет адекватна стои-
68
мости бурения нескольких десятков скважин в условиях шельфа. Достаточен
комплексный подход к изучению всех особенностей сложного строения мелкоблоковых структур. При любой степени изученности месторождения недооценка
дизъюнктивной составляющей первоначально структурно выглаженных пликативных моделей, далеких от реального геологического содержания, неизменно
приводит к ошибкам моделирования объектов со сложными системами сбросов и
сдвигов.
Повышение достоверности результатов геологического и гидродинамического моделирования объектов с участием сбросов и сдвигов достигается путем
привлечения прямых, косвенных и априорных признаков их существования и различных методических подходов их выявления [10]. Дополнительная информация
за счет таких признаков разрывных нарушений существенно меняет прежние
представления о геологическом строении месторождений: становится очевидным
блоковое строение месторождений (до двух уровней блоковой делимости: крупноблоковое и мелкоблоковое), находят свое объяснение блоково- деформационные ограничения петрофизических неоднородностей пластов; становится очевидной роль присбросовой трещиноватости пород в высокой продуктивности скважин.
3.2. Кандымская группа месторождений
3.2.1. Моделирование дизъюнктивных нарушений и разломно-блокового
строения месторождений
С ростом числа скважин на месторождениях Кандымской группы газовых
месторождений выявляется все более сложное их строение. Наиболее сложные
геологические модели при этом присущи тем из них, которые осложнены разрывной тектоникой. В значительной мере этому способствуют современные с высокой разрешающей способностью методы сейсморазведки и интерпретации геолого-геофизического материала, шаг за шагом подводящих нас к разработке технологии прямого прогноза нефтегазоносности недр регионов, участков, зон, структур и неразведанных месторождений с развитой системой разрывных нарушений.
В пределах рассматриваемой группы месторождений впервые уточнены местоположения границ блоков, разнонаправленных сбросов и сбросо-сдвигов и со-
69
провождающей их присбросовой трещиноватости. Анализ и учет структурнотектонических особенностей строения сложно построенных месторождений приближают нас к созданию реальных моделей залежей и пониманию закономерностей их размещения и формирования в этом регионе. Новые геологические модели залежей по кровле коллектора (оболочка резервуара) выполнены в программном комплексе 3D (Petrel, Roxar) по данным интерпретации материалов сейсморазведки и глубокого бурения. Анализ и учет структурно-тектонических особенностей строения сложно построенных месторождений приближают к созданию
реальных моделей залежей и пониманию закономерностей их размещения и формирования. Такой подход выполнен на примере месторождения Парсанкуль Кандымской зоны поднятий, где с ростом числа скважин выявляется все более сложное его строение [48].
На месторождении Парсанкуль были выделены три блока: северо-западный,
северный и юго-восточный. В каждом блоке выделены куполовидные поднятия.
Структурные построения в авторском варианте показали наличие в северо- западном блоке северо-западного купола (скв. 8pr и 7ak), в северном блоке - северного
купола (скв. 1pr, 2pr, 3pr, 4pr, 5pr, 8pr, 10pr), в юго-восточном блоке – юго- восточного купола (скв. 6ak, 9pr, 11zh, 12 zh, 13zh) (рис. 3.16).
На результирующих структурных картах по юрским отражающим горизонтам («Top XV-1», «Top XV-2», «Top XV-3») чётко обозначено юго-восточное
окончание Парсанкульской складки и ее структурных элементов (табл. 3.1).
Структурные планы продуктивных горизонтов в целом совпадают (рис. 3.11, 3.12,
3.13, 3.14, 3.15).
Геологические модели залежей по кровле коллектора (оболочка резервуара)
выполнены в программном комплексе 3D по данным интерпретации материалов
сейсморазведки. Поскольку демонстрируемые в работе геологические модели
принципиально отличаются от ранее представляемых, они рассмотрены более детально для лучшего понимания условий формирования и подсчета реальных запасов залежей УВГ.
70
Исследуемый район работ, как и вся площадь Кандымской группы месторождений, по всем изученным горизонтам представлен серией разрывных нарушений различной ориентировки (рис. 3.11, 3.12, 3.16). В работе дается обоснование по данным Schlumberger и «ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис БВ» разрывных нарушений и разломно-блоковой структуры строения лицензионной территории Кандымской группы месторождений [48].
Осадконакопление в мезозойско-кайнозойских отложениях проходило в условиях растяжения земной коры, связанного с прогибанием и расширением Амударьинской гемисинеклизы. Но, несмотря на изменение характера региональных
тектонических напряжений, верхний структурный этаж исследуемой территории
повторил основные черты геологического строения нижнего структурного этажа
и границы более ранних тектонических эпох вместе с трассами разрывных нарушений (линии выходов палеозойских надвигов и взбросов), формирующих рамочный каркас разломно-блоковой структуры территории [48].
На юго-восточном окончании Парсанкульской складки (составная часть
Чарджоуской мегантиклинали) по контролирующей ее изогипсе минус 1870 м
блоки имеет длину 9,0…11,0 км, ширину 3,5-9,5 км (рис. 3.10).
Относительная изолированность ступенчатых (с северо-запада на юго- восток) блоков подтверждается различным количеством залежей в каждом блоке, застойным режимом вод в блоках и результатами опробования продуктивных отложений (разные уровни ГВК для одноименных продуктивных пластов).
71
Рис. 3.9. Схема структурных элементов Кандымской группы месторождений
Таблица 3.1. – Размеры оцениваемых куполовидных поднятий юго-восточного окончания
Парсанкульской складки по верхнеюрским карбонатным отложениям
Наименование купола
Длина, км Ширина, км
Амплитуда,м
Площадь, тыс. м2
Северо-западный купол
11,0
3,5
20
99 (XV-1б) - 123(XV-1а)
Северный
11,0
9,5
30
34 (XV-1б) -71(XV-1а)
Юго-восточный купол
9,0
5,5
40
15 (XV-3а)
72
Рис. 3.10. Сопоставление разрывных нарушений на фрагменте схемы структурных элементов (рис. 2.2) и на структурной карте по фундаменту
Разломно-блоковое строение месторождения Парсанкуль явилось результатом ортогонального расположения разрывных нарушений - главного тектоничеcкого фактора, контролирующего морфологию структурных элементов (блоков) и
особенности размещения в них скоплений УВ (рис. 3.16) [48]. Само месторождение Парсанкуль разделяется серией субширотных разломов (сбросов) северо- западного – юго-восточного направления, соответствующих древнему заложению
(рис.3.15). Даже с учетом невысокой разрешающей способности сейсмики 2D
прошлых лет, данные разломы (небольшой амплитуды до 40 м) прослеживаются
на ряде профилей (рис. 3.11, 3.12, 3.13, 3.14). Неоднозначность прослеживания
разломов такой амплитуды по площади вызвано еще и тем, что расстояния между
профилями 2D местами более 6 км. В таких условиях автор ориентировался в необходимых случаях на разломную тектонику палеозойского фундамента.
Границами блоков служат сбросы и сбросо-сдвиги (рис. 3.16, 3.17, 3.18). В
соответствии новыми данными и современными представлениями о влиянии блоковой структуры складчатого фундамента на формирование структурно-тектонического облика покровных платформенных осадков, юрские отложения площади
Парсанкуль и сопредельных структур рассечены конседиментационными сбрососдвигами с различной пространственной ориентировкой (рис. 3.17, 3.18). Если в
палеозойских отложениях (фундаменте) это, прежде всего, надвиги и взбросы,
73
Рис 3.11. Унаследованный характер развития отложений от палеозоя до продуктивных горизонтов и прослеживание палеозойских тектонических нарушений в чехле на месторождениях
Аккум и Парсанкуль на сейсмическом профиле (Line 13)
то их продолжение в чехле представлено реверсными сбросами и сдвигами (рис.
3.17). На сейсмических профилях, проходящих через месторождения Аккум и
Парсанкуль, достаточно очевиден унаследованный характер развития отложений
от палеозоя до продуктивных горизонтов и прослеживание палеозойских тектонических нарушений в чехле на этих месторождениях. Большая часть тектонических нарушений возраста палеозойского фундамента прослеживается до продуктивных интервалов [48].
Формирующие современный структурный план конседиментационные
сбросо-сдвиги чехла (как отражение тектонических напряжений растяжения пород) развиваются по трассам палеозойских разломов (формировавшихся в условиях сжатия пород) и потому имеют ту же направленность, но с обратным знаком
паде-ния пород в плоскости сместителя нарушения.
Разрывные нарушения в большинстве своем имеют крутое падение. Отсюда
совпадение по вертикали трасс дизъюнктивов палеозойского и юрского возраста.
Субмеридиональные продольные (как правило, параллельные) сбросо-сдвиги, совпадают по простиранию с длинной осью Парсанкульской складки. Субши-
74
Рис. 3.12. Фрагмент из сейсмологического разреза, иллюстрирующий резкую смену свойств пластов
XV_1, XV_2, XV_3 (частично) горизонтов, в палеозойских и верхне-юрских хемогенных образованиях
в смежных от разрывов блоках (Schlumberger, 2009)
ротные сбросо-сдвиги также параллельные друг другу расположены в основном
поперек длинной оси складки и ортогонально субмеридиональным нарушениям.
В верхнем структурном этаже некоторые разрывные нарушения могли развиваться самостоятельно в силу собственного (внутреннего) разложения вектора тангенциальных растягивающих тектонических напряжений. Но большая их часть развивалась (продолжалась) по следам разрывов палеозойского заложения, но уже с
морфологией сбросо-сдвигов. Разрывные нарушения размещаются под углом по
отношению к меридиану и широте (рис 3.15, А, Б), что предопределило ромбовидную форму блоков и структур Кандымской группы по всем закартированным
горизонтам (рис. 3.16, 3.17, 3.18).
Отдельные разрывные нарушения, формирующие основу крупноблокового
строения территории на региональных картах, участвуют в создании мелкоблоковой структуры при детальных построениях конкретных площадей (месторождений). В результате разновозрастные и разнонаправленные системы разрывных
дислокаций образуют на поверхности продуктивных горизонтов сложную (орто-
75
Рис. 3.13. Унаследованный характер развития отложений от палеозоя до продуктивных горизонтов и прослеживание палеозойских тектонических нарушений в чехле на месторождениях Парсанкуль и Западные Ходжи на сейсмическом профиле (ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис БВ, 2013
гональную) сеть и в совокупности с высокоамплитудными складками формируют
современный структурный план рассматриваемой территории (рис. 3.17, 3.18)
[48]. Структура Парсанкуль отделена от структуры Аккум продольным сбросом
Д, а от структуры Западный Ходжи – поперечным сбросом В. По тем же данным
сброс В входит в систему уходящих в южном направлении ступенчатых сбросов с
последовательным опусканием крыльев в одну сторону (рис. 3.16). С учетом
сбросов А, Б, В в тренде Парсанкульской складки и ее структурного продолжения
на северо-запад и юго-восток до месторождения Кандым в выявленной системе
лестничных разрывных нарушений выделяется до 13 поперечных сбросо-сдвигов
(рис. 3.9).
76
Рис. 3.14 . Фрагмент из сейсмогеологического разреза, иллюстрирующий резкую смену свойств пластов палеозойских и верхнеюрских образованиях (Schlumberger, 2009)
77
Рис. 3.15. Роза-диаграммы пространственной ориентировки тектонических нарушений А - палеозойские отложения; Б - юрские отложения; ориентировка разрывных нарушений: аа1 - субмеридиональная, бб1 - субширотная
78
Рис. 3.16. Разрывные нарушения и блоковое строение месторождения Парсанкуль и сопредельных
месторождений. 1 - сбросо-сдвиги по данным Шлюмберже и “ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис БВ”; 2 - субмеридиональные сбросы: Е, Д; субширотные сбросы: А, Б, В, Г, Ж, З; 3 – блоки: СЗБ - северо - западный; СБ - северный; ЮВБ - юго - восточный; 4 - скважины; 5 - линия профиля; pr - Парсанкуль; ak Аккум; zh - Западный Ходжи
Рис. 3.17. Разломная модель на уровне продуктивных горизонтов
79
Рис. 3.18. Соотношение продуктивных пластов в структуре разломно-блокового строения
месторождения Парсанкуль
Принципиальное значение имеет сброс А (рис. 3.14, 3.16). В пределах Чарджоуского выступа картируются разломы северо-восточной ориентировки, наиболее крупный и амплитудный из которых ограничивает Кандымскую структуру
на востоке и является активным по настоящее время и пространственно совпадает
со сбросо-сдвигом А. По мере приближения к плоскости сместителя этого нарушения увеличивается плотность пород при уменьшении пористости вплоть до потери коллекторских свойств. Так, расположенные в максимально благоприятных
структурных условиях скв. 4pr и 10pr оказались худшими скважинами по продуктивности. При этом с ростом плотности пород в них увеличивается трещиноватость и трещинная проницаемость, особенно ощутимые в зоне дробления пород в
плоскости сместителя сбросо-сдвига, обеспечивая тем самым вертикальное перемещение УВГ. Лишь отдельные линзовидные пропластки пластов XV-1 и XV-2
сохраняют коллекторские свойства за пределами барьера [48].
Сброс А (точнее сдвоенные параллельные сбросы) совпадает с местоположением одного из региональных разрывных нарушений и в рассматриваемой
структуре разломно-блокового строения территории очевиден в палеозойских от-
80
ложениях (рис. 3.11…3.14). В юрских отложениях сброс выполняет роль уступа, в
который с юга упираются видимые по отсутствию слоистости пластов соленосные образования (ангидриты), выполняющие роль региональной покрышки для
верхнеюрских залежей. С северной стороны ангидриты исчезают и появляется отчетливая слоистость отложений (рис. 3.14).
От брахиантиклинальной ромбовидной складки Аккум складка Парсанкуль
отделяется сбросо-сдвигом Д. При этом сбросо-сдвиг Б как продолжение сброса,
делит площадь Парсанкуль и одноименную складку в поперечном направлении на
два смежных блока (северный и юго-восточный) с перепадом отметок уровней
ГВК в плоскости сместителя сбросо-сдвига 44,0 м. В южной части месторождения
Парсанкуль разрывное нарушение В выделено по данным Schlumberger и по фиксируемому смещению уровня отметки ГВК в плоскости сместителя этого нарушения (17,9 м по пластам XV-1 и XV-2 горизонтов).
Цифровая геологическая модель месторождения построена совместно для
газовых залежей всех продуктивных пластов верхнеюрских карбонатных отложений, при построении структурного каркаса которой использовались разрывные
нарушения, полученные в результате интерпретации 2D сейсмики. С использованием карты толщин отстроены все поверхности, составляющие структурный каркас залежей, а с учетом принятых положений ГВК по залежам и блокам было
проведено стохастическое моделирование нефтенасыщенности (рис. 3.17, 3.18)
[48].
.
81
4.
Моделирование неоднородности различного происхождения
сложно построенных залежей УВ в карбонатных и терригенных отложениях на разных этапах их изученности
4.1. Моделирование типа и свойств карбонатных пластов-коллекторов
Методика исследований и цифрового моделирования. Традиционное программное геологическое моделирование в отечественной практике ориентировалось в основном на пластовые залежи. Важнейшими элементами такого моделирования являются детальная пластовая корреляция и формирование матриц параметров на основе их интерполяции. Моделирование залежей массивного типа на
такой основе проблематично. Так, детальная корреляция в карбонатных и рифогенных массивах неоднозначна, а иногда и невозможна.
Карбонатные коллекторы относятся к коллекторам сложного типа, в формировании емкостно-фильтрационных свойств которых наряду с обычной пористостью важную роль играют трещины и каверны, что обусловлено механическими
и физико-химическими свойствами карбонатов (хрупкость в сочетании с жесткостью, подверженность к растворению пресной водой, способность к перекристаллизации и т. д.).
Вторичная пустотность часто является доминирующей по отношению к
первичной межкристаллической при формировании коллекторских характеристик
карбонатной породы. Поэтому залежи УВ в карбонатных коллекторах сложного
типа имеют ряд характерных отличий от залежей в обычных поровых коллекторах, типичных для большинства терригенных отложений: преобладание массивного или массивно-пластового типа залежей; большая толщина продуктивного
пласта, массива, залежи; относительно высокая доля эффективной толщины
(включая трещинные коллектора) в общей, вскрываемой толщине пласта; резкая
неоднородность емкостно-фильтрационных свойств коллекторов; плохая коррелируемость разрезов скважин.
Проявление этих характерных особенностей обусловлено, прежде всего, наличием трещин, обеспечивающих лучшую гидродинамическую связанность резервуара. В трещиноватых карбонатных коллекторах изменчивость свойств, в
82
большей мере, обусловлена изменением структуры пустотного пространства породы (микронеоднородностью), часто при однородном ее литологическом составе, что являются, чаше всего, результатом вторичных преобразований породы.
Основными элементами методики геологического моделирования массивных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах являются: типизация коллектора, геометризация резервуара, параметрическое заполнение модели.
Типизация коллекторов. Является ключевым элементом моделирования и
осуществляется на основе анализа петрофизических исследований керна, данных
промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин с целью
выявления качественных различий в емкостно-фильтрационных свойствах породы, обусловленных изменениями в структуре ее пустотного пространства.
В отдельный тип выделяется неколлектор – плотная непроницаемая порода
без трещиноватости, являющаяся флюидоупором (покрышкой). Затем следует
чисто трещинный коллектор, представляющий собой плотную монолитную породу, рассеченную системой мезо- и макротрещин. Эти трещины являются единственным элементом пустотного пространства породы, способным содержать подвижный флюид. Поэтому полезная емкость коллектора очень мала. Она составляет, как правило, десятые доли процента. Проницаемость же может быть достаточно большой и зависит от густоты трещин.
Матрица коллектора однородная, плотная, практически не затронутая вторичными процессами и поэтому состоящая почти исключительно из первичных
межкристаллических пор. Насыщена матрица только реликтовой водой. Далее
выделяется тип коллектора, получившего название «коллектор с двойной пористостью». Это порода, в которой, помимо трещин, присутствуют пустоты, способные содержать подвижные флюиды, присутствуют и в матрице, но в количестве,
недостаточном для создания «второй», матричной проницаемости.
Матрица в этом случае является неоднородной, включающей как первичные, так и вторичные поры, каверны и микротрещины, но с превалированием первых. При этом вторичные пустоты развиты преимущественно вокруг макро- и мезотрещин в виде ореолов и гроздевидных образований. Соединяясь через пережи-
83
мы или микротрещины с макро- и мезотрещинами эти пустоты могут участвовать
в массообмене с ними за счет капиллярной пропитки, гидродинамического дренирования и/или действия гравитационных сил.
По сравнению с трещинным типом коллектора полезная емкость породы
резко возрастает, но по-прежнему фильтрация в объеме залежи осуществляется
только по трещинно-кавернозным каналам. Наконец, поровый (матричный) тип
коллектора представляет собой породу, обладающую проницаемой матрицей.
Вторичные пустоты: поры выщелачивания, микро- и макрокаверны, микротрещины преобладают в структуре пустотного пространства матрицы.
Первичные межкристаллические поры, хотя и присутствуют, но их доля незначительная и участки с первичной пористостью не могут препятствовать непосредственной гидродинамической связи вторичных пустот между собой. Благодаря большей пустотности, порода становится более эластичной и, соответственно,
менее трещиноватой. Трещины в этом случае могут играть второстепенную роль
в фильтрации, и, в целом, коллектор ведет себя как поровый. Коллектор матричного типа, в свою очередь, может подразделяться по количественному признаку
на низко- средне- и высокопоровый.
Рассмотренные выше типы карбонатных коллекторов, имея качественные
отличия в характере насыщения и по условиям фильтрации, в то же время тесно
взаимосвязаны. В практике редко встречаются залежи, приуроченные к трещиноватым коллекторам только одного какого-либо типа из рассмотренных выше. В
том или ином соотношении присутствуют коллектора разных типов. Задачей моделирования является выявление соотношения и пространственного распределения коллекторов разного типа в объеме залежи.
Необходимым условием типизации является возможность определять тип
коллектора в каждой точке разреза скважины. При отсутствии 100 % выноса керна это может быть осуществлено на основе интерпретации геофизического исследования скважины. Наиболее приемлемым критерием является общая пористость
породы, определяемая с помощью радиоактивного или акустического каротажа.
Качественные изменения структуры пустотного пространств карбонатных пород
84
происходят в результате увеличения доли вторичных пустот (общей пористости
породы). Таким образом, выделенные типы коллекторов характеризуются своим
диапазоном изменения общей пористости, что корреспондируется с другими
фильтрационными параметрами: проницаемостью и нефтенасыщенностью.
Возможность определить тип коллектора в каждой точке исследуемого разреза скважины позволяет закодировать этот разрез, представив в виде колонки чередующихся типов коллекторов, определенных через каждые 0,5 м или через 1 м.
Геометризация резервуара складывается из внешней и внутренней составляющих. Внешняя геометризация резервуара осуществляется вводом в базу данных оцифрованных поверхностей, определяющих форму и размеры моделируемого объекта. В качестве таких поверхностей используются структурные карты
кровли и подошвы продуктивной толщи, поверхности уровней контактов воданефть и вода-газ, плоскости тектонических нарушений и др.
Внутренняя геометризация модели осуществляется путем формирования
пакета параллельных слоев одинаковой толщины, каждый из которых представляет собой зональную карту распространения выделенных типов коллекторов.
Толщина слоя зависит от конкретных условий. Слой может включать 1, 2, 3 и более точек наблюдения, т.е. точек, в которых определен и закодирован тип коллектора. Если при этом в слой попадают точки с разными типами коллектора, то ему
приписывается тот тип, который имеет большую представительность. Построение
послойных зональных карт осуществляется по статистическому критерию, т.е.
изменение типа коллектора от скважины к скважине происходит на середине расстояния между ними. Слои залегают параллельно, направление их простирания
определяется реперной поверхностью.
