Системный анализ в прогнозировании нефтегазоносности недр

Лекции. Часть I (6 семестр)

Системный анализ в прогнозировании нефтегазоносности недр

Методологические основы системного анализа при прогнозировании нефтегазоносности недр

А.А.Бакиров выделил в процессе нефтегазообразования и нефтегазонакопления, протекающем в литосфере, шесть стадий: 1) накопления ОВ; 2) генерации УВ; 3) миграции УВ; 4) аккумуляции УВ; 5) консервации скоплений УВ; 6) разрушения или перераспределения УВ.

Каждая из перечисленных стадий протекает в определенных условиях окружающей среды и при воздействии внешних и внутренних источников энергии, тесно взаимосвязанных и взаимообусловленных.

Система нефтегазоносных формаций

К числу основных системообразующих элементов нефтегазовой геологической мегасистемы относятся нефтегазоносные формации.

Сравнительный анализ геологических условий размещения регионально нефтегазоносных территорий и зон нефтегазонакопления на всех континентах нашей планеты показывает, что формирование и пространственное распределение их в разрезе литосферы теснейшим образом связано, с одной стороны, с тектогенезом, причем лишь с определенной направленностью и режимом региональных колебательных движений, а с другой стороны, литогенезом, причем лишь с определенными формациями и фациальными условиями их образования и распространения.

По Н.М.Страхов, тектогенез и литогенез в истории земной коры – две стороны единого историко-геологического процесса.

Общепризнанного определения понятия нефтегазоносной формации не имеется. А.А.Бакировым было рекомендовано к нефтегазоносным формациям (НГФ) относить естественноисторическую ассоциацию горных пород, генетически связанных между собой во времени (геологическом) и пространстве палеотектоническими и фациальными (физико-географическими и геохимическими) условиями образования, благоприятными для возникновения и развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Латерально НГФ могут распространяться на сотни, а иногда тысячи километров, охватывая нередко территории нескольких крупных геоструктурных элементов. Мощность их в разрезе литосферы колеблется от сотен до тысяч метров.

НГФ может охватывать одно или несколько крупных литолого-стратиграфических подразделений. НГФ, близкие по вещественному составу, палеогеографическим и палеотектоническим условиям образования, могут быть объединены в вертикальные и латеральные ряды.

Преимущественно они могут быть сложены из одной литологической разности пород или же представлять собой толщу чередующихся пород различного литологического состава.

Основные типы нефтегазоносных формаций

По тектоническому режиму нефтегазоносные формации подразделяются на три группы: НГФ платформенных, геосинклинальных и переходных территорий.

В составе каждой группы выделяются субформации в зависимости от приуроченности к различным тектоническим элементам первого порядка, от палеогеографических условий их накопления, преобладающего литологического состава и тектонического режима крупного структурного элемента, где развита данная нефтегазоносная формация, а также от характера содержащихся в них УВ – преимущественно в жидком или газообразном фазовом состоянии. Например, на платформах выделяются субформации областей синеклиз, характеризующиеся устойчивым прогибанием в течение рассматриваемого отрезка времени геологической истории, полнотой разреза и относительно большой их мощностью; субформации областей региональных поднятий (мегавалов, антеклиз), характеризовавшиеся в течение геологической истории неоднократным чередованием нисходящих и восходящих форм движений, относительным сокращением мощности разреза по сравнению с прилегающими впадинами и т. д.

Типы НГФ подразделяются в зависимости от палеогеографических условий образования и литологии пластов. По палеогеографическим условиям образования выделяются морские, прибрежно-морские, прибрежные, лагунные, континентальные и смешанные нефтегазоносные формации; по литологическому составу – преимущественно терригенные или карбонатные, карбонатно-терригенные, рифогенные, карбонатно-сульфатные, карбонатно-галогенные, терригенно-угленосные, терригенные сероцветные, молассовые, флишевые нефтегазоносные формации, глинистые (типа баженовской и майкопской свит).

Нефтегазоносные формации могут быть сложены преимущественно одной литологической разностью пород, например карбонатными или глинистыми породами, или же толщей чередующихся пород различного литологического состава, например терригенных и карбонатных.

Система геоструктурных, литологических и стратиграфических объектов, контролирующих нефтегазонакопление в литосфере

Геотектоническое районирование. Принципы выделения и классификация геоструктурных элементов

Нефтегазогеологическое районирование должно основываться прежде всего на геотектоническом районировании исследуемых территорий с выделением различных по геологическому строению и особенностям геологической истории геоструктурных элементов разного ранга.