Для наследованных структур такой реперной поверхностью может быть
структурная карта по кровле резервуара. Для залежей, в которых вследствие эрозионных процессов, тектонических подвижек или нарушений, кровля резервуара
не соответствует реальному напластованию пород, в качестве реперной должна
быть задана поверхность, отражающая это напластование и унаследованная с помощью корреляции или палеопостроений.
85
Для залежей, связанных с рифовыми массивами, с трещиноватыми выступами фундамента и другими образованиями, в которых отсутствует выраженное
напластование, в качестве реперной может быть задана геологическая поверхность.
Таким образом, реализация первых двух этапов моделирования позволяет
создать трехмерную псевдослоистую модель залежи и воспроизвести пространственное распределение выделенных типов коллекторов. Это отражает характер
развития геологических тел в соответствии с условиями седиментации и локальных преобразований пород. Модель позволяет визуализировать внутреннее строение залежи с помощью латеральных, горизонтальных и вертикальных срезов, которые демонстрируют неоднородность продуктивной толщи.
Параметрическое заполнение модели. На основе анализа результатов керновых, геофизических и гидродинамических исследований для каждого выделенного коллектора строятся статистические распределения (гистограммы) параметров: пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности.
Полученные распределения программным образом вводятся в модель. Затем
по каждому слою в узлах координированной сетки конкретное значение параметра моделируется как случайная величина, но соответствующая диапазону возможных значений и в целом воспроизводящая заданное распределение этого параметра для данного типа коллектора. Это отражает специфику карбонатных коллекторов, для которых резкая изменчивость свойств не позволяет плавно интерполировать конкретные значения параметров на значительные расстояния. В результате для каждой пространственной точки резервуара, наряду с типом коллектора, определятся соответствующие фильтрационно-емкостные параметры, а также принадлежность точки к газовой, нефтяной или водоносной части пласта.
Формируются послойные матрицы параметров, которые используются для
моделирования их свойств и распределения в объеме карбонатного массива, а в
конечном итоге для оценки запасов нефти и газа. Затем послойные матрицы параметров переносятся в гидродинамическую модель для расчета технологических
показателей разработки.
86
Моделирование формирования залежей УВ в органогенных постройках.
Изучение рифогенных залежей на этапе поисков, разведки и доразведки имеющимися средствами и методами является весьма трудным и длительным процессом. На многих таких месторождениях накоплен обширный геологический и промысловый материал, который используется для оптимизации процессов разведки,
переоценки запасов и пробной эксплуатации рифогенных залежей. Изучение месторождений нефти и газа в карбонатных отложениях определяются спецификой
литолого-фациального состава и физических свойств пород-коллекторов и покрышек, палеогеографической обстановкой их накопления и структурными условиями их залегания. Отсюда стратегия проведения исследований заключалась: в
анализе и обобщении опубликованных данных по данной проблеме; детальном
изучении рифогенных залежей, расшифровке условий и механизмов их формирования; установлении закономерностей их пространственного размещения; в прогнозе ещё не открытых месторождений.
Методика исследований и цифрового моделирования. Важнейшими критериями
геологических методов фациального анализа служили: тип и вещественный состав; гранулометрия породы; текстурные особенности; форма залегания пород, их
толщины и выдержанность на площади, характер переходов в другие породы и
фации в пространстве и времени, характер и направленность тектонического режима, особенности цикличности и ритмичности или их отсутствие, приуроченность отложений к определенным интервалам циклов (трансгрессивные, регрессивные); сравнение с аналогичными современными осадками и другие. При выполнении фациального анализа, базирующегося на геологических законах формирования геологических тел, проводились следующие этапы работ: выделение регулярных реперных горизонтов – палеотектонический анализ – выделение литотипов, элементарных седиментационных циклов – анализ формы геологических
тел – построение седиментационной геологической модели с отражением условий
осадконакопления. Такой подход позволяет обосновать обобщенную модель распределения коллекторов на площади, зоны выклинивания коллекторов и их замещения непроницаемыми разностями. Седиментационно-емкостное моделирова-
87
ние формации используется для получения трехмерных моделей карбонатных
нефтегазопоисковых объектов равной информативности на поисковом, разведочном и эксплуатационном этапах (Н.К. Фортунатова), которые в свою очередь привлекаются для решения одной из сложнейших геологических задач: определение
фациальной зоны – индекса карбонатных отложений, вскрываемых в процессе
бурения; определение формы, соотношений в разрезе, емкостных параметров карбонатных тел; строения толщи в межскважинном пространстве. Стохастическое
моделирование седиментационной модели включала две стадии: сначала моделировалось пространственное распределение фаций, а затем распределение значений петрофизических параметров, что позволяло строить реалистичные пространственные распределения литологических типов пород.
4.2. Литологическое моделирование сложнопостроенных объектов различной
степени изученности
Литологическое моделирование иллюстрирует пространственное распределение литологических типов пород. При редкой сети разведочных скважин и отсутствии сейсмических атрибутов используются методы стохастического моделирования с заданием наиболее вероятной модели распространения различных литотипов, включающей области их распространения по площади и разрезу залежи
и стохастические характеристики распределения параметров пород. Параметрическое моделирование выполнялось на основе интерпретации непрерывных кривых
геофизических, петрофизических и фильтрационно-емкостных параметров, которые привязываются в пространстве к стволу скважин. При интерпретации петрофизических показателей использовались как стохастические, так и детерминированные технологии. Причем первый обладает более широкими возможностями
прогнозирования свойств ФЕС в объеме объекта. Например, имеется представительный набор реализаций поля пористости. Тогда значение пористости, полученное «идеальным» детерминистским методом в какой-либо точке будет равно
среднему из значений в этой же точке по всем вероятностным реализациям. Если
рассматривать эту ситуацию применительно к оценке одномерного вектора (например, значения запасов), то детерминированная модель давала среднее значе-
88
ние (математическое ожидание), а стохастическая модель позволяла оценить вероятностное распределение значений и вытекающие из этого распределения характеристики (например, погрешность). Для различных типов коллекторов при
трехмерном параметрическом моделировании использовались различные способы
заполнения, если это возможно в пакете, используемом для создания модели. Наличие в используемом пакете инструмента для произведения математических
операций с любыми параметрами увеличивали возможности наиболее адекватного воплощения замысла по созданию модели месторождения. Если таковой инструмент отсутствовал, то использовалась интерполяция каждого параметра в отдельности.
Ниже дается обоснование возможности литотипизации коллекторов месторождения для последующего прогнозирования их распространения, а также вероятностной оценки потенциальных запасов УВ каждого типа на ранней стадии
изученности (разведки) месторождения. Сложившийся опыт прогнозирования
распространения выделенных типов коллекторов и оценка рисков не подтверждения структуры запасов месторождения позволяет вести адресную разведку и эксплуатационное разбуривание сложных по строению залежей УВ с наименьшими
экономическими и временными потерями.
Литолого-фациальный анализ лежит в основе моделирования внутренних
свойств резервуара. В результате такого анализа в работе создана обобщенная литолого-фациального модель распределения коллекторов, зоны их выклинивания
или замещения непроницаемыми разностями на примере недостаточно разбуренного Восточно-Ламбейшорского месторождения. Оценка геологических неоднородностей резервуара этого месторождения выполнена с использованием программного инструмента Irap RMS.
Границы между литотипами моделировались стохастически. При этом создавалось нескольких равновероятных моделей, соответствующих скважинным
данным, но характер замещения (перехода, взаимопроникновения) различных фаций друг в друга различается. Данный метод использовался для моделирования
прочих геологических обстановок рассматриваемого карбонатного рифа. Гиб-
89
кость алгоритма позволяла моделировать особенности фациальных замещений,
делать границы прямыми или изогнутыми, параллельными или расходящимися, а
также использовать для создания модели «глобальных» геологических обстановок, которая в дальнейшем используется как фон для мелкомасштабного объектного литолого-фациального моделирования. При существующей редкой сети разведочных скважин и ограниченной разрешающей способности сейсморазведки и
отсутствием четких связей между параметром литологии и сейсмическими атрибутами использовались методы стохастического моделирования с заданием наиболее вероятной модели распространения различных литотипов. Для этого на
объекте проводился фациальный анализ и создавалась в скважине колонка ГИС фациальный каротаж, прогнозировались размеры, простирание и другие параметры объекта. Затем выполнялось построение куба или нескольких непрерывных
кубов параметров и наконец, получали дискретный куб литофаций на основе отсечек — граничных значений величин, разделяющих типы литофаций. Стохастические технологии литологического моделирования позволили: получить более
реалистичные и более детальные трехмерные литологические модели, особенно в
неразбуренных частях залежи; получить комплект реализаций литологической
модели; гибко интегрировать в литологическую модель результаты динамической
интерпретации 3D сейсморазведки; учитывать при литологическом моделировании геологические представления/концепции об условиях формирования пластаколлектора. При создании на начальной стадии разработки литологической модели и выделения в объеме залежи пород различных типов используется детерминированный подход. Для этого используются те же геофизические параметры, что
и для обработки ГИС, но теперь они коррелировались в объеме при помощи математических способов интерполяции.
Восточно-Ламбейшорское месторождение открыто в 2011 г. поисковой скв.
1-Восточно-Ламбейшорская (1-ВЛ). Залежь нефти открыта в отложениях задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона (рис. 4.1). Залежь
нефти массивная, сводовая, имеет размеры 1,1 км (на юге) и 3,0 км (на севере) х
20,4 км. Этаж нефтеносности 190 м. Нефтеносность приурочена к рифогенному
90
массиву, включающему ядро рифа, сложенного вторичными доломитами, а также
зарифовыми и надрифовыми карбонатными отложениями, образующими структуру облегания (рис. 4.1). В разрезе месторождения по данным ГИС уверенно выделяются две литофации (доломиты и известняки) [43].
На месторождении пробурено три скважины и детально изучен керновый
материал. В настоящее время месторождение находиться в начальной стадии разведки. Седиментационно-емкостное моделирование использовалось для получения трехмерных моделей рассматриваемого карбонатного нефтегазопоискового
объекта равной информативности на ранних этапах разведки, которые в свою
очередь привлекаются для решения одной из сложнейших геологических задач:
определение типа литолого-фациальной зоны – индекса карбонатных отложений,
вскрываемых в процессе бурения; определение формы, емкостных параметров
карбонатных тел; строения толщи в межскважинном пространстве.
1
2
3
4
6
7
Рис. 4.1. Профильный разрез Восточно-Ламбейшорского месторожденияи выделенные литотипы
резервура. 1- 1 тип; 2 – 2 тип;3 – 3 тип; 4 – 4 тип; 5 – 5 тип; 6 – 6 тип
Анализ построен таким образом, что переходы одного литотипа пород к
другому должны были соответствовать законам осадконакопления. Самым простым случаем является расчленение объема на «коллектор-неколлектор» по критериям, обоснованным при обработке ГИС. При этом качество построенной модели определяет возможности интерполяции. Однако для большего приближения
к реальному объекту привлечены способы влияния на интерполяцию и, особенно,
91
экстраполяцию, например, введение искусственных скважин для правильного
оконтуривания зон замещения или выклинивания, создание трендовых параметров или иных приемов, в зависимости от конкретной ситуации [43].
Стохастическое моделирование каждого литотипа включала две стадии:
сначала моделировалось пространственное распределение фаций, а затем распределение значений петрофизических параметров. Такие модели позволяют строить
реалистичные пространственные распределения литологических типов пород,
учитывая при этом различные особенности генезиса и морфологии осадочных
тел, в части петрофизических моделей. Стохастическое моделирование и трехмерный крайгинг позволяют при этом статистически корректно учитывать корреляции между различными петрофизическими параметрами (например, «пористость - логарифм проницаемости» или «пористость – остаточная водонасыщенность»). Кроме того, по результатам стохастического моделирования строились,
например, поля вероятности наличия коллекторов, а прогнозные карты остаточных запасов дополняются картами величин доверительных интервалов, в которые
попадают значения этих запасов.
Для моделирования различных геологических обстановок переходных литолого-фациальных зон использован в программном комплексе Petrel (Roxar) пиксельный метод стохастического фациального моделирования. Для каждой регрессионной (либо трансгрессионной) последовательности фаций данный метод использован в качестве основных параметров азимутального направления регрессии
или трансгрессии) и значения суммарных углов напластования. Кроме этого, использовано большое количество вспомогательных параметров, касающихся различных аспектов взаиморасположения литотипов в пространстве. Границы между
литотипами также моделировались стохастически. При этом создавалось нескольких равновероятных моделей, соответствующих скважинным данным, но характер замещения (перехода, взаимопроникновения) различных фаций друг в друга
различается. Данный метод использовался для моделирования прочих геологических обстановок рассматриваемого карбонатного рифа. Гибкость алгоритма позволяла моделировать особенности фациальных замещений, делать границы пря-
92
мыми или изогнутыми, параллельными или расходящимися, а также использовать
для создания модели «глобальных» геологических обстановок, которая в дальнейшем используется как фон для мелкомасштабного объектного литолого- фациального моделирования[43].
Задачей трехмерного литологического моделирования является построение
дискретного трехмерного поля, описывающего пространственное распределение
литологических типов пород, когда оправданно применение объектного моделирования, особенно на раннем разведочном этапе при малом количестве скважин.
Построение куба литологии при трехмерном моделировании основывается на
двух способах: стохастическом или детерминированном. При редкой сети разведочных скважин и ограниченной разрешающей способностью сейсморазведки и
отсутствием четких связей между параметром литологии и сейсмическими атрибутами используются методы стохастического моделирования с заданием наибо-
Рис. 4.2. Выделение литофаций по данным ГИС, скв. 1
93
лее вероятной модели распространения различных литотипов. При этом предварительно необходимо провести на объекте фациальный анализ и создать в скважине колонку ГИС - фациальный каротаж (рис. 4.2). Для этого прогнозируются
размеры, простирание и другие параметры объекта, затем построение куба или
нескольких непрерывных кубов параметров и наконец, получение дискретного
куба литофаций на основе отсечек — граничных значений величин, разделяющих
типы литофаций. Стохастические технологии литологического моделирования
позволяют: получать более реалистичные и более детальные трехмерные литологические модели, особенно в неразбуренных частях залежи; получать комплект
реализаций литологической модели; гибко интегрировать в литологическую модель результаты динамической интерпретации 3D сейсморазведки; учитывать при
литологическом моделировании геологические представления/концепции об условиях формирования пласта-коллектора.
При создании на начальной стадии разработки литологической модели и
выделения в объеме залежи пород различных типов используется детерминированный подход. Для этого используются те же геофизические параметры, что и
для обработки ГИС, но теперь они коррелировались в объеме при помощи математических способов интерполяции.
Результаты литолого-фациального анализа и моделирования. Коллекторами являются известняки, доломиты и их переходные разности со сложным
строением пустотного пространства за счет кавернозности и присутствия трещиноватости. Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения
елецкого горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона толщиной 200
м. Уровень ВНК принят на отметке минус 3661,0 м по данным опробования скважин. Нефти месторождения особо легкие, парафинистые, малосмолистые, малоасфальтенистые, сернистые, с высоким содержанием сероводорода.
В разрезе месторождения по данным ГИС уверенно выделяются две литофации (доломиты и известняки – рис. 4.2), которые различаются своими свойствами. По структуре пустотного пространства каждая литофация может быть раз-
94
делена на три типа коллекторов: трещинный, трещинно-поровый и поровокавернозный.
Трещинный тип занимает основной объем залежи и состоит из плотной непроницаемой матрицы и сети микротрещин, преимущественно диагенетических,
без системной ориентации. Открытая пористость (емкость) не превышает 0,3 %,
проницаемость 1 мД. В объеме залежи этот тип, не содержащий значимых запасов
нефти, играет основную роль связующего элемента, обеспечивающего мическую
связанность резервуара. В известняках это тип – 1, в доломитах ему соответствует
тип – 4 (табл. 4.1, рис. 4.1). Трещинно-поровый тип коллектора характеризуется
пористостью в диапазоне Кп = 3,6%...6,9 % для известняков - тип 2, для доломитов
пористость изменяется в диапазоне Кп = 5,6%...9 % - тип 5, при средней проницаемости 203,3 мД в известняках и 95,6 мД в доломитах.
Порово-каверновый тип характеризуется наиболее высокими ФЭС (коэффициент пористости Кп > 7 % и средняя проницаемость 412,8 мД для известняков
– 3 тип, для доломитов коэффициент пористости Кп > 9 % и средняя проницаемость Кпр – 587,5 мД – тип 6).
Таблица 4.1. Структура выделения литотипов Восточно-Ламбейшорского месторождения [43]
Литофация
Известняк
Доломит
Тип коллектора
№ типа
Кп, д.ед.
Кпр, мД
трещинный
1
0,003
1,0
трещинно-поровый
2
0,036<Кп<0,07
203,3
порово-кавернозный
3
Кп>0,07
412,8
трещинный
4
0,003
1,0
трещинно-поровый
5
0,056<Кп<0,09
95,6
порово-кавернозный
6
Кп>0,09
587,5
Структурное моделирование. На основе 3Д геологической модели было
спрогнозировано развитие типов в объеме залежи. Начальным этапом построения
геологической модели является построение структурного каркаса. Залежь охарактеризована тремя структурными поверхностями – кровлей, субгоризонтальной
подошвой рифа, построенной по отметкам подошвы в скважинах и условной поверхностью распространения доломита. Структурная карта по кровле продуктивного пласта представлена на рис. 4.3. После построения геологической основы и
95
корректировки поверхности в соответствии с полученными точками пересечения
ствола скважины с кровлей пласта создан трехмерный геологический каркас для
моделирования емкостных свойств продуктивных пластов (пористость, нефтенасыщенность), расчета эффективного нефтенасыщенного объема залежи и геологических запасов нефти [43].
Рис. 4.3. Структурная карта по кровле продуктивного пласта
Восточно-Ламбейшорского месторождения
Параметрическое моделирование. Параметрическое заполнение модели
осуществлялось на основе анализов керна и результатов интерпретации материалов ГИС. Моделирование литологии (в данном случае моделирование литотипов)
проводилось стохастическим методом, посчитано 33 реализации. В результате осреднения получен куб типов коллекторов, (профильный разрез по типам коллекторов представлен на рис. 4.1). По трехмерному кубу литологии с учетом ВНК
96
для контроля распространения литотипов по вертикали и латерали были построены карты эффективных нефтенасыщенных толщин, включающие: все типы (1-6) –
рис 5.4, доломит (4-6) – рис. 4.5а, известняк (1-3) – рис. 4.5б, а также отдельно по
высокопродуктивному типу (порово-кавернозный) отдельно по доломиту и известняку – рис. 4.6а и 4.6б [43].
Рис. 4.4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин. Все типы (1-6)
По трехмерному кубу литологии с учетом ВНК для контроля распространения нефтенасыщенных толщин, включающие: все типы (1-6) – рис 4.4, доломит
(4-6) – рис. 4.5а, известняк (1-3) – рис. 4.5б, а также отдельно по высокопродуктивному типу (порово-кавернозный) отдельно по доломиту и известняку – рис.
4.6а и 4.6б соответственно. На базе загруженных в геологическую 3В модель данных произведено стохастическое моделирование параметра пористости. Модели-
97
рование производилось по типам пород с учетом диапазона пористости, определенного для каждого типа. Для 1 и 4 типа пористость бралась с постоянным значением Кп = 0,003 д.ед. Нефтенасыщенность моделировалась также стохастическим методом, по типам пород, в 1 и 4 типах нефтенасыщенность взята постоянным значением Кн = 0,9 д.ед [43].
а)
б)
Рис. 4.5. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин отдельно по литофациям
а) доломит; б) известняк
Таблица 4.2. Распределение геологических запасов нефти отдельно по типам
Тип
Известняк трещинный
Известняк
2
трещинно-поровый
Известняк
3
порово-кавернозный
4 Доломит трещинный
Доломит
5
трещинно-поровый
Доломит
6
порово-кавернозный
ИТОГО:
1
Эф. неф.
нас.
объем, м3
Поровый
объем, м3
Нефтенас.
объем, м3
Запасы
нефти,
тыс.т
Кп,
д.ед.
Кн,
д.ед.
1 687 125 907
5 061 378
4 519 870
2 600 735
0.003
0.90
398 426 959
21 350 801
18 683 428
10 750 453
0.054
0.88
672 746 735
68 035 845
63 025 784
36 265 066
0.101
0.93
133 119 211
399 358
356 761
205 280
0.003
0.90
122 973 463
9 122 354
8 262 283
4 754 122
0.074
0.91
84 447 879
9 303 692
8 664 722
4 985 685
0.110
0.93
3 098 840 153 113 273 428 103 512 848 59 561 342
98
а)
б)
Рис. 4.6. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин отдельно по высокопродуктивным
типам (порово-кавернозный): а) доломит; б) известняк
Рис. 4.7. Диаграмма распределения эффективного нефтенасыщенного объема по типам
Моделирование структуры запасов УВ по типам коллекторов. Подсчет
геологических запасов нефти выполнен отдельно по типам коллекторов в построенной трехмерной геологической модели Восточно-Ламбейшорского месторождения. Для этого по каждому типу отдельно были рассчитаны эффективные нефтенасыщенные объемы, средние значения коэффициентов пористости и нефтена-
99
сыщенности (исключение - типы 1 и 4) с последующим распределением геологических запасов нефти отдельно по каждому типу (табл. 4.2, рис. 4.7-4.8).
Основную массу пород занимает 1 тип (известняк трещинный), но основные
запасы нефти содержаться в типе 3 (известняк порово-кавернозный). По составленной таблице матрицы эксперимента (табл. 4.3) определено среднее значение геологических запасов нефти, которое составило более 60 млн. тонн.
Предлагаемый методический подход к решению проблемы детального литолого-фациального анализа при выделении литотипов пород-коллекторов и их
цифрового моделирования в сложном по строению резервуаре нефти позволяет
провести вероятностную оценку литофизических параметров при заданном уровне их значимости, снизить неопределенность процесса геологоразведки и размещения эксплуатационного бурения в целом.
Представленное многовариантное моделирование на вероятностной основе
позволяет рассматривать множественные комбинации (в работе рассмотрено 15
равновероятных вариантов), учитывающие наиболее важные неопределенности
модели и структуры запасов залежи на ранней стадии ее изученности.
4.3. Литотипизация карбонатных коллекторов сложно построенных
залежей для последующего прогнозирования их распространения на стадии
разработки
Повышение достоверности строения сложнопостроенных залежей, приуроченных к органогенным постройкам, оказалось возможным в результате комплексной оценки основных параметров геологических моделей на примере Дорожного месторождения (название месторождения изменено по соображениям
конфиденциальности). Залежь нефти установлена в карбонатном (рифогенном)
массиве верхнего девона (франский ярус) и приурочена к брахиантиклинали с
размерами 1,75 х 1,23 км. Положение ВНК залежи по данным опробования скважин установлено на отметке минус 2562,8 м. Высота залежи 20,8 м. Прежняя геологическая модель 2D по материалам сейсморазведки 2D и бурения 5 скважин
представлялась сравнительно простой, однородной по составу и емкостнофильтрационным свойствам пород в резервуаре рифогенной постройки. Пробуренная затем скв. 1 в максимально благоприятных условиях (свод залежи, лучшие
100
коллектора в кровельной части) полностью обводнилась спустя год после ввода в
эксплуатацию. Скв. 2 и скв. 3 расположены на крыльях массива и отстоят от скв. 1
на 330 м и 550 м, но они продолжают работать нефтью в течение пяти и трех лет
соответственно с ничтожной обводненностью. Прежняя модель, как оказалось, не
в состоянии объяснить приведенные выше неожиданные результаты пробной эксплуатации месторождения.
С целью уточнения строения и технологических показателей доразработки
месторождения выполнено цифровое трехмерное геологическое моделирование
залежи и детальное изучение органогенной постройки. Рифогенный массив месторождения хорошо охарактеризован керновым материалом практически по всему разрезу пробуренных скважин, а в скв. 1 освещен полностью (100 % вынос
кернового материала). Всего было изучено более 1000 образцов керна и шлама на
различные виды анализов с целью обоснования литолого-фациальной и фильтрационной моделей залежи.
Литолого-фациальное моделирование. Карбонатные отложения, вмещающие нефтяную залежь, представлены известняками (содержание кальцита 90 %,
доломита до 7 %). В строении органогенных образований франского возраста
принимают участие известняки органогенно-обломочные (рудстоуны/ грейнстоуны/флаутстоуны), амфипоровые (флаутстоуны), сферово-водорослевые (байндстоуны / вакстоуны), биогермные, водорослевые (байндстоуны). По литологическим особенностям и микрофациям в продуктивных отложениях выделены ядро
(скв. 1) и крутые склоны органогенной постройки (скв. 2, 3). В комплексе органических остатков преобладают субцилиндрические строматопораты, сине-зеленые
багряные водоросли, гастроподы, сферы, фораминиферы.
В реализованной литолого-фациальная модели резервуара залежи, являющейся составной частью геолого-фильтрационный модели резервуара залежи в
рифовом резервуаре (рис. 4.8), выделены три самостоятельных подсчетных объекта по основным типам пород-микрофаций: I объект - вершинная часть массива
(рудстоуны/ грейнстоуны); 2 объект - остов органогенной постройки (флаутстоуны); 3 объект - склоновые (фланговые) части массива (рудстоуны/флаутстоуны/
101
грейнстоуны и флаутстоуны/грейнстоуны/пакстоуны). В объеме залежи рифотипы пород-микрофаций распределились следующим образом (рис. 4.8, табл. 4.3): I
объект - вершинная часть массива; 2 и 4 объекты - остов органогенной постройки;
3 объект - склоновые (фланговые) части массива.
Рис. 4.8. Литолого-фациальная модель
Таблица 4.3. Подсчетные объекты и доля выделенных микрофаций в рифовом массиве
№
1
2
3
4
Микрофация
рудстоуны / грейнстоуны
флаутстоуны
рудстоуны / флаутстоуны / грейнстоуны
флаутстоуны / грейнстоуны /пакстоуны
Доля в общем
объеме, %
Объекты подсчета запасов
7,2
15,7
73,6
3,5
1
2
3
102
Параметрическое и пообъектное моделирование. В объеме продуктивных
пород вокруг сводовой скв. 1 выделены два объекта (I, 2). В первом объекте размещаются только здесь сформировавшиеся микрофации рудстоунов/ грейнстоунов. В строении кровельной части рифогенной постройки принимают участие
органогенно-обломочные известняки, известняковые песчаники, гравелиты, формировавшиеся в области высокой энергии вод. Их особенностью является ярко
выраженный обломочный облик пород, подчеркнутый хорошо окатанными обломками известняковых пород. Процессы выщелачивания формировали в них
вторичное пустотное пространство (кавернозность) за счет растворения цементирующей массы и обломочных фрагментов. Тип коллектора трещинно-поровокаверновый. Породы I объекта характеризуются наилучшими в объеме залежи
показателями коллекторских свойств и насыщения: пористость 10 %, проницаемость 466 х 10-15мкм2, нефтенасыщенность 91 %. При этом объем пород первого
объекта составляет только 7,2 % от общего объема пород залежи.
Породы 2 объекта сложены амфипоровыми флаутстоунами с линзами водорослевых баундстоуны (ядро или остов органогенной постройки). Формирование
данных пород происходило под влиянием неравномерно развитых постседиментационных процессов, заключающихся в перекристаллизации и доломитизации
известняков. В результате в плотной матрице пород происходило полное или частичное запечатывание пустотного пространства мелкоспаритовым кальцитом и
крупноспаритовым доломитом. Коллекторские свойства данных максимально
плотных во всем массиве карбонатных пород характеризуются наиболее низкими
в объеме залежи средними показателями пористости (2,5 %), проницаемости (178
х 10-15 мкм2), нефтенасыщенности (81 %). Фильтрационные свойства данных пород обусловлены наличием трещин. Тип коллекторов - трещинный. Объем пород
2 объекта составляет 15,7 %.
Породы I и 2 объектов характеризуются вертикальной и субвертикальной
трещиноватостью, особенно интенсивной в нижней плотной части постройки.
Вертикальные трещины составляют 80…100 % от их общего количества и имеют
различный генезис и морфологию. Значительную часть из них составляют трещи-
103
ны сопровождения (оперения) разрывных нарушений (мезотрещиноватость), а
также отдельные разнопротяженные трещины со следами нефтенасыщения, расположенные в среднем через 0,2 см друг от друга. Верхняя часть рифа (I объект)
менее затронута процессами трещинообразования, с ростом глубины (II объект)
роль и количество трещин увеличивается (табл. 4.4). Первый и второй объекты,
отличающиеся по литолого–фациальным и коллекторским свойствам, гидродинамически связаны между собой системой субвертикальных трещин, являющихся
вместе с дизъюнктивными нарушениями наиболее эффективным инструментом
вертикального перемещения флюидов. Малоамплитудные разрывные нарушения
фиксируются в керне в виде врезов в плоскости сместителей (шириной от 12 см
до 25 см, иногда в виде зон дробления) пород более молодого возраста, что характерно для сбросов.
Таблица 4.4. Соотношение трещин по данным изучения кернового материала
Скважины
Интервал,
м
Вертикальные
Наклонные
Угол падения,
градус
Количество,
%
Угол падения,
градус
Горизон-ные
Количество, Количество,
%
%
1
2686-2695
90
30
-
-
-
1
2695-2704
90
55
45
35
10
1
2704-2708
90
40
45
30
-
1
2708-2717
90
100
-
-
-
1
2717-2726
90
90
-
-
10
1
2688-2694
90
100
-
-
-
2
2692-2694
90
75
-
-
25
2
2694-2696
-
-
-
-
100
2
2696-2700
-
-
-
-
100
2
2700-2709
90
25
-
-
75
3
2717-2719
-
-
-
-
100
Углы падения плоскостей сместителей более 450. Визуально, на керновом
материале, разрывные нарушения зафиксированы в скважинах: 1 (I ствол) на глубине 2689,55; 16 на глубинах 2696 м, 2695 м, 2692,6 м; 4 на глубине 2697,5 м.
Третий объект приходится на склоновые (крыльевые) части массива (скв. 26) и характеризуется развитием известняков (в том числе доломитов) органогенно-обломочных (рудстоуны/флаутстоуны/грейнстоуны) с линзами водорослевых
104
(байндстоуны) и фораминиферово-водорослевых (байндстоуны/ вакстоуны) с развитой горизонтальной трещиноватостью (от 70-80 % до 100 %). Пористость пород
8 %, проницаемость 296 х 10-15 мкм2, нефтенасыщенность 88 %. С третьим объектом связан основной объем пород залежи - 77,1 % (73,6 % + 3,5 %).
Рис. 5.9. Модель залежи по направлению трещин
Установлено, что между I и 2 объектами залежи, с одной стороны, и 3 объектом - с другой, отсутствует гидродинамическая связь в результате наличия между ними литологического (различные микрофации) или капиллярного барьера, а
также за счет блокировки фильтрации флюидов на стыке пород с ортогональной
системой трещин: вертикальных (I и 2 объект) и горизонтальных (3 объект). По
совокупности признаков указанные объекты различаются по фациальной принадлежности, типу коллекторов, направленности трещин и фильтрационных потоков
флюидов, истории их разработки и характеру обводненности, гидрогеологическими и геотермическими особенностями.
Состав, свойства и особенности пород в объеме I и 2 объектов характеризует скв. 1, а 3 объекта - остальные скважины месторождения. Наряду с этим, быстрое обводнение скв. 1 никак не отразилось на качестве продукции (безводная
нефть) в скв. 2 и 3. Вода, как видим, из I и 2 объектов не может проникнуть в пределы 3 объекта, что указывает, с одной стороны, на надежность отмеченного выше литолого-фациального барьера и на изолированность объектов (I + 2) и 3 - с
другой. Изолированность I и 2 объектов от остальной части залежи подтвержда-
105
ется следующими факторами. По данным трассерных исследований (индикатор –
тритий) фильтрационные потоки флюидов обходят резервуар пород в районе скв.
1. В данном случае между нагнетательными скважинами на соседнем месторождении и принимающими скважинами на Дорожном месторождении фиксируется
наличие (скв. 2) и отсутствие (скв. 1) гидродинамической связи.
Трехмерные модели залежи выполнены в детерминистской и стохастической реализациях. Расхождение запасов по реализациям составило менее 3 %, что
свидетельствует о достаточной изученности месторождения. Суммарные геологические запасы залежи, рассчитанные в программном продукте, уменьшились
только на 6 % по сравнению с предыдущим подсчетом, выполненного по традиционной методике. В тоже время структура запасов залежи кардинально изменилась. Так, основные запасы сосредоточены в объеме 3 объекта (80 %). Запасы I (10
%) и 2 (10 %) объектов оказались идентичными, несмотря на существенную разницу в объемах и на дату подсчета полностью выработанными.
Таким образом, новая постоянно действующая трехмерная модель залежи
позволила создать принципиально новую концепцию ее внутреннего строения,
определить место сосредоточения в ней остаточных запасов нефти и тем самым
оперативно влиять на стратегию доразработки Дорожного месторождения.
106
5. Моделирование процессов формирования и размещения залежей
нефти и газа Среднего Каспия и Кандымской группы месторождений
5.1. Основные положения концепции формирования залежей УВ в акватории
Среднего Каспия
В основе бассейнового моделирования генерационно-аккумуляционных
систем положена принята всемирно признанная отечественная осадочно- миграционная (историко-генетическая, эволюционно-динамическая) теория формирования залежей нефти и газа и основанные на ней методические подходы построения карт и схем различного назначения. Основные положения концепции формирования залежей УВ в акватории Среднего Каспия в контексте бассейнового моделирования сводятся к следующему.
Источником УВ являются глубокопогруженные нижнесреднеюрские отложения Терско-Каспийского прогиба, за счет которых сформировалось более 95 %
всех установленных и еще не выявленных месторождений [8, 9, 16, 21, 22, 28,
32,45, 46, 51-53, 57, 64-66 ,80, 83, 92]. Нижнесреднеюрские материнские отложения относятся к песчано- глинистой паралической субугленосной формации и детально описаны в многочисленных работах [9, 22]. По концентрации ОВ в породе
нижнесреднеюрские отложения кратно превосходят ниже- и вышележащие отложения. В наиболее погруженной части Терско-Каспийского прогиба отложилась
1700 метровая толща угленасыщенных песчано-глинистых пород. В совокупности, приведенные данные по типу и количеству ОВ, а также результаты изучения
биомаркеров УВ по морским скважинам, поддержанные геохимическими свидетельствами по физико-химическим свойствам, компонентному и микроэлементному составу конденсатов и битумоидов, распределению н-алканов и изопреноидов, указывают на то, что в зоне генерации глубокопогруженные нижнесреднеюрские отложения имеют высокий преимущественно Пгм и по классификации Тиссо
и Вельте (по степени их обогащенности ОВ) относятся к группе богатых [99-101].
Детальный анализ геолого-геохимических исследований (стандартный геохимический, пиролитический, ароматической группы соединений, изотопный и
107
др.) свидетельствуют о том, что УВ в зонах накопления имеют миграционный характер, высокотемпературное происхождение и генетически связаны с ОВ юрского возраста [8, 9, 16, 21, 22, 28, 32,45, 46, 51-53, 57, 64-66 ,80, 83, 92].
Катагенез ОВ материнских нижнесреднеюрских отложений определен по
прямым (ОСВ) и косвенным методам (по объемной плотности глин, по биологическим и геохимическим индикаторам, Rock-Eval). Исходя из анализа данных по
катагенезу, графиков зависимости Ro от глубины залегания, зональности нефтегазообразования, установлено, что верхняя граница активной фазы входа в ГЗН
проходит по изореспленде, разделяющей градации ПК32 и МК11, начиная с глубины 1,8 км (табл. 5.1). Нижняя граница ГЗН, соответствующая рубежу градаций
МК22 и МК31, отмечается на глубинах от 3,8 км. С последнего рубежа до подошвы
юрских отложений, включая самые погруженные участки Терско-Каспийского
прогиба, располагается ГЗГ (МК32…МК5, глубины от 3,8 до 7,0 км и более).
Единая
система
юрско-меловая
формирования
генерационно-миграционно-аккумуляционная
залежей
УВ
(далее
юрско-меловая
система)
сформировалась за счет одного источника УВ в нижнесреднеюрских отложениях.
В рассматриваемой системе установленные пространственные положения зон
генерации и накопления УВ генетически увязаны между собой путями миграции
УВ. Отсюда генетическое единство зон генерации и накопления, залежей нефти и
газа
на
разнопротяженных
расстояниях
между
зонами
и
внутри
них.
Восстановлены палеоусловия вхождения материнских пород в ГЗН и ГЗГ (рис.
5.1) [9, 22, 32, 39].
Ранее [9, 32] для территории Среднего Каспия разработана концепция поэтапного формирования, переформирования и разрушения залежей УВ: суммарный эффект плавного и непрерывного процесса формирования залежей УВ (состоящего из бесчисленного количества микроэтапов) делится на два основных укрупненных этапа: первый - нефтегазовая история (формирование залежей) и второй - газоконденсатная история (переформирование залежей). Теоретические основы моделирования условий формирования месторождений и принятые в ра-
108
Градации катагенеза
Таблица 5.1. Зональность катагенеза и нефтегазообразования
ПК11ПК23
Условия образования
(средние значения)
ТемпеДавлерание
тура,
статио
С
ческое,
МПа
Показатели отражения по витриниту,
усл. ед.
Фазово-генетические типы УВ скоплений.
10Rа
(в воздухе)
Rо
(в кедровом
масле)
Сапропелево-гумусовое
ОВ
Гумусовое
ОВ
Преимущественно углекислый газ
Газоконденсатные
40
26
58…69
0,30…0,49
Преимущественно углекислый
газ
МК11МК21
80
45
70…76
0,50…0,64
МК12МК22
110
63
77…82
0,65…0,84
МК13МК23
МК14МК24
МК15МК25
АК11АК21
АК12АК22
АК13АК23
АК34АК64
130
105
83…90
0,85…1,14
Газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные (нафтеновые)
Газоконденсатно-неф- тяные и
тегазоконденсатные (метановые)
Газоконденсатные
140
123
91…97
1,15…1,49
Газоконденсатные
165
138
98…107
1,50…1,99
Метан
Газоконденсатные
Газоконденсатные
Метан
195
174
108…116
2,0…2,49
Метан
Метан
260
195
117…129
2,5…3,4
Метан
Метан
325
245
130…138
3,41…4,4
Метан
Метан
400
350
139…150
4,4…5,5
Кислые и неуглеводородные
газы (СО2, Н2S, Н2 и др.)
Кислые и неуглеводородные
газы
(СО2,Н2S,Н2 и
др.)
Газоконденсатные
109
Рис. 5.1. Эволюция погружения пород и процессов нефтегазообразования
боте методические подходы к прогнозу нефтегазоносности недр детально рассмотрены в ра-ботах [8, 9, 16, 21, 22, 28, 32,45, 46, 51-53, 57, 64-66 ,80, 83, 92]. Для
дальнейших расчетов приняты наиболее обоснованные и признанные в России
схемы нефтегазообразования Н.Б. Вассоевича, С.Г. Неручева и др. [2, 8, 34, 80, 92,
100], а также диаграммы Ван Кревеллена, широко используемые за рубежом. Для
угленосных и субугленосных формаций, к каким относятся в рассматриваемом
регионе нижне-среднеюрские отложения, принята детально разработанная схема
и зональность процессов катагенеза и нефтегазообразования [8].
Направление фильтрации флюидов совпадает с направлением наиболее резкого уменьшения давления. По модели регионального поля пластовых давлений в
пластах-коллекторах, по которым осуществляется миграция УВ, определены конкретные пути (трассы) движения УВ. В стороне от современных путей миграции
могут встретиться реликтовые скопления нефти (застойные зоны, тупиковые скопления), как результат изменения трассы фильтрационного потока УВ.
При всплывании к кровле и дальнейшем перемещении к зоне аккумуляции
нефть оставляет ощутимые следы («мертвая» нефтенасыщенность), что и является
110
условием движения (гидрофобизация каналов). Считается, что остаточная нефтенасыщенность обычно занимает 20-30 % пустотного пространства. При моделировании подсчитываются потери на всплывание (вертикальная миграция) и на
продвижение вдоль кровли пласта (латеральная миграция). Естественно, потери
впрямую зависят от величины резервуара, толщины сформированной прикровельной зоны, величин трещинной и общей пористости.
При миграции и аккумуляции газа его потери связаны с растворением в воде и нефти. На растворение в воде (в порах материнских пород и трещинах резервуара) расходуется порядка 1 % от суммарных масштабов эмиграции газа. Основной расход газа приходится на растворение его в нефти «мертвой» зоны остаточной нефтенасыщенности и аккумулированной. Растворимость газа существенно
зависит от параметров среды (Р, То), а также от состава свойств самих смешивающихся флюидов. В случае, когда генератором УВ является сапропелевое ОВ,
на глубинах «нефтяного окна» (ГЗН) в нефти растворяется не только газ ГФН, но
и пришедший с больших глубин газ ГФГ. При восходящих тектонических движениях и, соответственно, снижении пластового давления газ может выделиться в
свободную фазу. Диапазон скоростей миграции нефти – от единиц до сотен км за
1 млн. лет. Время формирования объектов аккумуляции 0,01-5 млн. лет и определяется не только скоростями, но и длиной миграционных путей (Г.К. Баженова,
2006).
Миграционные потери резко возрастают при выходе УВ за пределы ГЗН,
поскольку снижение пластовой температуры ведёт к увеличению вязкости нефтей, её адсорбции горными породами, росту капиллярного давления на границе
фаз (Доценко В.В., 2010). Расчёты, проведенные в последнее время С.Г. Неручевым и др. (Оценка…, 2006) показали, что в зависимости от этих факторов суммарные путевые потери нефти и газа составляют не меньше 40…60 %.
Как уже было показано на основе глобальных эмпирических данных, чем
больше толщина и объем осадочных пород, вошедших в зону ГФГ, чем интенсивнее тектонические движения и длительнее геологическое время после завершения
процессов нефтегазообразования, тем большее миграционное смещение запасов
111
УВ наблюдается вверх по разрезу осадочных пород от глубинно-катагенетических
генерационных зон.
Одновременно с интенсивной генерацией сначала нефтяных УВ, затем газоконденсата и на последнем этапе сухих метановых газов происходит аккумуляция
генерирующихся УВ в ловушках. Отложения, в которых на первом этапе образовались нефтяные скопления, погружаются в генерационные зоны газо(конденсато)образования. Нефтяные залежи, сформировавшиеся на первом этапе, пополняются, а затем и полностью замещаются продуктами последующих этапов генерации – газоконденсатом и газами.
С ростом глубины этот процесс обусловливает последовательную смену по
разрезу нефтяных залежей газоконденсатными скоплениями, а их - залежами сухого метанового газа. В наиболее глубинных и высокотемпературных зонах залежи метана замещаются, наконец, углекисло-метановыми. Самые нижние пласты
вошли в зону образования кислых газов. Отражением этого процесса может служить появление на Хвалынском месторождении сероводорода (до 3 %).
Наименее изученными остаются факторы, контролирующие процессы миграции УВ в юрско-меловой системе региона. Общеизвестным фактом является
наличие в ряде бассейнов мира весьма значительных геологических запасов
нефти и особенно газа в верхнем комплексе пород, в котором вообще не
проявилось нефтегазообразование, что свидетельствует об интенсивной миграции
УВ снизу [80]. В малопогруженных и малотолщинных потенциально материнских
юрско-меловых отложениях Ракушечно-Широтной зоны поднятий нефтегазоматеринский потенциал этих пород остался нереализованным, в виду низкой степени
катагенеза рассеянного и концентрированного ОВ нефтегазоматеринских пород
(градации протокатагенеза), в связи с чем они не достигли ГЗН, а тем более ГЗГ
(рис. 5.1). На данных градациях (за пределами ГЗН и ГЗГ в зонах накопления), как
известно, исключается масштабное нефтегазообразование, что препятствует формированию сингенетичных залежей нефти и газа. Однако в них могут формироваться залежи нефти или газа на различном (до сотен километров) расстоянии
от более погруженных зон, в которых проявилась ГФН и ГФГ [8, 22, 25].
112
Внедрение газов из зон высоких пластовых температур и давлений (зон генерации газа) в нефтяные залежи или прохождение этого потока сквозь нефтематеринские породы, приводит к различной степени “промытости” пород и нефтяных залежей. Это выражается в специфическом перераспределении УВ внутри
основных классов. В результате воздействия газового потока происходит образование вторичных конденсатов, нефтей газоконденсатного генезиса и остаточных
нефтей. Взаимодействуя с жидким флюидом в пластовых условиях, газовая среда
извлекает из него наиболее легкую УВ часть. Оставшийся без части легких УВ,
флюид относительно первоначального своего положения смещается в сторону
утяжеления. Полученные в результате такой дифференциации конденсат и тяжелый флюид остаются, при этом, генетически едиными. Нефтяные залежи, сформировавшиеся на первом этапе, пополняются, а затем и полностью замещаются
продуктами последующих этапов генерации – газоконденсатом и газами. Этот
процесс обусловливает последовательную смену по разрезу с ростом глубины
нефтяных залежей газоконденсатными скоплениями, а последних затем залежами
сухого метанового газа [8, 34].
На основании прослеженных путей миграции УВ на первом и втором этапах формирования залежей нефти и газа и выявленных закономерностей размещения УВ
определены расстояния миграционных путей от зоны генерации до месторождений (табл. 5.1). Таким образом, генетическое единство зон генерации и накопления УВ позволяют определить разнопротяженные расстояния и интенсивность
перемещения УВ между конечными и промежуточными точками юрско-меловой
системы в российском секторе моря.
Таблица 5.1. Расстояния миграционных путей от зоны генерации до месторождений
Месторождение
по вертикали, м
по горизонтали, км
Хвалынское
Им. Ю. Корчагина
Им. В. Филановского
Ракушечное
Западно-Ракушечное
Промысловское
780
1946
2170
2490
2530
3020
60
100
110
120
140
190
113
5.1.1. Формирование, переформирование и разрушение нефтяных месторождений
Формирование нефтяных залежей. Согласно концепции двухэтапного
формирования месторождений региона [32], в юрско-меловой системе на первом
этапе (нефтяном) материнское вещество пребывает в ГЗН и проявляется ГФН, а
на путях миграции УВ формируются нефтяные залежи как в зоне генерации, так и
на путях миграции УВ. В составе последних значительную долю составляли газообразные УВ, что способствовало подвижности нефти и ее продвижению на значительные расстояния, что иллюстрируется на схеме реконструкции нефтегазообразования в юрских отложениях вдоль западного побережья Каспия, а также в
пределах Среднего Каспия (рис. 5.2. и 5.3).
Миграционный путь УВ, за счет которого сформировалась нефтяная залежь
Хвалынского месторождения, начинается от пограничных зон (источника) генерации УВГ и проходит через крупный Хвалынский вал, поперечного к зоне генерации. На одном из таких поднятий – Хвалынском были сформированы нефтяные
залежи по всему разрезу юрских отложений: наиболее крупные в верхней части
разреза под региональной титонской ангидритовой покрышкой и в известняках
кимериджа. На время их формирования нефти характеризовались высокой подвижностью и высокими товарными свойствами.
Переформирование нефтяных залежей. Второй этап (длительный период
до настоящего времени) происходит процесс переформирования и разрушения
нефтяных залежей. На этом этапе судьба нефтяных залежей зависела от места их
нахождения: в створе или вне путей миграции УВГ.
На тех месторождениях, где миграционные потоки не прерывались и не меняли
«русло» на первом и втором этапах формирования залежей, качество нефти
сохраняет высокие физико-химические и товарные свойства. Эти свойства даже
меняются в лучшую сторону за счет растворения в нефти первого этапа
формирования газа и конденсата, поступивших на втором этапе их истории
(например, неокомская залежь месторождения имени В. Филановского). В
результате коэффициент нефтеотдачи достигает 0,63 [45].
114
Рис. 5.2. Схема миграционных потоков УВ (А) и генерационно- аккумуляционная система (Б) в
юрско-меловых отложениях Среднего Каспия на первом (нефтяном) этапе формирования залежей
Разрушение (деградация) нефтяных залежей. Если в нефтяную залежь не
поступают новообразованные УВГ с конденсатом, то нефть первого этапа
постепенно подвергается деструкции (теряет растворенный газ и легкие компоненты самой нефти; ее плотность, вязкость и другие свойства постепенно приближаются к кондициям тяжелой битуминозной нефти). Примером может служить
кимериджская залежь Хвалынского месторождения.
Сформировавшаяся на первом (нефтяном) этапе кимериджская залежь нефти на втором (газоконденсатном) этапе оказалась отрезанной от путей миграции
УВГ в результате многочисленных перестроек структурного плана, изменения ранее проторенной на первом этапе трассы миграционного потока УВ, периодических оживлений и роста амплитуды конседиментационных сбросов, особенно в
нижней части юрского разреза. Приведенные особенности нефтяной залежи (по
составу и свойствам нефти и вмещающих пород) стали, таким образом, следствием процесса ее формирования (первый этап) и разрушения (второй этап).
Многочисленные нефтяные скопления в нижележащем юрском разрезе отложений, которые в результате снижения температурного режима недр (против
максимального на первом этапе) и отсутствия питания УВ новой генерации на
втором этапе продолжительное время оставались и продолжают оставаться изо-
115
лированными, деградированными, подвергаясь процессам «старения», за счет потери летучих компонентов (растворенный газ, большая часть которого покинула
нефть в результате диффузионных явлений) и легких низкомолекулярных жидких
фракций самой нефти (рис. 5.4). Степень деструкции нефти зависит от продолжительности ее пребывания в изоляции и скорости потери летучих компонентов.
Промышленная ценность трудно- или неизвлекаемых запасов нефтяных скоплений в юрских отложениях большой территории акватории от ХвалынскоСарматского вала до Терско-Каспийского прогиба в настоящее время проблематична. На Хвалынском нефтегазоконденсатном месторождении выявлена крупная
по размерам и запасам нефтяная залежь в известняках кимериджа. С одной стороны, значительные геологические запасы (более 240 млн. т) и проблемность их извлечения – с другой (извлекаемые запасы 36 млн. т). Негативная сторона нефтяной залежи, залегающей на глубине 3122,5 м (скв. 4), заключена в свойствах и составе самой нефти: высокое содержание смол (4,69 масс.%), асфальтенов (0,62
масс.%), парафинов (8,11 масс.%), серы (0,33 масс.%), высокий коэффициент битуминозности, высокие и повышенные значения плотности (0,876 кг/м3), вязкости
(27,6 мПа*с), температуры застывания нефти (+ 23 оС); низкие значения газосодержания (84,7 м3/т) и давления насыщения нефти газом (11,8 МПа при пластовом
давлении 33,4 МПа). К этому следует добавить низкие емкостно-фильтрационные
свойства пласта (пористость 12 %, проницаемость 0,002 мкм2).
116
Рис. 5.3. Палеотектонические профили и реконструкции условий
нефтегазообразования на западном побережье Каспия
117
Рис. 5.4. Юрско-меловая генерационно-аккумуляционная система формирования залежей УВ Среднего Каспия: 1 - стратиграфические границы; 2 - изореспленды граничных градаций катагенеза; 3 - реликтовая (вне путей миграции 2 этапа формирования) деградированная нефть; 4 - разрывные нарушения (сбросы, пороговый уступ - А); 5 - сульфатно-ангидритовая толща; 6 - направление важнейших
тектонических движений (погружение, подьем); 7 - направление миграционных струйных потоков углеводородных газов (2 этап); отложения: 8 - палеозойского фундамента; 9 - триасовые; 10 - юрские;
11 - меловые; 12 - палеогеновые; 13 - неоген-четвертичные; 14 - зона генерации; 15 - градации катагенеза; ГЗН – главная зона газообразования; ГЗН - главная зона нефтеобразования; ВЗОКГ - верхняя зона
образования неуглеводородных газов; МГ – метагенез
Нефтяная залежь в известняках кимериджа оказалась, таким образом, вне
современных путей миграции УВГ и приобрела характер реликтового скопления
увядающей нефти в застойной зоне. Негативная для разработки сторона нефтяной
залежи усугубляется еще и тем, что тяжелые фракции нефти в пустотном пространстве (поры, трещины) переходят в неподвижную форму и блокируют часть
полезного объема рассматриваемого карбонатного коллектора [28]. Ввиду очень
низкого коэффициента нефтеизвлечения (менее 0,1) промышленная ценность таких нефтяных скоплений в юрских отложениях большой территории акватории от
Хвалынско-Сарматского вала до Терско-Каспийского прогиба в настоящее время
проблематична.
118
5.1.2.Формирование газоконденсатных залежей
Общие положения. В данном разделе показана природа УВГ от их появления до пика их развития на современном этапе и анализируются причины преимущественной газоносности недр на открытых и еще не выявленных месторождениях в акватории Среднего Каспия.
В соответствии с современной катагенетической зональностью юрские глубокопогруженные отложения в Терско-Каспийском прогибе находятся в настоящее время в ГЗГ и являются источником УВГ (рис. 5.3, 5.4, 5.5).
Второй (газоконденсатный) этап берет начало со времени погружения юрских материнских отложений в ГЗГ в область температур 100…225 оС и выше в
неоген-четвертичное время, которые и по настоящее время продолжают находиться в жестких термобарических условиях (градации катагенеза МК3…АК2)
(рис. 5.3, 5.4, 5.5). При этом ОВ по мере вовлечения нижней части юрских отложений в ГЗГ выделяет газоконденсатные растворы независимо от типа ОВ (гумусовое, сапропелевое). В этой области с ростом температуры поступательно закономерно снижается «жирность» газовой среды с нарастающим доминированием в
ней метана. Главным механизмом, приводящим в движение дальнюю миграцию
УВГ на втором этапе по ступенчатой латерально–вертикальной схеме (промышленные залежи формируются только по трассе миграционного пути) (рис. 5.5), является перепад (более чем вдвое, который с течением времени увеличивается по
мере погружения материнских пород) пластовых давлений: АВПД в зоне газогенерации, с одной стороны, и гидростатических давлений на ее платформенном
склоне в одноименных отложениях, - с другой.
119
Рис. 5.5. Схема миграционных потоков УВ (А) и генерационно-аккумуляционная система в юрскомеловых отложениях Среднего (Б) на втором (газоконденсатном) этапе формирования залежей
1 – направление миграции УВ; 2 – залежи: а – нефтяные, б – газонефтяные, в – газоконденсатные; 3 –
индексы пластов, по которым осуществляется миграция; 4 – линия берега Каспийского моря; 5 – вертикальные перетоки УВ; 6 – внешняя граница главной зоны газообразования (б-современная); 7 – препятствие на пути миграции УВ; 8 – разрывные нарушения; РШВ – Ракушечно-Широтный вал; ХСВ –
Хвалынско-Сарматский вал; ПТВ – Прикумско- Тюленевский вал; ХВ – Хвалынский вал; ТКП – ТерскоКаспийский прогиб
Значительные масштабы газообразования в наиболее глубоко погруженной
зоне распространения газоматеринских осадков и широкое развитие в них АВПД,
вследствие интенсивного газообразования, привели к тому, что газовые потоки
прорываются вверх по разрезу вплоть до верхней региональной покрышки. Это
обусловливает нередко исключительную газоносность всего разреза осадков в зоне генерации и над очагом интенсивного газообразования (рис. 5.4). О глубинном
положении очага газообразования в этих случаях может свидетельствовать аномально тяжелый для зоны небольших глубин изотопный состав углерода метана (50-35°/°°).
В рассмотренной системе имеют место все условия для того, чтобы осуществлялась современная дальняя миграция УВГ: в зоне генерации все ловушки заполнены под структурные замки газоконденсатом и все залежи пребывают в состоянии АВПД; пластовые воды предельно насыщены газом; струйные потоки
мигрируют как латерально (по структурным валам и носам в платформенных час-
120
тях), так и вертикально (по нарушениям, стратиграфическим несогласиям, литологическим окнам) в сторону регионального подъема пород. Из зоны генерации
растекаются многочисленные струйные потоки по разнопротяженным путям миграции УВ сначала по юрским, потом по нижнемеловым отложениям, к которым
приурочены уже открытые и еще не выявленные месторождения. При этом особенности состава и свойств нефтей и газов месторождений с течением времени на
первом и втором этапах их эволюции последовательно по разным причинам меняются. В результате на транзитных путях миграции доминируют УВГ.
Из сверхзрелой зоны генерации с АВПД струйные потоки УВГ по мере
продвижения по разнопротяженным путям миграции и в пределах встреченных
ловушек в разной степени (полностью, в значительной мере или частично) растворили в себе нефть ранней генерации в различных соотношениях, сначала полностью в зоне генерации, затем в различных соотношениях, создавая углеводородные мультисистемы на путях струйной миграции по мере их продвижения по
трассе миграционного пути. Если структурный план не изменился, то УВГ двигаются по проторенным на первом этапе путям миграции по восстанию пластов в
области меньших пластовых давлений.
С погружением материнских пород в «газовое окно» на тех месторождениях
Среднего Каспия, где сохранились неизменными миграционные пути первого и
второго этапов, постепенно и однонаправленно смещалось соотношение нефтьгаз в УВ смесях в сторону газоконденсата. Переток УВГ под региональную покрышку произошел на подступах к рассматриваемым месторождениям («170 км»,
Хвалынское). На рис. 5.4 видно, что юрские подсолевые отложения не прекращали погружаться в зоне генерации по сбросо-уступу А, тогда как к северу от него
погружение территории Среднего Каспия сменилось региональным устойчивым
подъемом. Струйные газоконденсатные потоки уже в зоне генерации перетекают
по сбросо-уступу А в верхнеюрские отложения и двигаются по гипсометрически
повышенным участкам структурного плана в соответствии с рельефом подошвы
верхнеюрской соленосной покрышки (рис. 5.4).
121
В пределах Ракушечно-Широтного вала интенсивность газового потока
максимальная в его восточной части в створе рассмотренного миграционнного
пути от месторождения Хвалынское к месторождению Ю. Корчагина. К западу
интенсивность миграционных процессов резко падает. На месторождении им. В.
Филановского это ощущается по значительной толщине нефтяной оторочки в неокоме и апте.
Сложная эволюция природных газовых сред на втором этапе их существования в недрах происходит в направлении упрощения состава и структурного разнообразия. В образующейся газовой смеси в зоне генерации УВГ, а затем на путях миграции с течением времени и с ростом температуры происходит поступательное закономерное убывание «жирности» газовой среды с нарастающим доминированием в ней метана, а в конечном итоге сокращение содержания конденсата
до полного его исчезновения в начале (в нижней части «газового окна») и в конце
(Промысловское газовое месторождение) миграционного пути. В газоконденсатных залежах морских месторождений по этой причине наблюдается закономерное
изменение состава и свойств газовой смеси (уменьшение снизу вверх плотности
газа, значительное повышение доли пристана в газоконденсатах и повышенные
значения отношений пристан/фитан). Наряду с этим, происходит потеря части
конденсата в пласте при фильтрации УВ смеси в проницаемой породе, в зоне
дробления пород в плоскости сместителя нарушения. В результате в акватории
Среднего Каспия с течением времени отмечается все большее увеличение количества газогазоконденсатной, а затем только газовой составляющей месторождений
[9, 27, 46, 47].
Месторождения Хвалынское и «170 км». От зоны генерации УВГ, двигаясь под региональной гипсо-ангидритовой покрышкой, попадают в пределы Хвалынского вала и месторождений в его пределах, формируют крупные по размерам
и запасам газоконденсатные залежи в верхнеюрских отложениях, минуя нефтяные
залежи в титонских («170 км»), кимериджских (Хвалынское), оксфордских («170
км») и в нижезалегающих юрских отложениях [30, 45, 49]. В результате на самом
Хвалынском месторождении УВГ полностью вытеснили нефть ранней генерации
122
и сформировали крупную газоконденсатную залежь в титонском пластеколлекторе (рис. 5.6).
В восточной части субширотного Хвалынско-Сарматского вала в пределах
месторождений Хвалынское и «170 км» региональная верхнеюрская глинистоанги-ангидритовая покрышка резко теряет толщину и расщепляется на ряд пропластков. Вследствие потери надежности покрышки и наличия АВПД в подсолевых газоконденсатных залежах, часть УВГ по зонам дробления сбросов проникла
в ближайшие по разрезу нижнемеловые песчано-алевролитовые коллекторы (барремский и альбский горизонты) (рис. 5.6). Формирование газоконденсатной залежи в нижнемеловых отложениях проходило с участием только газовой составляющей, на что указывают повышенные значения коэффициентов (Ка3 и Ка4) в
конденсатах из скв. 3-Хвалынской (далее Хв) и 4-Хв (рис. 5.6) [29, 45]. Точки, отвечающие значениям коэффициентов ( К а3 − К а4 ) нефти и конденсатов верхней юры
на графике локализуются в нефтяной, конденсатной и переходной зонах, причем
конденсатная зона представлена тяжелым конденсатом. В зону тяжелых конденсатов попадают конденсаты титонского яруса из скв. 1-Хв, 4-Хв и скв. 1 Сарматской (далее Сар). Формирование залежи тяжелого конденсата могло происходить
в результате потери более легких УВ за счет транзита газа через коллектор [29,
45].
Месторождение им. Ю. Кувыкина. В западной части вала миграционные
потоки УВГ, подошедшие к месторождению им. Ю. Кувыкина по верхнеюрским
проницаемым пластам, внедрились в нефтяные залежи первого этапа их формирования. В проточной системе УВГ постепенно растворили в себе нефть в результате непрерывного поступления и обновления мультисистемы с различной интенсивностью в залежах верхнеюрских отложений (титонский ярус I, II и III пласты,
кимериджский ярус) (рис. 5.6) [29, 45]. Так, по данным сравнительного молекулярного анализа экстракта из керна и полученного конденсата, а также соотношения индивидуальных УВ в бензиновых и более высококипящих фракциях конденсата в первом пласте титона не осталось следов нефти, во втором следы едва просматриваются (А.Я. Куклинский, 2011). Самая нижняя ловушка сосредоточена в
123
кимериджских известняках, в которую первоначально поступила нефть, а, затем,
не прерываясь УВГ. В настоящее время и эта залежь полностью газоконденсатная. В пластах-коллекторах оксфордского возраста затруднено проникновение
УВГ в нефтяные залежи, ввиду низких коллекторских свойств карбонатного пласта в присбросовой зоне, но небольшая доля УВГ просачивается в данный пласт,
что препятствует «старению» нефти в квазизамкнутом режиме.
Рис. 4.6. Формирование газоконденсатных залежей в верхнеюрских подсолевых (Сарматское
местрождение), в межсолевых (верхнеюрских) и в надсолевых (нижнемеловых) отложениях месторождений Хвалынское и 170 км. 1- сбросы; 2 – газовые залежи; 3 – ангидриты; 4 – газоводяной
контакт; 5 – направление миграции
На этом месторождении наличие сплошной более чем 35-ти метровой верхнеюрской соленосной покрышки препятствовало проникновению УВГ в нижнемеловые отложения и газоконденсатные залежи с большим этажом газоносно- сти
формировались только в верхнеюрских отложениях. Только с исчезновением
верхнеюрской соленосной покрышки уже на пути в северном направлении от месторождения им. Ю. Кувыкина и в пределах месторождения им. В. Филановского
осуществлен переток из верхнеюрских проницаемых пластов в нижнемеловые
пласты с последующей активной миграцией УВГ уже по этим отложениям.
124
2,8
2,6
2,4
2,2
2
1,8
1,6
1,4
3
К1,2
а
Ракушечная, скв.1
Сарматская, скв.1
Хвалынская, скв.1
Хвалынская, скв.3
Широтная, скв.1
Широтная, скв.2
Хвалынская, скв.4
1
0,8
0,6
0,4
К а4
0,2
0
0,6
1,1
1,6
2,1
2,6
Рис. 4.7. Зоны распределения нефтей и конденсатов в координатах К3а и К4а
(С.Б. Остроухов, 2006, месторождения Среднего Каспия)
Месторождение им. Ю. Корчагина. На современном этапе миграционные
УВГ подходят к месторождениям Ракушечно-Широтного вала в однофазном и в
постоянно обновляемом в сторону облегчения состоянии. На отрезке миграционного пути от Хвалынского месторождения к месторождению им. Ю. Корчагина
миграция УВГ осуществляется по пластам верхней юры, но в плоскости сместителя сбросов, верхнеюрские пласты могут контактировать с проницаемыми среднеюрскими пластами. В результате ступенчатой миграции к месторождению им.
Ю. Корчагина УВГ подходят по среднеюрским пластам в ловушки келловейского
возраста. Интенсивность поступления УВГ в разных блоках разная, но наиболее
интенсивная отмечается в максимально приподнятом центральном блоке, который выше одноименных пластов в западном и восточном блоках. Наивысший
гипсометрический уровень в центральном блоке - минус 1417 м, в западном и
восточном – минус 1470 м или на 50 м ниже. Поскольку основной объем поступающих УВГ в келловейских отложениях, придерживаясь наиболее повышенных
частей проницаемых юрских пластов, поступает в пределы центрального блока
месторождения, медленно протекающие однонаправленные обменные процессы в
125
углеводородной системе (в основном растворения нефти в газоконденсатном растворе с образованием мультисистемы) привели к тому, что в ловушке этого блока
целиком находится газоконденсатная залежь [29, 45].
В келловейском ярусе коллектор представлен песчаниками, из которых при
испытании скв. 2-Широтной (далее 2-Ш) в интервале перфорации 1861…1871 м
получен фонтанный приток газа дебитом 627 тыс. м3/сут и конденсата дебитом 41
м3/сут. В восточном блоке интенсивность поступления УВГ существенно ниже по
сравнению с центральным блоком, поэтому в ловушке сохранилась нефтяная оторочка с газовой шапкой первого этапа формирования (скв. 5-Ш).
Заполнив ловушку УВГ в келловейских отложениях до предела (ГВК на
уровне минус 1860 м), избыточные УВГ в результате вертикальной миграции по
зоне дробления широтного сброса на северном склоне складки поступают в карбонатные пласты-коллекторы волжского яруса. Разновозрастная нефтяная оторочка пересекает пласты–коллекторы в волжских известняках и песчаниках неокома. В углеводородной системе этих отложений происходит дифференциация
УВ по фазовому состоянию: в нижней части формируется нефтяная оторочка, в
верхней – газовая шапка; блоковое строение залежей обусловило закономерное
вертикальное гравитационное расслоение газа, нефти и воды в каждом блоке (рис.
5.8) [30, 45, 46, 47].
В скв. 1-Ш пласт опробован в интервале 1544,0…1554,5 м на 16-мм штуцере
фонтанный приток нефти составил 377,5 м3/сут (газовый фактор 620,7 м3/т). Прохождение газоконденсатных мультисистем через верхнеюрскую нефтяную оторочку приводит к тому, что нефть становится все более легкой. Нефтяная оторочка имеет единый ВНК на уровне минус 1537 м и общую газовую шапку с уровнем
ГНК на отметке минус 1517,2 м.
Газовая шапка над нефтяной оторочкой содержится в неокомских пластахколлекторах. На пути вертикального перетока УВГ из среднеюрских в верхнеюрские и нижнемеловые отложения газоконденсатная мультисистема существенно
облегчается. Вторичность конденсатов, образовавшихся в условиях более высо-
126
Рис. 5.8. Поперечный геологический разрез основной юрско-меловой
нефтегазоконденсатной залежи месторождения Ю. Корчагина [47].
ких температур, в данном случае подтверждается их высокой преобразованностью по индексу созревания Дж. Коннона и А.М. Гассоу [47]. Покрышка между
юрскими карбонатными и нижнемеловыми терригенными породами по комплексу
ГИС относится к двум пропласткам пород (по керну и шламу она состоит на 60 %
из алевролита и на 40 % из уплотненного песчаника), толщина которых составляет 6 и 3 м. Такая покрышка с ухудшенными экранирующими свойствами не могла
явиться препятствием для перетока жидких и газообразных УВ из юрских в нижнемеловые отложения [47].
Признаки внедрения газа в нефтяную оторочку, а затем в газовую шапку в
центральном блоке отмечаются по существенным систематическим и композиционным изменениям газовых сред и нефти на пути движения УВГ (снизу вверх):
облегчение (снижение плотности) газоконденсатной мультисистемы, рост значения П/Ф коэффициента, а также закономерное увеличение вверх по разрезу этих
отложений легких бензиновых фракций (до 82%) и доли пристана в газоконденсатах, а также снижение снизу вверх содержания парафинов (до полной потери) и
смолисто-асфальтеновых фракций и содержания конденсата в газовой смеси по-
127
зволяет предположить, что формирование газовой шапки происходило за счет
массопереноса УВ из нижележащих отложений в условиях интенсивного газового
потока, что привело к значительному повышению доли пристана в газоконденсатах [47]. В том же направлении увеличивается содержание и давление насыщения
газа в жидкой углеводородной фазе.
Продуктивная толща неокома условно разделена на три пласта-коллектора
(I, II и III). В скв. 1-Ш интервалы перфорации пришлись на газовую шапку, из которых (1462,0…1495,0 м и 1510,0…1528,0 м) получены фонтанные притоки газа с
конденсатом: на штуцере диаметром 15,88 мм дебиты газа равны 399,6 и 171,6
тыс. м3/сут, дебиты конденсата 27,8 м3/сут и 11,0 м3/сут. Нефтяная оторочка
вскрыта в скв. 2-Ш. Дебит нефти на 9,8-мм штуцере составил 215,2 м3/сут. Нефть
высокопарафинистая (9 %), малосернистая и малосмолистая. Извлекаемые запасы
нефти вдвое меньше запасов газа, что косвенно указывает на то, что на данном
рубеже миграционного пути и временном отрезке свободная газовая фаза доминирует над жидкой фазой.
Прорыв УВ в песчаники апта сопровождается геохимическими метками,
указывающих на генетическое родство нефтей неокомского и аптского возраста и
на единый источник их образования. Снизу-вверх по разрезу на месторождении
ухудшаются емкостно-фильтрационные свойства песчано-алевролитовых пород,
за счет привноса в процессе седиментации все большего количества пелитового
материала. В результате аптская и альбская покрышки оказалась непреодолимыми для УВ нефтяного ряда и тяжелых конденсатов, тогда как свободный газ поступал и продолжает проникать в эти пласты, за счет которого увеличивается газовая составляющая месторождения. Максимальной миграционной способностью
при этом обладают УВГ в ряду СН4 – С4Н10 [29, 81].
В результате вмешательства человека ускоряется начатый природой необратимый процесс сокращения по толщине нефтяной оторочки. При современной
толщине 20 м сокращение некомско-верхнеюрской части оторочки за длительную
историю второго этапа составило примерно 70 м [45, 46, 47]. Соответственно увеличивалась толщина газовой шапки: с 40 м до 110 м (современное положение).
128
Начальный газовый фактор в среднем около 120 м3/т по всем скважинам, вступающим в разработку, в зависимости от ряда факторов увеличивается – от 180,9
м3/т (скв.109) до 1564,8 м3/т (скв.113). Газ в нефтяную оторочку поступает снизу
из келловейской газоконденсатной залежи и сверху из разновозрастной газовой
шапки, где до разработки по сравнению с нефтяной оторочкой отмечено повышенное пластовое давление.
Месторождение им. В. Филановского. На месторождении установлены четыре залежи в верхнеюрских и нижнемеловых отложениях: келловейская нефтегазоконденсатная (только в восточном блоке), неокомская нефтегазовая, аптская
нефтегазоконденсатная и альбская газоконденсатная. Основная доля запасов нефти месторождения приходится на неокомскую залежь в центральном блоке.
Месторождение находится в пределах очень крупной промежуточной зоны
накопления и переформирования скоплений УВ ранней и поздней генерации.
Один из миграционных путей подходит к восточному опущенному блоку рассматриваемого месторождения (скв. 6-Р). Другой подходит к центральному блоку.
Составы нефтей в залежах апта и неокома в восточном и западном блоках месторождения значительно отличаются между собой, что указывает на то, что залежи
в этих блоках сформировались за счет индивидуальных путей миграции УВ.
На месторождении им. В Филановского интенсивность газоконденсатного
потока по сравнению с месторождением им. Ю. Корчагина существенно ниже. Об
этом можно судить по келловейской и неокомской залежам в восточном блоке,
где несмотря на их небольшие размеры сохранились двухметровые нефтяные
оторочки. В центральном блоке неокомская покрышка не надежна для удержания
и накапливания в значительных количествах УВГ в неокомской нефтяной залежи.
УВГ скапливаются в максимально повышенной части залежи, где формируется
незначительных размеров газовая шапка, выполняющая роль клапана (скв. 2-Р),
механизм работы которого описан в работах [45, 46, 47]. Поэтому влияние УВГ на
интенсивное переформирование неокомской нефтяной залежи ограничено и ее
разрушение (истощение за счет описываемых природных процессов) происходит
крайне медленно.
129
Внедрение поступивших в пределы месторождения газоконденсатных растворов новейшей генерации (второй этап переформирования залежей) характер
нефтегазоносности нижнемеловых отложений, сформировавшихся на первом этапе, изменился. Струйный поток углеводородной смеси (мультисистемы, в которой
доминирует УВГ) с юга по повышенным участкам структурного плана внедряется
первоначально в неокомскую нефтяную залежь, частично растворяясь в ней и
устремляется в соответствии рельефом поверхности пласта-коллектора к вершине
структуры (район скв. 2-Р), формируя в пиковой ее части небольшую газовую
шапку (рис. 5.9). При этом нефть меняет свой состав и свойства (особенно по пути
движения), становится более легкой за счет растворения в ней части УВ поступившей мультисистемы.
Объем неокомской газовой шапки растет до уровня достижения давления
межпластового прорыва (Рпр на рис. 5.9), после чего УВГ проникают через покрышку (диффузионный поток), сложенную алевролитами в следующую группу
пластов-коллекторов в апте, где УВ дифференцируются в соответствии с УВ составом различного фазового состояния: в нижней части формируется нефтяная
оторочка, в верхней – газовая шапка. В процессе бурения при прохождении пород
покрышек отмечаются высокие и повышенные газопоказания. На возможность
межпластовых перетоков УВГ вверх по разрезу отложений может указывать закономерное уменьшение снизу вверх для всех залежей морских месторождений
плотности нефти и газа, содержания смолисто-асфальтеновых веществ и увеличение бензиновых фракций, а также уменьшение содержание конденсата в газовой
смеси, значительному повышению доли пристана в газоконденсатах и повышенные значения отношений П/Ф. Постепенная потеря коллекторских свойств и проницаемости в направлении с снизу (неоком) вверх (альб) приводит к осаждению
тяжелых компонентов в составе подвижной мультисистемы и отщеплению легких
компонентов. Один из таких капиллярных барьеров располагается на глубине минус 1284 м.
Генетическая информация, полученная по этому соотношению, наиболее
достоверна для равновесных устоявшихся залежей. В тектонически активных зо-
130
нах, где возможны газовые и газоконденсатные перетоки, повышенные значения
отношений П/Ф могут рассматриваться как следствие движения и переноса жидких УВ в газовых растворах, указывая на проводящие свойства дизъюнктивных
нарушений в моменты их тектонической активации в пределах залежи (эффузионный поток).
Ц е н т р а л ь н ы й
4Р
5Р
Восточный
6Р
б л о к
2Р
блок
K1 al
I
Х
Х
Х
Х
Х
Х II Х
Х
Х
Х
Х
ГНК-1296
~
Х
~
K1 a
Х
Х
Х
Х
Х
ГНК-1291
Х
Х
ГНК-1326,6
Рпр
Х
K1 nc
II I
III
Х
J3
ВНК-1442
Х
2
3
Х
Х
а
б
4
5
6
7
~
~
1
Х
8
Х
Х
Рпр 9
I,
ГНК-1 459
ВНК-1461
I I, I I I,1 0
Рис. 5.9. Разломно-блоковая модель и формирование залежей УВ (второй этап) месторождения
им. В.Филановского[45, 46, 47]. 1 – сбросы; 2 – пласты-коллекторы; 3 – направвление миграции; 4 –
уровень ВНК (а) и (гНк) (б); 5 – газоконденсат; 6 – нефть; 7 – вода; 8 - повышенные газопоказания по
газовому каротажу; 9 – давление прорыва газа через породы-покрышки; 10 – графики моделирования
состава флюида по хроматографическим данным; 1 – отложения альба+апта – газ; 11 – отложения
апта - газ+нефть; Ш –отложения неокома – нефть.
Прорыв УВ в отложения апта сопровождается геохимическими метками,
указывающих на генетическое родство нефтей неокомского и аптского возраста и
на единый источник их образования. Снизу вверх по разрезу на месторождении
ухудшаются емкостно-фильтрационные свойства песчано-алевролитовых пород,
за счет привноса в процессе седиментации все большего количества пелитового
материала. В результате альбская покрышка оказалась непреодолимой для УВ
131
нефтяного ряда и тяжелых конденсатов, а в пластах-коллекторах сформировалась
газоконденсатная залежь.
Предполагаемый общий газонефтяной контакт аптской и альбской залежей
на отметке минус 1285 м может служить прямым свидетельством прохождения
значительных объемов УВГ по указанному механизму через неокомскую и аптскую залежи (рис. 5.9). Приведенный феномен является наиболее убедительным
аргументом того, что УВГ второго этапа формирования залежей в рассмотренной
генерационно-аккумуляционной системе сыграли решающую роль в перераспределении УВ на месторождении.
Блоковое строение залежей обусловило закономерное вертикальное гравитационное расслоение газа, нефти и воды в центральном блоке: горизонтальный
ГНК сечет кровли стратиграфических поверхностей апта и альба, горизонтальный
ВНК сечет поверхности кровли всех неокомских пропластков. В образовавшейся
зональности газовая полоса имеет толщину 139 м, нефтяная – 157 м, ниже - водонасыщенные породы. Суммарный этаж нефтегазоносности на месторождении 296 м, что свидетельствует о масштабности процессов генерации, миграции и накопления УВ в рассмотренной системе от глубокопогруженных зон ТерскоКаспийского прогиба до Ракушечно-Широтной зоны поднятий. Предполагаемый
на месторождении им. В. Филановского по разным данным (опробование в колонне, ГИС) общий ГНК аптской и альбской залежей в интервале глубин на отметках минус 1284…1296 м может служить прямым свидетельством прохождения
значительных объемов УВГ через неокомские и аптские отложения и потому оказавших решающую роль в перераспределении УВ на месторождении по рассмотренному ранее механизму его формирования (рис. 5.9) [45, 46, 47].
В опущенном восточном блоке при отсутствии следов УВ собственной генерации из вмещающих пород, в коллекторах также происходит постоянное обновление миграционных УВГ. Практически все экстракты пород имеют бимодальный характер распределения нормальных парафинов. Одна из областей представлена низкокипящими УВ, имеющими равномерный концентрационный спад
членов ряда до состава С20…С22 и выше. Вторая область, как правило, пред-
132
ставлена равномерным концентрационным подъемом и снижением соединений от
С20…С22 до С30 и выше. Первая область представляет собой наиболее подвижные
УВ, относящиеся к газоконденсатам, а вторая - сингенетичное ОВ. Таким образом, на основании присутствия УВ первой области можно констатировать процесс
миграции, а по содержанию их в ОВ - интенсивность данного процесса. Нефтегазовая залежь в неокомских отложениях в восточном блоке формировалась за счет
собственного пути миграции УВ со стороны Сарматского месторождения, в мультисистеме которой оказалось свое соотношение изученных геохимических показателей в составе и свойствах нефти, отличающихся от аналогичных показателей
нефтей в центральном блоке. При этом в восточном блоке газовая составляющая
УВ смеси доминирует.
Месторождение Ракушечное. Ракушечное газоконденсатное месторождение выявлено в пределах Центрально-Ракушечного вала. На месторождении газоконденсатные залежи установлены в альбских и аптских отложениях нижнего мела, нефтяные – в аптских и неокомских отложениях. На месторождении проведены сейсморазведочные работы 2D и 3D, пробурены поисковая скв. 1-Р и скв. 9-Р.
Скв. 1-Р с забоем 2256 м установлена промышленная газоносность песчаноалевролитовых отложений на уровне альбского и аптского ярусов нижнего мела.
В скв. 9-Р наряду с указанными газовыми залежами выявлены нефтяные залежи в
аптских и неокомских отложениях. Из аптских отложений получен приток нефти
дебитом 63,6 м3/сут на 7,94 мм штуцере (газовый фактор 555 м3/м3). Из неокомских песчано-алевролитовых отложений получен приток нефти дебитом
571м3/сут на 15,88 мм штуцере (газовый фактор 50,1 м3/м3).
Поисковая скв. 7-Р пробуренная на восточном погружении Ракушечной
складки оказалась, по нашим данным, в пределах опущенного (по отношению к
Центрально-Ракушечному валу) Северо-Ракушечного вала (рис. 3.3), который разграничен с Центрально-Ракушечным валом субширотными сбросо-сдвигами и узким грабеном. Мелкие газовые залежи, установленные в скв. 7-Р, не имеют самостоятельного значения и оцениваются совместно с основной залежью Ракушечного месторождения. Северо-Ракушечный вал имеет продолжение на сушу, где та-
133
кие же фрагменты залежей в его пределах установлены на Промысловском и
Олейниковском месторождениях.
В пределах Ракушечного нефтегазоконденсатного месторождения сходятся
как минимум два миграционных потока УВГ, которые поступают на втором этапе
формирования залежей по нижнемеловым отложениям с двух направлений: УВГ с
востока со стороны месторождения им. Ю. Корчагина и нефть с газоконденсатом
- с юга со стороны месторождения им. В Филановского. На месторождении им. В.
Филановского центральный блок на протяжении всей послемеловой истории развития находился преимущественно в приподнятом состоянии и в современном
положении оказался гипсометрически на одном уровне с Центрально- Ракушечным валом. В вершинной части центрального блока грабен между Южно- Ракушечным и Центрально-Ракушечным валами нивелируется, образуя раскрывающуюся на север и юг практически безамплитудную структурную седловину,
сближая тем самым Ракушечные валы. Именно в этом месте осуществляется переток УВГ из Южно-Ракушечной ловушки в пределы Ракушечной складки. В
наивысшей точке структурной седловины, а также через дефекты в тектонических
экранах, нефть и газ из каждого продуктивного пласта месторождения им. В. Филановского перетекают в пределы Ракушечного месторождения, где, учитывая
значительные размеры одноименной структуры, формируются крупные по запасам газоконденсатные и нефтяные залежи. По-видимому, не случайно в результате структурной и генетической связи на Ракушечном месторождении сформировались залежи в одних и тех же стратиграфических подразделениях (пластах).
При этом ГНК на Ракушечном месторождении оказался на том же, как и на месторождении им. В. Филановского, в результате структурной и генетической связи на Ракушечном месторождении сформировались залежи в одних и тех же стратиграфических подразделениях (пластах). В неокомской залежи ВНК на Ракушечном месторождении выше и определяется структурными замками на критических направлениях. Генетическое единство залежей месторождений определяется
кроме того сходным составом и свойствами нефти и газа.
134
По данным ГИС и испытания (скв. 1-Р), этаж газоносности альбских отложений составляет 58 м, вся газоносная толща условно разделена на две пачки I и
II. Аптская газоконденсатная залежь по запасам и размерам втрое меньше альбской. Некоторые закономерности в изменении свойств УВ флюидов отмечены
также по простиранию в пределах отдельных стратиграфических подразделений.
Конденсаты нижнемеловых отложений Ракушечной площади гораздо легче
(плотность в пределах 714 кг/м3), чем конденсат из альбских отложений в скв. 3Хв (770 кг/м3).
Рис. 5.10. Продольный геологический разрез меловой нефтегазоконденсатной
залежи месторождения Ракушечное
Скв. 9-Р оказалась в центральном (приподнятом) блоке месторождения, чем
определяется ее большая продуктивность по сравнению с опущенным восточным
блоком (скв. 1-Р), где приток нефти на порядок меньше (рис. 5.10). На высокую
продуктивность неокомских и аптских пластов-коллекторов оказало влияние крутое залегание продуктивных пластов в частоколе кулис сбросо-сдвигов по шарниру складки (раздел 6.1.1). Высота нефтяной оторочки Ракушечного месторождения составляет 110 м.
135
Дальнейшая миграция на запад от Ракушечного месторождения к Промысловскому месторождению, фильтрация и сепарация УВГ при движении по нижнеальбским, а затем по верхнеальбским пластам-коллекторам привела к тому, что от
конденсата остаются одни следы в верхнеальбских газонасыщенных пропластках
Промысловского месторождения. Миграция УВГ к северу от Ракушкинского месторождения исключается, ввиду того, что Северо-Ракушкинский вал опущен на
50 м по отношению к Центрально-Ракушечному валу (рис. 3.3) и далее нижнемеловые пласты погружаются Джанайско-Южно-Бузачиннскую (Полдневскую) депрессию (рис. 3.2, 3.3).
5.2. Кандымская группа месторождений
5.2.1. Формирование газоконденсатных залежей
В разделе представлен новый подход к изучению строения и формирования
многопластовых газоконденсатных залежей Кандымской группы, основанный на
использовании разрывной тектоники. Анализ и учет основных показателей конседиментационных сбросов и сдвигов приближают нас к созданию реальных моделей блокового строения месторождений, объяснению закономерностей размещения и формирования залежей УВ в смежных блоках, а также позволяет предложить методические приемы их доразведки и разработки [10, 48].
На площади Парсанкуль выделены три крупных в масштабах месторождения
блока: северо-западный, северный и юго-восточный (рис. 5.11). На юго- восточном окончании Парсанкульской складки (составная часть Чарджоуской мегантиклинали) по контролирующей ее изогипсе минус 1870 м блоки имеет длину 9,011,0 км, ширину 3,5-9,5 км.
Относительная изолированность блоков подтверждается различным количеством залежей в каждом блоке, застойным режимом вод в каждом блоке и результатами опробования продуктивного разреза отложений (разные уровни ГВК и
условных уровней подсчета для одноименных продуктивных пластов). Делимость
на блоки исследуемой территории по мере роста степени изученности недр идет в
направлении от крупноблокового к мелкоблоковому строению, что наблюдается в
данном районе при сравнении региональных и детальных структурных построе-
136
ний (рис. 5.11). Разломно-блоковое строение месторождения Парсанкуль явилось
результатом ортогонального расположения разрывных нарушений - главного тектонического фактора, контролирующего морфологию структурных элементов
(блоков) и особенности размещения в них скоплений УВ. Границами блоков служат сбросы и сбросо-сдвиги, которые размещаются под углом по отношению к
меридиану и широте (рис 5.11), что предопределило ромбовидную форму блоков
и структур Кандымской группы по всем закартированным горизонтам.
Рис. 5.11. Соотношение контуров ГВК всех газовых залежей месторождения Парсанкуль
Месторождение Парсанкуль многопластовое. Продуктивными являются V1, XV-2 и XV-3 горизонты, в которых промышленная газоносность пластов XV1а, XV-1б, XV-2а, XV-2б, XV-3а и XV-3в установлена опробованием большого
числа объектов (рис. 5.11, 5.12). Газоконденсатные залежи в структуре разломноблокового строения месторождения имеют горизонтальные уровни контактов газвода, которые ступенеобразно погружаются по одноименным пластам в соответствии с погружением блоков.
137
Структурные планы залежей по вертикали в целом совпадают, но сверху
вниз сокращаются их размеры (рис. 5.10). Залежи месторождения формируются в
ловушках литологически и тектонически экранированного типа. Границами залежей являются контуры ГВК, плоскости сместителей разрывных нарушений и линии литологического замещения пород.
По длинной оси Парсанкульской складки газонасыщение в подсолевых карбонатных юрских отложениях не прерывается по всей длине месторождений Парсанкуль и Западный Ходжи (общая длина установленной газонасыщенной части
залежи по кровле пластов XV-1 горизонта от сброса А на юго-восток – 29 км).
Рис. 5.12. Горизонтальные ГВК в разрезе залежей (горизонты XV-1 и XV-2) юго-восточного блока
месторождения Парсанкуль
Месторождения разделены разрывными нарушениями (рис. 5.11, 5.12). На
рис.3.15 видно, что по другую сторону от сброса А наряду с ангидритами (региональная покрышка) исчезают и залежи в юрских отложениях и дизъюнктив становится, таким образом, последним барьером для установленных и еще не выявленных залежей газа Кандымской группы месторождений. По зоне дробления в плоскости сместителя дизъюнктива и по сопровождающей его зоне мезотрещиновато-
138
сти осуществляется межформационный переток УВ, в результате чего меняется
этаж газоносности: с верхнеюрского на нижнемеловой (рис. 5.14).
Формирование залежей Кандымской группы осуществлялось в рамках автономной юрской генерационно-аккумуляционной системы, которая изучается путем моделирования условий формирования и закономерностей пространственного
размещения залежей в зонах генерации, на путях миграции (транзитная зона) и в
зонах накопления УВ. УВГ уже в зоне генерации по зонам дробления разрывных
нарушений прорываются под региональную юрскую соленосную покрышку и
дальнейшая струйная миграция происходит по пластам XV-1 и XV-2 горизонтов,
обеспечивая в них максимальную концентрацию запасов газа всей Кандымской
группы месторождений.
Рис. 5.13. Соотношение залежей в разрезе месторождения (куб насыщения)
В рассматриваемой системе источник генерации УВ находится в пределах глубокопогруженных зон нижнесреднеюрских отложений Амударьинской впадины.
Месторождения Кандымской группы находятся в зоне аккумуляции УВ на
путях их струйной миграции. На единый источник образования и на приуроченность к одной трассе движения УВ по ступенчатой (латерально-вертикальной)
схеме может указывать относительно близкий по составу и свойствам УВГ в цепи
месторождений от Алата до Парсанкуля с перепадом отметок кровли одноименных продуктивных пластов 180 м. Газ месторождений относится к типу сероводо-
139
родно-углекисло-углеводородных с высоким содержанием метана (89-91 %).
Вместе с тем, результаты промысловых исследований указывают при общем
сходстве на закономерные изменения в составе и свойствах газа по простиранию
(восстанию пластов) и разрезу отложений. Так, содержание С5+высшие в со- ставе
газа закономерно увеличивается с юго-востока на северо-запад от 0,3 % (КувачиАлат) до 0,78…1,59 % (Парсанкуль-Западный Ходжи), а потенциальное содержание конденсата с 15 г/м3 до 23…74 г/м3. В том же направлении уменьшается содержание Н2S с 4,5 % до 1,16…0,53 % и СО2 с 3,35 % до 1,0 %.
Те же закономерности наблюдаются и в пределах одного месторождения.
Так, содержание конденсата в гипсометрически самом высоком северо-западном
блоке Парсанкуль (пласты XV-1 и XV-2 горизонтов) имеет значение 23,82 г/м3, с
погружением следующего северного блока содержание конденсата уменьшается
до 17,71 г/м3, в следующем юго-восточном блоке – до 11,9 г/м3. С глубиной, напротив, установлено увеличение от XV-1 и XV-2 горизонтов до XV-3 горизонта
конденсатосодержания (до 74,1 г/м3), удельного веса газа от 0,601…0,631 г/см3 до
0,652 г/см3, содержания гомологов метана от 1,94-5,22 % до 7,15 %. Это указывает на то, что в пласты XV-3 горизонта затруднен приток газа в отличие от магистрального потока газа по пластам XV-1 и XV-2 горизонтов, где обменные процессы приводят к облегчению газоконденсатной системы.
С учетом сведений о тектоническом типе бассейна, возрасте осадочных пород, геологической истории погружения осадков, а также общих закономерностях
катагенеза ОВ, исходя из фазового состояния продукции в установленных залежах, по составу и свойствам пластового газа в зоне аккумуляции можно судить о
процессах газоконденсато- и метанообразования в юрском материнском комплексе пород в зоне генерации. Степень катагенеза преимущественно арконового (гумусового) РОВ в материнских отложениях достигла градации МК3 и более высоких градаций и основной объем материнских пород вошел при погружении в ГЗГ
(глубины 3,8...5,0 км, градации катагенеза МК3…МК4) [4].
Одновременно с интенсивной генерацией сначала газоконденсата и на последнем
этапе сухих метановых газов происходит аккумуляция генерирующихся УВ в ло-
140
вушках зоны накопления, приуроченных к положительным структурным элементам, расположенными внутри и за пределами зон генерации. Газоконденсатные
залежи с высоким потенциальным содержанием конденсата, сформировавшиеся
на первом этапе, пополняются, а затем и полностью замещаются продуктами последующих этапов генерации – газами со все более низким содержанием конденсата, вплоть до его исчезновения. В наиболее глубинных и высоко-температурных
зонах генерации залежи метана замещаются, наконец, углекисло-сероводородметановыми. В данную зону уже втягивается нижняя часть материнских отложений, что находит отражение в повышенном содержании кислых компонентов
(Н2S, CO2 до 7,85 %) в составе газа на ближайших к зоне генерации месторождениях Кувачи и Алат.
УВГ уже в зоне генерации различными путями прорываются под региональную соленосную покрышку и в дальнейшем на всем миграционном пути двигаются по проницаемым пластам верхнеюрских подсолевых отложений [48, 50].
Рис. 5.14 - Схема формирования залежей месторождения Парсанкуль. 1 - нижнемеловые отложе-
ния; 2 - верхне-юрские отложения; 3 - ангидриты; 4 - индекс горизонта и пласта; 5 - бросы; 6 ГВК и газоконденсатная залежь;7 - направление миграции углеводородных газов
141
6.
Минимизация рисков освоения сложно построенных резервуаров на разных стадиях изученности месторождений
6.1.
На этапе поисков месторождений УВ
6.1.1. Минимизация рисков неточного прогноза преимущественной нефтеили газоносности территорий и отложений за счет обоснования направленных поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в акватории
Среднего и Северного Каспия
Риск неточного прогноза приоритетного вида углеводородного сырья имеет
важное значение при стратегическом планировании недропользователя будущей
хозяйственной деятельности в регионе. Минимизация риска неточного прогноза
приоритетного вида углеводородного сырья возможна за счет научно обоснованных направленных поисков и разведки нефтяных или газовых месторождений,
или тех и других одновременно.
Прогноз нефте- или газоносности недр осуществляется на основе анализа
критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности и заканчивается составлением карт перспектив нефтегазоносности. Основу прогноза составляет совокупность процедур, включающих выбор критериев
и объектов прогноза, способов оперирования с критериями (экспертные, графические, математические и др.), которые приводят к решению поставленной задачи.
Практически все перечисленные вопросы, предшествующие прогнозу нефтегазоносности недр, в различной степени связаны с анализом литогенетической характеристики осадочных отложений. Площадная зональность земель различной перспективности на нефть и газ основывается на катагенетической зональности, что,
в конечном счете обеспечивает достоверность выделения и детальную характеристику территорий: от высокоперспективных до бесперспективных на все виды
УВ. Прогноз завершается разработкой стратегии лицензионной и предлицензионной деятельности нефтяных и газовых компаний региона по освоению перспективных отложений и по предупреждению бурения непродуктивных скважин.
ственной нефте- или газоносности.
В упрощенном виде в работе приняты четыре основные позиции в оценке
142
перспектив нефтегазоносности: 1) если степень катагенеза ОВ в предположительно нефтегазоматеринских отложениях в наиболее погруженной части бассейна не
превышает градацию ПК3 и при этом ГФН не реализована или реализована в незначительной степени и в небольшом объеме осадков, то весь бассейн может быть
оценен как бесперспективный или с весьма низкими перспективами нефтегазоносности; 2) если степень катагенеза ОВ (с кларковой или повышенной концентрацией сапропелевого РОВ) при значительной толщине нефтематеринских пород
в разрезе достигла градаций МК1…МК2 и при этом в данном диапазоне оказался
значительный объем нефтематеринских отложений, а расчеты свидетельствуют о
полной реализации нефтематеринского потенциала ОВ и соответственно ГФН в
глубинной зоне, то правомочен вывод о высоких перспективах нефтегазоносности
(преимущественно нефтеносности) оцениваемого осадочного бассейна, что в
свою очередь является основанием для прогноза промышленной нефтегазоносности бассейна; 3) если степень катагенеза ОВ в нефтегазоматеринских отложениях
достигла градации МК3 и более высоких градаций и в эту зону вошел при погружении основной объем материнских пород, то в бассейне реализуется ГФГ, что
является основанием для прогноза промышленной газоносности бассейна; 4) если
степень катагенеза ОВ в осадочных породах достигла градаций АК3…АК4 и метагенеза, то УВ потенциал материнских в прошлом отложений полностью реализован и бассейн оценивается как бесперспективный.
Периферические малопогруженные зоны (платформенные склоны) бассейнов, в которых степень катагенеза РОВ нефтегазоматеринских пород не превышает ПК3 – самого начала МК11 и не проявились процессы активного нефтегазообразования, с большой вероятностью могут быть оценены как неперспективные или
малоперспективные. В этих зонах не было масштабного нефтегазообразования,
что препятствует формированию залежей нефти и газа. Однако в них могут быть
отдельные вторичные залежи нефти или газа на различном (до сотен километров)
расстоянии от более погруженных зон, в которых проявилась ГФН. Возможность
их формирования определяется наличием условий, благоприятных для восходящей ступенчатой вертикально-латеральной миграции флюидов из соседних более
143
погруженных зон генерации УВ (выдержанность коллекторов, отсутствие тектонических барьеров для миграции УВ и т.п.). В целом положение зон нефтенакопления определяется тектоническими условиями, благоприятным сочетанием времени активного нефтеобразования и формирования ловушек различного типа, положением в разрезе региональных покрышек, литофациальными особенностями
нефтегазоносных комплексов, выдержанностью коллекторов, благоприятными
гидрогеологическими и другими условиями.
При преобладании в материнских отложениях сапропелево-гумусового РОВ
в зонах проявления ГФН на градациях МК1…МК2 следует ожидать промышленной нефтегазоносности с различным соотношением нефти и газа, преобладания
нефтеносности в случае распространения существенно сапропелевого РОВ и газоносности – при преобладании гумусового РОВ.
Дифференциация выделенных зон нефтеобразования и нефтенакопления по
степени перспективности производилась по фактическому размещению залежей
УВ и соотношению нефти и газа в них с учетом зон генерации и путей эмиграции
нефтяных и газовых УВ. При прочих равных геологических условиях перспективы нефтегазоносности возрастают пропорционально продуктивности нефтегазоматеринских отложений.
Наиболее погруженные зоны бассейнов, в материнских отложениях которых после ГФН проявилась ГФГ, оцениваются как преимущественно газоконденсато- и газоносные при любом генетическом типе РОВ в породах. Чем больше
толщина и объем потенциально газоматеринских пород, выше концентрация РОВ
в них и степень его катагенеза (но не более АК2), тем выше перспективы газоносности этих зон, но, разумеется, при наличии других геологических условий, благоприятных для формирования и сохранности газоконденсатных и газовых скоплений. Дифференциация выделенных очагов газообразования по степени их перспективности производится с учетом плотности генерации УВГ, которая в пределах единого очага газообразования может значительно изменяться.
Как будет видно из последующего изложения, подходы к прогнозу перспектив нефтегазоносности отличаются в силу специфичности строения и литогенети-
144
ческой истории развития сложно построенных структурных зон.
Расчетное генетическое моделирование УВ систем позволяет, таким образом, прогнозировать фазовый состав УВ по площади и разрезу отложений, увеличивает достоверность раздельного прогноза нефте- и газоносности как регионального, так и зонального и локального уровней. Прогноз типа и состава УВ позволяет вести направленные поиски залежей определенного фазового состояния. Условия формирования залежей УВ положены в основу построения схем перспектив
нефтегазоносности недр рассмотренных территорий (рис. 6.1). При этом на схеме
отражаются пространственное положение зон генерации, путей миграции УВ, а
также местоположение локальных структур и характеристика их перспективности. Так, локальные поднятия по степени перспективности подразделены на четыре категории: а) высокоперспективные (локальные поднятия в зоне генерации, а
также приуроченные к путям миграции УВ, установленным или предполагаемым
на достигнутой стадии изученности недр района); б) перспективные (отличаются
от первых тем, что приурочены к предполагаемым путям миграции УВ, характеризующимся меньшей степенью достоверности); в) невыясненных перспектив
(поднятия различного порядка в районах с низкой степенью изученности геологического строения и условий формирования залежей УВ); г) бесперспективные
(локальные поднятия в районах, характеризующихся относительно хорошей изученностью, но расположенных вне зон генерации и путей миграции УВ). Зональный прогноз состава пластовых флюидов в зонах отсутствия фактических данных
осуществлялся на базе как генетических показателей сопредельных участков, так
и эмпирически устанавливаемых закономерностей зависимости состава УВ от
геолого-геохимических факторов.
Технология бассейнового моделирования позволяет, таким образом, формализовать и объединить в единый блок все имеющиеся данные, дает возможность
быстрой переоценки изучаемой территории при изменении любого параметра, с
учетом вероятностного характера его величины. Полученные результаты могут
входить составной частью в другие программы, например, в интегрированную
комъютерную технологию в виде систем поддержки принятия решений).
145
Рис. 6.1. Схема перспектив нефтегазоносности юрско-меловых отложений Среднего и Северного
Каспия и обрамления. Перспективные территории [8, 9, 16, 22, 45, 46, 50, 51, 65]: 1 –на нефть: а – с
установленной нефтеносностью, б – с прогнозной нефтеносностью, 2 – на газ: а – а – с установленной
газоносностью, б – с прогнозной газоносностью, 3 – преимущественно на газ: а - с установленной нефтегазоносностью, б – с прогнозной нефтегазоносностью, 4 – преимущественно на нефть: а – с установленной нефтеносностью, б – с прогнозной нефтеносностью, 5 – границы территорий с различной
перспективностью; месторождения: 6 – нефтяные, 7 – газовые, 8 – газонефтяные, 9 – нефтегазовые,
10 – газоконденсатные, 11 – нефтегазоконденсатные; 12 – структуры, выявленные сейсморазведочными работами; 13 – предполагаемые литологические ловушки в нижне- и среднеюрских отложениях, 14 –
предполагаемые ловушкисреднеюрского комплекса, 15 – предполагаемые ловушки в нижнемеловом комплексе, 16 - предполагаемые ловушки в нижне- и верхнемеловых отложениях, 17 - предполагаемые ловушки в верхнемеловых отложениях, 18 – антиклинальные структуры по данным СК «ПетроАльянса»,
19 - тектонические элементы первого порядка, 20 – тектонические элементы второго порядка, 21 межгосударственная граница, 22 – бесперспективная территория
146
При региональных исследованиях используется геолого-генетическое моделирование, где наряду с традиционными показателями учитывается время, которое выступает в качестве множителя последовательности событий. Особенно важен учет фактора времени в прогнозных задачах. От успешной ретроспективной
оценки истории изучаемого объекта зависит успех решения задач прогнозирования. Исходя из такого анализа, разработана концепция многоэтапного формировании месторождений Среднего и Северного Каспия [32 45, 46, 50, 51, 82].
Поскольку залежи нефти и газа в юрско-меловом комплексе рассматриваемого региона сформировались за счет УВ, генерированных нижне-среднеюрскими
отложениями, этот комплекс разновозрастных пород входит в единую генерационно-аккумуляционную систему. Поэтому перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений рассматриваются совместно на основе их генетического единства. В этом состоит основное содержание карты перспектив нефтегазоносности юрско-меловых отложений (рис. 6.1), на которой показаны территории (дно моря), на которую наносятся выявленные месторождения, подготовленные структуры, предполагаемые ловушки различного типа, батиметрия моря, места сосредоточения сейсморазведочных работ, перспективные на газ (газоконденсат), преимущественно на газ или нефть и перспективные на нефть участки.
На схеме отображается верхняя внешняя граница современной зоны газогенерации, которая соответствует изореспленде с величиной Rо = 0,85 % и ограничивается поверхностью сечения материнских пород воображаемой плоскостью на
указанных глубинах, а также поверхностями, соответствующими кровле и подошве части этих материнских пород на глубинах ниже 3,8 км (рис. 6.1).
Территория, перспективная на газ (газоконденсат), включает обширные области глубокопогруженных подсолевых юрских отложений Терско-Каспийского
прогиба и прилегающих территорий, юрско-меловых отложений Хазри- Титонского, Сарматско-Хвалынского, Ракушечного и Северо-Ракушечного валов. Вся
остальная территория акватории и прилегающей суши приходится на земли, перспективные на нефть и преимущественно на нефть: юрско-меловые отложения
147
Северного Каспия, Южно-Ракушечный вал, сводовые поднятия Центральное и
Ялама-Самур.
Генетический принцип выделения направлений ГРР. Бассейновое моделирование в совокупности с анализом других критериев нефтегазоносности недр использован ранее и в настоящей работе для определения наиболее перспективных
направлений и объектов ГРР в пределах Среднего и Северного Каспия [8, 9, 16,
22, 65]. Получившее в России широкое распространение понятие «направление
ГРР» и обозначающее по сути объект геологического прогноза близко к понятию
«плей» (play, exploration play), широко используемого за рубежом, то есть трехмерному геологическому пространству, включающему совокупность однотипных
(открытых или предполагаемых) месторождений, поиски и разведка которых ведется по одной методике и сходным комплексом технических средств в пределах
одного нефтегазоносного этажа и одной тектонической зоны.
Помимо естественных геологических границ (простых или сложных), объекты прогноза могут иметь ограничения, связанные, например, с использованием
различных технических средств. Эти ограничения могут определяться, к примеру,
глубиной размещения залежей, глубиной дна моря и другими параметрами.
Для того чтобы ГРР были наиболее эффективными, они должны базироваться на научно обоснованных представлениях об условиях формирования скоплений УВ как единого комплекса взаимосвязанных процессов от начала формирования генерационного потенциала пород до образования месторождений и современных условий их существования или деградации. На основе представлений об
условиях формирования залежей УВ производится районирование территории, а
также выбираются критерии поисков залежей нефти и газа и методика поисковоразведочных работ. В связи с этим поисково-разведочные работы должны вестись
таким образом, чтобы в ходе их можно было получать наибольшую геологическую информацию, которая способствовала бы проверке и уточнению уже имеющихся представлений об условиях формирования залежей УВ. Исходя из этого, за
основу выделения направлений ГРР принят генетический принцип [8, 9, 65].
148
На основе критического анализа многочисленных факторов нефтегазоносности недр можно выбрать наиболее приемлемые из них с тем, чтобы синтезировать обобщенную, логически завершенную принципиальную схему формирования залежей УВ и использовать ее в качестве исходной теоретической базы при
расшифровке условий образования месторождений и залежей нефти, и газа в конкретных геологических районах. При этом очевидна необходимость осторожного
выбора факторов нефтегазоносности, влияющих в свою очередь на выбор направлений поисково-разведочных работ. Так, нельзя согласиться с положением, что
отсутствие материнских толщ в разрезе осадочного чехла того или иного района
однозначно свидетельствует о его бесперспективности, так как при дальней миграции УВ залежи нефти и газа в таком районе могли сформироваться за счет источников генерации, находящихся за его пределами. В связи с этим одним из основных признаков выбора направления работ принят источник генерации УВ.
В этом случае к тому или иному направлению должен быть отнесен объем
поисково-разведочных работ, который имеет целью поиски залежей нефти и газа,
образовавшихся согласно принятой для данного района схеме формирования за
счет одного и того же установленного источника генерации УВ.
При таком подходе к выбору направлений работ становится очевидной
стратегия поисков месторождений нефти и газа, основывающаяся на разработке и
уточнении единой логически завершенной схемы формирования залежей УВ в
рамках того или иного направления. Поиски же залежей УВ, приуроченных к отдельным путям миграции или объектам внутри направления, определенного на
основе принятой общей схемы формирования залежей, соответствуют решению
тактических задач. При этом становятся более очевидными место и роль, а также
взаимосвязь науки и практики в деле эффективного ведения ГРР. Обоснование
выбора направлений и объектов ГРР заключается в следующей последовательности исследований:
- детальный анализ всех установленных месторождений УВ в пределах и за
пределами источника генерации УВ (стратиграфический диапазон нефтегазоносности отложений, запасы нефти и газа, соотношение их запасов в залежах, зо-
149
нальность раздельного и совместного накопления нефти и газа в основных комплексах отложений). За пределами выявленных месторождений анализируются
или оцениваются прогнозные ресурсы нефти и газа;
- установление и детальная характеристика материнских комплексов отложений (генетический тип и количество ОВ, пласт-эквивалент ОВ) и условия реализации в них нефтегазоматеринского потенциала (катагенез ОВ, зональность
нефте- и газообразования по площади и разрезу, коэффициент эмиграции, пути и
условия миграции УВ);
- установление закономерностей изменения физико-химических свойств и
состава жидких и газообразных УВ по площади и разрезу;
- прослеживание отдельных путей миграции УВ от зон (источников) генерации УВ к зонам их аккумуляции и расшифровка особенностей формирования
залежей нефти и газа в пределах конкретных месторождений и площадей на путях
латеральной и вертикальной миграции;
- выделение обособленных генерационно-аккумуляционных систем (комплексов отложений) в перспективном разрезе пород;
- составление карт перспектив нефтегазоносности территорий по основным материнским комплексам отложений; составление карт направлений и объектов ГРР.
При обосновании направлений поисков нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений первоочередной интерес представляют такие материнские
породы или зоны (источники) генерации УВ, в которых процессы нефтегазообразования протекали или протекают наиболее интенсивно, т.е. проявлялись или
проявляются ГФН и ГФГ. Такие зоны условно классифицируются как зоны (источники) нефте- и газогенерации.
В историческом аспекте положение областей газонефтематеринских пород
а, следовательно, и зон генерации постоянно менялось. Однако наибольший отпечаток на условия формирования и закономерности пространственного размещения залежей УВ наложили последние эпохи геологического времени, вплоть до
150
современных. Именно эти соображения были положены в основу определения
направлений поисково-разведочных работ на газ и нефть в пределах рассмотренных территорий [8, 9, 16, 22, 65].
Рис. 6.2. Схема юрско-мелового направления ГРР [8, 9, 16, 22, 45, 46, 50, 51, 65]. Объекты поисков: 1 –
нефтяных и газонефтяных месторождений, 2, 4 – нефтегазоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений; 3, 5 – газовых и газоконденсатных месторождений. Остальные условные обозначения на рис. 6.1
Рассмотренные выше известные и еще не выявленные месторождения в
пределах Среднего Каспия формировались за счет УВ, генерированных юрскими
материнскими отложениями. При выделении основного направления ГРР первостепенное значение придавалось расшифровке условий формирования залежей
УВ или генетическому принципу нефтегазогеологического районирования. Именно этот принцип положен в основу направленных поисков залежей нефти и газа и
определения основного направления ГРР в пределах Среднего Каспия – поисков
залежей газа и нефти, сформировавшихся за счет УВ, генерированных юрскими
отложениями Терско-Каспийского прогиба (юрско-меловое направление ГРР).
151
Таким образом схема, отражающая перспективность территории на определенный тип УВ сырья, позволяет вести направленные поиски нефтяных (объект
1), нефтегазовых (объекты 2 и 4) газовых и газоконденсатных (объект 3) месторождений (рис. 6.2) [8, 9, 16, 22, 45, 46, 50, 51, 65]. Наряду с ними, на схемах отражена бесперспективная зона (кряж Карпинского) (рис. 6.1, 6.2).
6.2.
На начальном этапе разведки месторождений УВ
6.2.1. Снижение рисков неэффективного ведения ГРР на начальном этапе разведки месторождений за счет уточнения структурной модели залежи
и оптимального размещения проектных разведочных и эксплуатационных
скважин в зонах наиболее вероятного распространения лучших коллекторов
6.2.1.1. Анализ неопределенностей структурных элементов строения
залежи
Рассмотрено влияние различных геологических неопределенностей в строении залежей месторождений Среднего Каспия и Западной Сибири. Существующие программные комплексы цифрового геолого-гидродинамического моделирования (использованы ROXAR, Petrel) позволяют учесть большой объем фактического материала для построения трехмерных моделей, учитывая геологические
неопределенности и их влияние на оценку геологических рисков. С этой целью по
месторождениям Ракушечно-Широтного вала проведена систематизация неопределенностей геологического строения, затем при помощи комбинирования неопределенных элементов строения залежи построены вариации трёхмерных геологических моделей и на их основе многовариантный вероятностный расчет подтверждения оценок начальных геологических запасов и рисков (относительных
ошибок) неподтверждения оценок. При этом наиболее вероятный вариант геологического строения залежи сохранял ряд неопределенностей в отношении отдельных элементов, главные из которых структурные и литолого-петрофизические.
Доля указанных и других факторов неопределенностей очень велика, учитывая низкую степень изученности залежей. Так, высокая степень неопределенности может быть при малом количестве скважин (раздел 3.1.1). При высокой
степени неопределенности только начинается понимание роли разрывной текто-
152
ники в строении и формировании залежей. В связи с этим сохраняется неоднозначность структурного каркаса. Низкая степень неопределенности достигается
при наличии более 60 скважин (рис. 3.1), когда становится очевидным мелкоблоковое строение залежей, гидродинамическая разобщенность блоков и залежей
(раздел 4.1.1), непрогнозируемое поведение газа на этапе разработки (раздел 6.3).
Снижение рисков неэффективного ведения ГРР на начальном этапе разведки месторождений возможно за счет уточнения структурной модели залежи. Так,
блоковое строение месторождения им. Ю. Корчагина установлено путем анализа
соотношения нефти и газа в продукции эксплуатационных скважин (ГНО). Низкие значения ГНО оказались в опущенных блоках, а высокие – в центральном
блоке. Определена площадь распространения участков с низкими значениями
ГНО (западный и восточный блоки с углами падения пласта 1о – 2,5о и средним
значением ГНО 243 ус. ед.), куда целесообразно направить горизонтальные секции проектных добывающих скважин с целью минимизации повышенного и ураганного прорыва газа в нефтяную оторочку.
Рис. 6.3. Визуальное представление структурной неопределенности (± 15 м)
Наличие структурных неопределенностей Восточно-Ламбейшорского месторождения обуславливается тем, что кровля структуры вскрыта только тремя
скважинами. На остальной площади кровля резервуара моделируется на основе
сейсмической карты, имеющей объективную погрешность для данной глубины на
уровне 15 м. С учетом этого, в вероятностный анализ включаются модели, в которых межскважинная поверхность варьируется с отклонением от базисной на ±15
м (рис. 6.3).
153
6.2.1.2. Обоснование зон наиболее вероятного распространения лучших
коллекторов
Представленный в разделе 5 опыт прогнозирования распространения типов
коллекторов и оценка рисков не подтверждения структуры запасов месторождения позволяет вести адресную разведку и эксплуатационное разбуривание сложных по строению залежей УВ с наименьшими экономическими и временными потерями.
Интерполяционная неопределенность обусловлена тем, что внутреннее
строение продуктивной толщи может моделироваться различно: чисто корреляционной интерполяцией параметров, стохастически, стохастически с трендом
(ГСР) в межскважинной зоне. Петрофизическая неопределенность обусловлена
тем, что при моделировании могут использоваться параметры по ГИС или средние параметры литотипов, выделенных по керну. На данной стадии изученности
месторождения были определены следующие наиболее значимые неопределённости залежи: интерполяционные, петрофизические.
Литотипизация коллекторов позволила выполнить вероятностную оценку
запасов нефти залежи Восточно-Ламбейшорского месторождения с учетом
имеющихся неопределенностей в исходной информации и методике моделирования. Исходя из этого, оценка геологических запасов нефти выполнена отдельно по
типам коллекторов в построенной трехмерной геологической модели ВосточноЛамбейшорского месторождения (раздел 5.1). Для этого по каждому типу отдельно были рассчитаны эффективные нефтенасыщенные объемы, средние значения
коэффициентов пористости и нефтенасыщенности (исключение - типы 1 и 4) с
последующим распределением геологических запасов нефти отдельно по каждому типу (табл. 6.1, рис. 5.5, 5.6). Основную массу пород занимает 1 тип (известняк
трещинный), но основные запасы нефти содержаться в типе 3 (известняк поровокавернозный).
Многовариантное моделирование на вероятностной основе заключается в
рассмотрении множественных комбинаций, учитывающих отмеченные неопределенности. В результате была сформирована матрица оценок начальных геологи-
154
ческих запасов нефти - в данном случае 15 вариантов. Необходимо отметить, что
каждый из рассматриваемых вариантов является возможным и, строго говоря,
равновероятностным.
На основе данного анализа определены уровни запасов с вероятностью подтверждения Р-90; Р-50; Р-10. Из графика видно, что вариант оценки запасов, рассмотренный в первой части как базовый, соответствует уровню подтверждения
Р-50. Из общепринятой практики именно такой вариант используют для основных
технологических расчетов. Остальные варианты показывают диапазон возможных
вариантов.
Таблица 6.1. Распределение геологических запасов нефти отдельно по типам
Тип
Эф. неф. нас.
объем, м3
Поровый
объем, м3
Нефтенас.
объем, м3
Запасы
нефти,
тыс.т
Кп,
д.ед.
Кн,
д.ед.
1
Известняк трещинный
1 687 125 907
5 061 378
4 519 870
2 600 735
0.003
0.90
2
Известняк
трещинно-поровый
398 426 959
21 350 801
18 683 428
10 750 453
0.054
0.88
3
Известняк
порово-кавернозный
672 746 735
68 035 845
63 025 784
36 265 066
0.101
0.93
399 358
356 761
205 280
0.003
0.90
9 122 354
8 262 283
4 754 122
0.074
0.91
8 664 722
4 985 685
0.110
0.93
4 Доломит трещинный 133 119 211
5
Доломит
трещинно-поровый
122 973 463
Доломит
84 447 879
9 303 692
порово-кавернозный
3 098 840 153 113 273 428
ИТОГО:
6
103 512 848 59 561 342
На основе данного анализа определены уровни запасов с вероятностью подтверждения Р-90; Р-50; Р-10. Из графика видно, что вариант оценки запасов, рассмотренный в первой части как базовый, соответствует уровню подтверждения
Р-50. Из общепринятой практики именно такой вариант используют для основных
технологических расчетов. Остальные варианты показывают диапазон возможных
отклонений.
155
Рис. 6.4. Диаграмма распределения геологических запасов нефти по типам
Наряду с построением вероятностного распределения оценок запасов важным является также определение рисков, выражаемых относительными ошибками
каждого варианта. Расчет относительной ошибки конкретной оценки запасов определяется статистически через среднеквадратическую ошибку по отношению к
остальным вариантам, деленную на величину данной оценки. На рис. 6.5 представлено распределение относительных ошибок рассмотренных вариантов.
Варианты с высокой вероятностью оценок запасов Р-65…Р-90 характеризуются подтверждаемостью в большинстве рассчитанных вариантов, т.к. остальные варианты с относительными ошибками от 25 % до 35 %, как видим, отличаются от них в большую сторону. Использование этих вариантов в технологических расчетах обуславливает высокий риск неоптимальной системы разработки.
Варианты с еще более низкой вероятностью оценок запасов (Р-25…Р-10)
характеризуются и большим риском не подтверждения, а также значительными
относительными ошибками (до 25 %), т.к. большинство других вероятных вариантов имеют отклонение в меньшую сторону.
156
Таблица 6.2. Распределение вероятностных оценок запасов по видам неопределенностей
Интерполяционные и перофизические
Стохастика
Базовая модель
Минимальная (-15м) Максимальная(+15м)
59 561 342 (Р50)
50 767 364
69 439 591
64 526 290
55 199 101
75 546 028
Интерполяция
56 769 219
50 559 564 (Р90)
66 000 824
Литология с фикс. кав.
55 722 481
46 689 612
66 070 549
Литология с осреднен. кав.
60 652 616
50 852 066
71 953 322 (Р10)
ГИС Стохастика с трендом
Относительная ошибка
40.0
35.0
30.0
Относительная ошибка, %
Керн
Структурные неопределенности
25.0
20.0
P-90
15.0
10.0
P-10
P-50
5.0
0.0
40
45
50
55
60
65
геологические запасы, млн. т
Рис. 6.5. Распределение относительных ошибок
70
75
80
157
1.00
Р-90
0.90
0.80
0.70
0.60
P
Р-50
0.50
0.40
0.30
0.20
Р-10
0.10
0.00
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
65.0
70.0
75.0
80.0
геологические запасы, млн.т
Рис. 6.6 . Распределение вероятности геологических запасов
Оптимальными по соотношению вероятности
подтверждения запасов и минимальными ошибками
(до 15 %) являются варианты Р-57…Р-43, соответтвующие диапазону геологических запасов 57…64
млн. тонн (рис. 6.6). В процессе подготовки диссертации на месторождении была пробурена субгоризонтальная скв. 23 (рис. 6.7). Скважина вскрыла
продуктивный горизонт примерно на 25 м выше
прогнозной глубины, но эффективная нефтенасыРис. 6.7 Схема расположения скв.23
щенная толщина в ней оказалась меньше ожидае-
мой, что привело к уменьшению запасов. В целом после актуализации геологической модели запасы по месторождению составили 58 109 005 тонн, что укладывается в ошибку до 15 % и в диапазон вариантов от Р-57 до Р-43. Таким образом,
новая скважина подтверждает надежность изначально заложенных принципов в
оценку запасов Восточно-Ламбейшорского месторождения [43].
158
6.3. На поздней стадии разведки (доразведки) месторождений УВ
6.3.1. Снижение рисков неэффективного размещения скважин
При разработке нефтяной оторочки месторождения им. Ю. Корчагина на
фоне снижения дебитов и добычи нефти фиксируется рост дебита и добычи газа,
газового фактора, а также отношения нефтегазовой смеси в продукции скважин в
пользу газа (ГНО). При этом в одной группе скважин отмечаются высокие значения отношения ГНО, в другой – относительно низкие величины [47]. Ниже проанализированы основные показатели прорыва газа в нефтяную оторочку.
В зависимости от угла наклона продуктивного пласта территория месторождения разделилась на три блока: западный, центральный и восточный (рис. 6.8).
Если рассматривать закономерный характер изменения полученных значений
ГНО в зависимости от угла наклона продуктивного пласта и от отборов начальных извлекаемых запасов (рис. 6.8), то скважины в центральном блоке контрастно
отличаются большими значениями ГНО от группы скважин в западном и восточном блоках. Указанные блоки на рис. 6.8 показаны с учетом обоснования поперечных сбросо-сдвигов [47], которые изолируют их и препятствуют межблоковому перемещению флюидов. Один такой переход от Центрального блока к Восточному блоку подсечен горизонтальной скв. 114, которая по данным геонавигации
на отрезке от 5458 м до 6000 м пересекла систему ступенчатых сбросов. При пересечении наиболее крупного из них амплитудой 30 м на глубине 5992 м нефтенасыщенный песчаник неокома в сопредельном блоке сменился на плотную
Угол наклона продуктивного пласта, градусы
115.5
126.8
132.7
162.9
119.2
116.7
104.2
113.9
112.6
4.3
2.4
3.4
4.3
6.7
4.0
1.9
4.0
5.4
4.1
5.7
2.7
2.3
5.2
1.5
1.5
2.6
2.5
860
637
1171
1060
1199
2655
1619
2974
3394
658
368
891
839
967
3 979
1 351
2 636
3 239
ГНО,
условных единиц
Начальный газовый фактор, м3/т
70
54
62
56
50
34
20
6
25
Геологические запасы нефти (в радиусе 500 м от
скв.), тыс. т.
Отбор нефти от
начальных извлекаемых запасов, %
Ц
Ц
Ц
Ц
Ц
В
З
В
З
Нефтенасыщенная площадь , м2
блок
113
114
110
107
104
116
105
117
109
Высота газовой
шапки, м
Скважины
Таблица 6.3. Оценка влияния геологических факторов и работы эксплуатационных скважин
на ГНО в продукции скважин (продуктивные пласты в неокомских отложениях)
1565
1219
962
814
802
323
234
236
181
159
нефтенасыщенный песчаник неокома в сопредельном блоке сменился на плотную
алевритистую глину с включением углистого детрита аптского возраста [47]. На
это же может указывать и тот факт, что после ввода в эксплуатацию скважин западного и восточного блоков и после 9 месяцев отборов нефти ГНО в этих частях
осталось практически в исходном положении (рис. 6.12). Именно это обстоятельство является основной причиной пониженных значений ГНО в западном и восточном блоках при относительно продолжительной разработки нефтяной оторочки. В центральном блоке отсутствуют участки с низкими значениями ГНО (среднее значение 1061,5 ус. ед.), в силу его наиболее высокого гипсометрического положения (по сравнению со смежными блоками), более высоких значений угла падения пласта (от 3о до более 6о) (рис. 6.9), газового фактора, повсеместно высокой
газонасыщенности нефти и в конечном итоге ГНО (табл. 6.3). При этом максимальные значения перечисленных показателей и ГНО сосредоточены в северной
части и по оси складки [47].
Высота газовой шапки максимальная в центральном блоке (от 45 м до более
60 м), минимальная в опущенных западном и восточном блоках (от 32 м до 45 м)
рис. 6.13, а). Площадь нефтеносности и начальные запасы нефти больше в западнном и восточном блоках при минимальных значениях ГНО (рис. 6.10, б, в), что
наряду с другими рассмотренными показателями, действующих в направлении
меньших значений ГНО выдвигает эти блоки в категорию наиболее приоритетных
участков для разработки нефтяной оторочки.
Таким образом, в результате проведенного анализа геолого-геофизических
данных, на месторождениях им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского контрастно
выделяются центральные блоки по размерам, высоте, емкостно-фильтрационным
свойствам пород, плотности запасов УВ на единицу площади и другим показателям. Данные блоки в отложениях нижнемелового и юрского возраста оказались
изолированными с трех сторон сбросами и сбросо-сдвигами, что предопределило
особенности строения, формирования и разработки залежей нефти и газа.
С вводом в эксплуатацию горизонтальных добывающих скважин на месторождении им. Ю.Корчагина наблюдается ускоренное (по сравнению со скоростью
160
9334000
9336000
9342000
4980000
1.5
234
4
4
11
ВП-2
5
G-01bis
3
4976000
110
2.7
962
VP1
2.6
236
116
1.5
323
113
В
3
2
5
1
4976000
2.3
814
117
5
2
107
4.1
1565
500 1000 1500 2000 2500m
3
4974000
0
14
6
1
109
2.5
181
12(3)
G01
5.7
1219
4978000
105
13
5
2
9348000
114
Ц
104(1)
9346000
4980000
5.2
802
3
9344000
122
122-pilot
1
4974000
9340000
104
З
4978000
9338000
1:50000
9334000
9336000
9338000
9340000
9342000
9344000
9346000
9348000
Рис. 6.8. Показатели ГНО по площади месторождения. 1 – скважины, в том числе по которым проводились замеры угла падения продуктивного пласта (а); 2 – контакты: а – газ-нефть, б – нефть-вода;
3 сбросы и сдвиги; 4 – траектория горизонтальной секции скважины; 5 – границы участков: З – западный, В – восточный, Ц – центральный; 6 – показатели угла наклона пласта (числитель) и значений ГНО
(знаменатель); 7 – изолинии равных значений углов падения продуктивного пласта; 8 - максимальные
величины углов наклона продуктивного пласта и ГНО; 9 – минимальные значения углов наклона продуктивного пласта и ГНО; 10 –ЛСП ( ледостойкая стационарная платформа); 11 –структурный нос и
место поступления УВГ в центральный блок.
Рис. 6.9. Зависимость увеличения ГНО от угла падения вскрытых продуктивных отложений и времени эксплуатации скважины (месторождение им. Ю. Корчагина). Группы скважин: по
блокам: А+Б – центральный, В – западный и восточный; по углу падения продуктивного пласта, градусы: А ->3о, Б – 2-3о, В –<2о; Длительность эксплуатации: 1 – исходное положение, 11 – 3 месяца, Ш – 6
месяцев, 1V – 9 месяцев
природного процесса) внедрение газа в нефтяную оторочку, особенно заметное в
пределах центрального блока. По имеющимся данным газ поступает в оторочку
сверху из разновозрастной газовой шапки, где еще до разработки залежи наблюдалось избыточное пластовое давление. Газ поступает и снизу из келловейской
161
б)
а)
в
- западный и восточный блоки;
- центральный блок
Рис. 6.10. Зависимость ГНО от высоты газовой шапки (А), площади нефтенасыщенной
части залежи (Б) и начальных извлекаемых запасов нефти (В) (неокомская залежь
месторождения им. Ю. Корчагина)
газоконденсатной залежи, где пластовое давление выше и сдвиг равновесия в системе в результате отборов нефти из оторочки неизбежно существенно оживит
подток газа из нижележащей залежи по зонам дробления разрывных нарушений.
В результате вмешательства человека ускоряется начатый природой необратимый процесс сокращения по толщине нефтяной оторочки. При современной
толщине 20 м сокращение оторочки за длительную историю второго этапа составило примерно 70 м [1]. Соответственно увеличивалась толщина газовой шапки: с
40 м до 110 м (современное положение). Начальный газовый фактор в среднем
около 120 м3/т по всем скважинам, вступающим в разработку, в зависимости от
ряда факторов увеличивается – от 180,9 м3/т (скв.109) до 1564,8 м3/т (скв.113). Газ
в нефтяную оторочку поступает снизу из келловейской газоконденсатной залежи
и сверху из разновозрастной газовой шапки, где до разработки по сравнению с
нефтяной оторочкой отмечено повышенное пластовое давление.
162
Заключение
В работе представлены результаты исследования актуальных и проблемных
вопросов моделирования строения и формирования сложно построенных резервуаров нефти и газа, а также минимизации рисков освоения сложно построенных
резервуаров нефти и газа на разных стадиях их изученности на примере нефтегазовых объектов акватории Среднего Каспия, Узбекистана. Дан анализ существующих и собственных представлений о важности степени изученности объекта в
решении проблемы повышения достоверности и преодолении неопределенности
модели, а также о критериях формирования и цифрового моделирования геометрических и петрофизических особенностей сложнопостроенных резервуаров и залежей УВ.
Рассмотрены критерии многоэтапного формирования залежей УВ в юрсконижнемеловых отложениях акватории Среднего Каспия и Узбекистана и даны
предложения по выявлению объектов определенного фазового состояния за счет
обоснования направленных поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений. Показана различная роль газоконденсатных потоков в эволюции залежей УВ:
а) разрушающая роль в процессах постепенного сокращения доли нефти в ловушках (нефтяных оторочек), б) не реализованная роль в переформировании отрезанных от миграционных путей увядающих трудноизвлекаемых и неизвлекаемых
нефтяных скоплений в юрских отложениях, в) созидающая роль в формировании
крупных газоконденсатных залежей и поддержании полноты их заполнения под
структурные замки. Сделан вывод о решающем влиянии углеводородных газов на
формирование и переформирование современных залежей УВ в акватории Среднего Каспия. На примере месторождения им. Ю. Корчагина установлены природные и техногенные факторы внедрения газа в нефтяные оторочки месторождений
Ракушечно-Широтного вала, ведущие к последовательному сокращению толщины нефтяных частей залежей в юрско-неокомском разрезе отложений.
Представлены традиционные и авторские методические подходы к изучению строения и формирования многопластовых сложных по строению залежей
УВ в рассмотренных регионах. Один из них основан на доказанной роли сбросо-
163
сдвигов в формировании разломно-блокового строения месторождений, а также в
вертикальной миграции УВ при формировании многопластовых залежей Среднего Каспия и Кандымской группы месторождений. Другой основан на детальном
литолого-фациального анализе при выделении литотипов пород-коллекторов и на
особенностях цифрового моделирования литолого–фациальной неоднородности
залежей УВ в сложном по строению резервуаре нефти и на разных этапах их изученности.
Показаны геологические предпосылки снижения рисков неопределенности
модели и структуры запасов сложно построенных объектов на разных стадиях их
изученности. На этапе поисков месторождений УВ - за счет прогноза преимущественной нефте- или газоносности территорий и отложений и научно обоснованных направленных поисков и разведки нефтяных или газовых месторождений. На
этапе разведки месторождений УВ - за счет возможностей многовариантного
моделирования залежей УВ, за счет уточнения структурной (разломно-блоковой
модели) модели залежи, а также за счет оптимального размещения проектных
скважин в зонах наиболее вероятного распространения лучших коллекторов и
нефтенасыщенных литофаций. На стадии разработки месторождений УВ - за
счет установления реального распределения литофаций и плотности запасов нефти в рифовом массиве в целом и по каждому литотипу пород в отдельности, а
также за счет выделения участков с минимальной вероятностью прорыва газа в
нефтяные оторочки.
164
Список использованной литературы
1. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. –
М.: Недра. – 1982. – 416с.
2. Баженова Т.К. Геохимические аспекты бассейнового моделирования
древних платформ России // Проблемы бассейнового и геолого- гидродинамического моделирования. – Волгоград:. «ЛУКОЙЛ- ВолгоградНИПИморнефть». –
2006. – С.7-8.
3.
Бакиров Э.А. Ермолкин В.И. и др. Геология и геохимия нефти и газа.
– М.: Недра. 1990.
4. Белоусов В.В.Основные вопросы геотектоники. – М.: Госгеотехиздат.–
1962.–608 с.
5. Беспалова С.Н., Бакуев О.В. Оценка влияния разломов на геологические
особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. - № 7. – 1095. – С. 16-21.
6. Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Закревский К.Е. Построение цифровых
моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири. Геология нефти и газа. - № 4. - 2000.
7. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и
газа. - М.: Недра. - 1980. – 264с.
8. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности
недр. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2006. – 324 с.
9. Бочкарев В.А. Моделирование нефтегазоносных объектов. – М.:
ВНИИОЭНГ. – 2010. – 268 с.
10. Бочкарев В.А. Бочкарев А.В. Сбросы и сдвиги в нефтегазовой геологии.
– М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. – 234 с.
11. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б, Алексеев А.Г. Генезис трудноизвлекаемых нефтей Среднего Каспия // Нефтепромысовое дело. – 2010 - № 1. – С.1-4.
12. Бочкарев А.В. Катагенез и газоносность угленосных толщ // Изв. АН
СССР. Сер. геол. - 1984. - № 4. - С.108-115.
13. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б, Алексеев А.Г. Строение и формирование
165
залежей УВ месторождения им. В. Филановского // Нефтепромысловое дело 2010.- № 2.– С.5-9.
14. Бочкарев А.В. Блоковая тектоника и нефтегазоносность НиколаевскоГородищенской ступени // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1994. - № 5-6. – С. 21-24.
15. Бочкарев А.В., Карпов П.А., Самойленко Г.Н., Степанов А.Н. Катагенез
и нефтегазоносность каменноугольных отложений Каракульско-Смушковской зоны поднятий // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. –
2000. - № 3. – С. 23 – 27.
16. Бочкарев А.В. Опыт предлицензионной оценки перспектив нефтегазоносности территорий / Бочкарев А.В., Делия С.В., Карпов П.А. и др. // Геология
нефти и газа. –2001. - № 2. – С. 7-12.
17. Бочкарев А.В. Опыт предлицензионной оценки перспектив нефтегазоносности территорий / Бочкарев А.В., Делия С.В., Карпов П.А. и др. // Геология
нефти и газа. –2001. - № 2. – С. 7-12.
18. Бочкарев В.А. Строение, свойства и роль покрышки в формировании залежей нефти // Геология нефти и газа. - 2000. - № 5. - С. 32-38.
19. Бочкарев В.А. Тектоническое строение акватории Среднего Каспия в
связи с оценкой перспектив нефтегазоносности мезокайнозойских отложений //
Вопросы геологии и нефтегазоносности Волгоградского Поволжья. - Волгоград:
ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть. – 2000. - Вып. 57. - С.118-122.
20. Бочкарев В.А., Медведев П.В. К вопросу тектонического районирования
Волгоградского Правобережья // Вопросы геологии и нефтегазоносности Волгоградского Поволжья. – Волгоград: ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». 2001. – Вып. 58. - С. 43-46.
21. Бочкарев В.А., Сербина Е.В., Карпов П.А. Прогноз фазового состояния
УВ в залежах Самурско-Центрально-Каспийской системы поднятий // Вопросы
геологии и нефтегазоносности Волгоградского Поволжья. – Волгоград: «ЛУКОЙЛ- ВолгоградНИПИморнефть». – Вып. 59. - 2002. – С. 12-21.
22. Бочкарев В.А. Закономерности размещения и условия формирования
166
скоплений углеводородов в российском секторе Каспия /Отчет: ООО «ЛУКОЙЛВолгоградНИПИморнефть». - Волгоград, 2003. – 981 с. – Исполн. В.А. Бочкарев,
П.В. Медведев, Ю.Н. Самойленко и др.
23. Бочкарев В.А., Сербина Е.В. Стадийность освоения УВ ресурсов в акватории Среднего Каспия // Вопросы геологии Прикаспия и шельфа Каспийского
моря. - Волгоград: ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИмонефть». – 2004. – Вып. 62.
- С.143-152.
24. Бочкарев В.А. Новые представления о месторождении при комплексном
трехмерном геологическом моделировании // V1 международная научно- практическая конференция «Геомодель -2004». - Геленджик: 2004. - С.81-82.
25. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б., Дальность и интенсивность миграции
углеводородов в юрско-меловых отложениях Среднего Каспия/ Альманах-2011.
Волгоград: ВолГУ. - 2011. – С. 121-131.
26. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Рубеж перспективности палеозойских отложений на юге России // ТЭК России – основа процветания страны. – СПб.:
ВНИГРИ. - 2004. – С.178-184.
27. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б. Газовый поток и переформирование нефтяных залежей / Альманах-2011. – Волгоград: ВолГУ. - 2011. – С. 137-146.
28. Бочкарев В.А., Сербина Е.В. Закономерности размещения залежей УВ
Средне- Каспийского региона // ТЭК России – основа процветания страны. - СПб:
ВНИГРИ. - 2004. – С. 329-332.
29. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б. Фазово-генетическая характеристика
нефтей и конденсатов Среднего Каспия // ТЭК России – основа процветания страны. – СПб.: ВНИГРИ. - 2004. – С. 362-366.
30. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б, Алексеев А.Г. Генезис трудноизвлекаемых нефтей Среднего Каспия. - Нефтепромысовое дело. – 2010 - № 1. – С.1-4.
31. Бочкарев В.А. Геологическое моделирование и изученность объектов //
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений – 2009. № 8. – С.3-9.
32. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б., Концепция поэтапного формирования и
167
размещения залежей углеводородов в акватории Среднего Каспия. - Нефтепромысловое дело. – 2011. - № 11. – С.33-39.
33. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б, Алексеев А.Г. Сбросы и сбросо-сдвиги
месторождения им. В. Филановского. - Нефтепромысловое дело. - 2010.- №4.
34. Вассоевич Н.Б. Геохимия ОВ и происхождение нефти. Избранные труды.- М.: Наука. - 1986. - 368 с.
35. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и
разведки залежей нефти и газа. – М.: «Недра». – 1985. -304 с.
36. Геологический словарь. - М.: Недра, - 1978. - Т.1. - 485 с. - Т.2. - 455 с.
37. Гончаров И.В. Геохимические данные в бассейновом моделировании //
Проблемы бассейнового и геолого-гидродинамического моделирования. – Волгоград:. «ЛУКОЙЛ- ВолгоградНИПИморнефть». – 2006. – С.15-16.
38. Губкин И.М. Учение о нефти. - М.: Наука, 1975. - 362 с.
39. Гурко Н.Н., Маловицкий Я.П., Новиков А.А., Сенин Ю.В. Региональная
геология и нефтегазоносность Каспийского моря. – М.: Недра. – 2004. – 340 с.
40. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. - М.: Недра. - 1985.
41. Денисов С.Б. Построение детальных геологических моделей нефтяных
месторождений // Геофизика. - № 1. – 1998. – С.45-57.
42. Дмитриевский А.Н. Избранные труды. Том 1. Системный подход в геологии. Теоретические и прикладные аспекты. – Наука. – 2008. – 456 с. - Том 2.
Фундаментальные проблемы наук о Земле. – М.: Наука. – 2009. – 460 с.
43. Дорофеев Н.В. Литотипизация коллекторов и оценка рисков на начальном этапе разведки месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –2013. - №10 - С.33-40.
44. Дорофеев Н.В. Нетрадиционные подходы определения начального коэффициента нефтенасыщенности на поздних стадиях разработки месторождений
по данным ГИС для подсчета запасов УВ /Филиппова П.Б., Дорофеев Н.В. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –2013. - №12
- С.37-44.
45. Дорофеев Н.В. Формирование, переформирование и разрушение нефтя-
168
ных залежей Среднего Каспия /А.В.Бочкарев, С.Б. Остроухов, Н.В. Дорофеев//
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –2014. - №
11. - С. 43-49.
46. Дорофеев Н.В. Формирование газоконденсатных залежей Среднего Каспия /А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов, Н.В. Дорофеев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –2014. - №9. - С.4-12.
47. Дорофеев Н.В. Техногенные причины и минимизация прорыва газа в
скважины на месторождении им. Ю.Корчагина /Дорофеев Н.В., Талдыкин С.А.,
Бочкарев А.В. // Нефтепромысловое дело. – 2014. - № 7 . – С.19-24.
48. Дорофеев НВ. Разломно-блоковое строение и формирование Кандымской группы месторождений /Дорофеев НВ, Бочкарев В.А. //Сборник трудов: ХХ
Губкинские чтения: «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» - М.: РГУ им. И. М. Губкина. 2013.–
40-41.
49. Дорофеев Н.В. Пути решения проблемы полного извлечения трудноизвлекаемых запасов /Бочкарев В.А., Дорофеев Н.В., Остроухов С.Б. // Сборник
трудов: ХХ Губкинские чтения. «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» - М.: РГУ им. И. М. Губкина. 2013. – 207-208.
50. Дорофеев Н.В. Модели строения и формирования залежей газа месторождения Парсанкуль / Дорофеев Н.В., Бочкарев А.В, Катаева Л.А. // Сборник
статей Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». –
Волгоград: 2013. – Выпуск 72. – С. 199-207.
51. Дорофеев Н.В. Концепция формирования залежей углеводородов в юрско-меловых отложениях Среднего Каспия / А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов, Н.В.
Дорофеев // Сборник трудов «»Прогноз и разработка нефтегазоперспективных
месторождений НК «ЛУКОЙЛ». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2014. – С.5-7.
169
52. Дорофеев Н.В. Концепция формирования залежей углеводородов в юрско-меловых отложениях Северного Каспия / А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов,
Н.В. Дорофеев // Сборник трудов «»Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК «ЛУКОЙЛ». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2014. – С.9-11.
53. Дорофеев Н.В. Восполняемые и невосполняемые запасы как следствие
многоэтапного формирования месторождений / В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов,
Н.В. Дорофеев, А.В. Бочкарев // Сборник трудов «»Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК «ЛУКОЙЛ». – Волгоград: Филиал ООО
«ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2014. – С. 12-14.
54. Дорофеев Н.В. Концепция разломно-блокового строения месторождений/ В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, Н.В. Дорофеев, А.В. Бочкарев // Сборник
трудов «»Прогноз и разработка нефтегазоперспективных месторождений НК
«ЛУКОЙЛ». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2014. – С.16-18.
55. Дорофеев Н.В. Моделирование и минимизации рисков освоения сложно
построенных месторождений. – Геленжик: EAGE. – 2014 (Труды международной
научно-технической конференции "Геомодель – 2014").
56. Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов:
тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью). – Автореферат докторской диссертации. – М.: МГУ. – 2009. 54 с.
57. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Образование углеводородных газов в
угленосных и субугленосных отложениях. – М.: Недра, - 1984. – 284 с.
58. Ермолова Т.Е. Литологические признаки дизъюнктивных дислокаций
(латеральных флюидоупоров) в юрских и нижнемеловых отложениях Западной
Сибири // Геология нефти и газа. - № 4. – 2003. – С.14-19.
59. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. – М.: ООО ИПЦ
«Маска».- 2009.- 376с.
60. Золоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения продуктивных пластов по геофизическим данным / Автореферат докторской диссер-
170
тации. – М.: ГАНГ им И.М.Губкина. – 1994. – 49с.
61. Ивашко С.В. Многовариантное геологическое моделирование структурных геологических поверхностей. – М.: ВНИГНИ. – 2004. – 104с.
62. Ильин В.Д., Фортунатова Н.К. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов. - М.: Недра. - 1988. – 201 с.
63. Касьянова Н.А., Делия С.В., Смирнов В.Е., Остроухов С.Б. Новая трещинно-блоковая модель геологического строения Алексеевского месторождения
(Волгоградское Левобережье) // Геология нефти и газа - № 6. – 2008. – 24-28.
64. Клименко А.А., Гладков В.И., Бочкарев А.В. Масштабы (расстояния)
миграции УВ на Северном Кавказе // Масштабы миграции нефти и газа. - Ташкент: Фан. - 1975.-С.54-56.
65. Клименко А.А., Гладков В.И., Бочкарев А.В. Геологические предпосылки и пути развития сырьевой базы газовой промышленности Северного Кавказа //
Научно-технический обзор. Серия: Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭГазпром, 1975. - 51 с.
66. Клименко А.А., Гладков В.И., Перехода А.С., Бочкарев А.В. Вертикальная зональность образования и накопления УВ в Предкавказье // Бурение, геология и разработка газа и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа. М.: ВНИИЭГазпром. - 1978. - Вып.1/12. - С.38-43.
67. Конторович А.Э. Учение о главной фазе нефтеобразования и его место в
осадочно-миграционной теории нафтидогенеза // Изв. АН СССР. Сер.геол. - 1968.
- №1 . - С.3-13.
68. Кузнецов В.Г. Погребенные рифы платформерных и переходных областей (геология, нефтегазоносность, методы изучения) / Автореферат докторской
диссертации. М.: МИНХ и ГП. – 1980. - 52с.
69. Крамбейн У., Кауфмен М., Мак-Кеммон. Модели геологических процессов. – М.: МИР. – 1973. – 150с.
70. Лебедев Л.И., Алексина И.А., Кулакова Л.С. и др. Каспийское море:
геология и нефтегазоносность. М.: «Наука». - 1987. 216.
71. Лопатин Н.В. Образование горючих ископаемых. - М.: Недра. - 1983. -
171
192 с.
72. Мангазеев В.П., Белозеров В.Б., Кошовкин И.Н., Рязанов А.В. Методика
отображения в цифровой геологической модели литологофациальных особенностей терригенного коллектора // Нефтяное хозяйство. - № 5. - 2006.
74. Методические указания по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газовых месторождений. Часть I. Геологические модели. // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2003.
75. Методические указания по созданию ПДГТМ нефтяных и газовых месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели).–М.:ВНИИОЭНГ.–2003. – 151с.
76. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти
и газа объемным методом. Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». - 2003.
77. Методические рекомендации по контролю качества построения цифровых моделей терригенных коллекторов. – М.: ОАО «ЛУКОЙЛ».– 2005.–64с.
78. Методические указания по ведению работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа. – М.: ВНИГНИ. – 1982.
79. Методическое указание по комплексированию этапности выполнения
геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и
нефтегазовых месторождений. – М.: Минтопэнерго. – 2002. – 75с.
80. Неручев С.Г. Катагенез и нефтегазоносность. - Л.: Недра. -1981. - 240 с.
81. Остроухов С.Б., Бочкарев В.А. Фазово-генетическая характеристика
нефтей с бимодальным распределением алканов // Вопросы геологии и разработки месторождений нефти и газа. – Волгоград: ООО «ЛУКОЙЛ- ВолгоградНИПИморнефть». - Вып. 65. - 2006. – С. 154-159.
82. Остроухов С.Б., Бочкарёв В.А. Этапность формирования залежей углеводородов в акватории Среднего и Северного Каспия // Успехи органической геохимии: Материалы Всерос. Науч.конф. Новосибирск, 2010, С. 248—250.
83. Справочник по геохимии нефти и газа. – СПб.: Недра. - 1998. – 278 с.
84. Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов:
тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносно-
172
стью). – Автореферат докторской диссертации. – М.: МГУ. – 2009.
85. Петренко В.И. Геолого-физические и геохимические процессы, связанные с природными газами (на примере газоконденсатных месторождений)
//Автореферат докторской диссертации.- М.: ВНИИГАЗ. - 1993. - 59 с.
86. Пороскун В.И. Теоретические и методические основы принятия решений при поисках и разведки месторождений нефти и газа с использованием компьютерных технологий / Автореферат докторской диссертации. – М.: ВНИГНИ. –
2006. - 45с.
87. Пороскун В.И., Стернин М.Ю., Шепелев Г.И. Вероятностная оценка запасов на начальных стадиях изучения залежей нефти и газа // Геология нефти и
газа – 1999. - № 5-6. – С.59-63.
88. Пороскун В.И., Емельянова А.М. Вероятностный подход подсчета и
классификации нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2004. - № 7. – С.4-12.
89. Резников А.Н., Ярошенко А.А. Геохимические закономерности разрушения нефтяных залежей в зоне катагенеза // Изв. АН СССР. Сер. геол., - 1984. № 2. - С.112-119.
90. Регламент по созданию постоянно действующих геолого- технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: Минтопэнерго. –
2000. – 130 с. (РД 153-39, 0-047-00).
91. Резников А.Н., Назаренко В.С., Нариманянц С.В. Вероятностно- статистическое моделирование преобразований коллекторских свойств терригенных
коллекторов в зоне катагенеза // Геология нефти и газа. - 2001.-№ 1.–С. 33–44.
92. Рогозина Е.А. Газообразование при катагенезе ОВ осадочных пород. Л.: Недра. - 1983. - 163 с.
93. Соболь И.М. Численные методы Монте-Карло. – М.: Наука. - 1973.
94. Современная методика поисков месторождений нефти и газа /
А.А.Аксенов, А.Г.Алексин и другие. – М.: «Наука» - 1981.
95. Соколов Б.А. Эволюционно-динамические критерии оценки нефтегазоносности недр.- М.: Недра. - 1985. - 168 с.
173
96. Страхов Н.М. Типы литогенеза и их эволюция в истории Земли.-М.: Госгеолтехиздат. - 1963. - 364с.
97. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и
газа / под редакцией А.А.Бакирова. – М.: МИР. – 1987. – 384 с.
98. Черницкий А.В. Методические особенности геолого-математического
моделирования залежей в карбонатных коллекторах // Геология нефти и газа. - №
3 – 1998. – С. 39-44.
99. Li-Ping-Tan. The metamorphism of Taiwan Miocene coals //Bull. Geol. Surv.
Taiwan. - 1965. - № 16. - p.44.
100. Price L.C. Geolоgic timt as paramуter in organic mеtamorphism and vitrinite
reflectance asbsolute paleogeothermometer// J. of Petrel Geol. – 1983. - Vol. 6, № 1. –
P. 5-38.
101. Hunt I. Petroleum Geochemistry and Geology. -San-Francisco, 1979.-617 p.
103. Tissot В., Welte D. Petroleum Formation and Occurrence.-Berlin. SpringerVerlag, 1978. - 529р.
104. Калинина Е.А., Остроухов С.Б., Бочкарев А.В. Опыт выделения сбросов по комплексу промыслово-геофизических исследований // Каротажник. 2012.
- № 7. – С.22-29.
105. Калинина Е.А., Бочкарев А.В., Остроухов С.Б. Изменение свойств пород и приразломных зон Ракушечно-Широтной зоны поднятий // Каротажник. –
2013. - № 2. – С.29-38.
106. Калинина Е.А., Бочкарев А.в., Остроухов С.Б. Комплексное обоснование
разломно-блокового
строения
//Каротажник. – 2012. - №10. – С.62-68.
месторождения
им.
Ю.Корчагина