Условия нефтегазонакопления в отложениях отдельных геоструктурных этажей в пределах крупных геотектонических элементов, расположенных даже в одной и той же геологической провинции, могут быть неодинаковы. Следовательно, для правильного, т.е. научно обоснованного, прогнозирования перспектив нефтегазоносности отдельных крупных элементов необходимо знать не только современные черты его строения, но и все особенности его формирования в течение отдельных отрезков времени геологической истории.

Нефтегазоносные области приурочены лишь к определенным генетическим типам геоструктурных элементов и связанных с ними формаций. При этом в формировании нефтегазоносных областей первостепенная роль принадлежит режиму геотектонического развития указанных крупных геоструктурных элементов.

Таким образом, выделение крупных геоструктурных элементов при геотектоническом районировании для целей прогнозирования нефтегазоносности недр должно производиться по генетическому принципу с учетом особенностей геотектонического режима формирования и развития каждого из выделяемых типов в течение отдельных этапов геологической истории, т.е. на палеотектонической основе.

Рассмотрим на платформенных, складчатых и переходных территориях наиболее крупные геоструктурные элементы, которые выделяются с целью нефтегеологического районирования.

Платформенные территории

Для данных территорий характерны следующие наиболее крупные геоструктурные элементы.

Щиты – обширные области поднятий крупных массивов складчатого фундамента в пределах платформ, характеризующиеся относительной устойчивостью с тенденцией к развитию преимущественно восходящих вертикальных колебательных движений в течение нескольких геологических периодов и вследствие этого отсутствием коренных осадочных образований платформенного покрова на большей части их поверхности. Типичные примеры щитов: Балтийский, Украинский.

Плиты – обширные области платформ, в пределах которых складчатый фундамент погружен на различные глубины и перекрыт нормальными осадочными образованиями платформенного покрова, характеризующиеся тенденцией к развитию преимущественно нисходящих движений в течение нескольких геологических периодов. Примеры плит: Туранская, Скифская, Западно-Сибирская.

Сегменты, являющиеся частью плит, – крупные территории, разделенные глубинными разломами, значительно отличающиеся по геотектоническому режиму развития и типу слагающих их геоструктурных элементов меньшего порядка.

Выступы складчатого фундамента – области поднятых крупных массивов складчатого кристаллического фундамента в пределах платформенной плиты, на территории которых кристаллические породы местами выходят на дневную поверхность. Геотектонический режим развития выступов характеризуется чередованием нисходящих и восходящих движений с преобладанием последних при сравнительно небольших амплитудах и скоростях этих движений. Области выступов фундамента вследствие этих особенностей характеризуются значительным сокращением (по сравнению с прилегающими впадинами) разреза и мощностей осадочных образований, сопровождающимся выпадением ряда ярусов, отделов, а иногда и целых систем.

Мегантеклизы и антеклизы – обширные территории платформ, обычно изометрических очертаний, измеряемые тысячами и сотнями километров в поперечнике, представляющие собой ассоциацию крупных структурных элементов (сводовых поднятий и впадин), в целом характеризовавшихся значительно меньшими по сравнению с прилегающими к ним территориями синеклиз[1] амплитудами прогибания в течение платформенного этапа их развития. Вследствие указанных особенностей территории антеклиз характеризуются существенно сокращенными мощностями осадочных образований платформенного покрова, выпадением из разреза ряда ярусов и отделов, а иногда и целых систем, развитых в соседних синеклизах.

Мегасинеклизы и синеклизы (гомологи антеклиз и мегантеклиз) – обширные территории платформ обычно изометрических форм, измеряемые тысячами и сотнями километров в поперечнике, представляющие собой в целом ассоциации крупных структурных элементов (сводовых поднятий и впадин), характеризовавшихся значительно большими по сравнению с прилегающими к ним территориями антеклиз амплитудами прогибания в течение платформенного этапа развития. Вследствие этого территории синеклиз характеризуются значительно большими мощностями осадочных образований платформенного покрова и полнотой разреза.

Сводовые поднятия – крупные положительные структурные элементы антиклинального строения с приподнятым залеганием складчатого фундамента под платформенным покровом, характеризующиеся различным геотектоническим режимом в начальных и последующих этапах платформенного развития, с тенденцией к развитию преимущественно восходящих движений в начальных этапах и чередованием восходящих и нисходящих движений (с преобладанием последних) в последующих этапах тектогенеза. Вследствие этого для сводовых поднятий характерны региональное несогласие верхних и нижних структурных этажей осадочного комплекса платформенного покрова и значительное сокращение разреза и мощностей нижней его части по сравнению с прилегающими областями внутриплатформенных впадин. Для них показательно также относительно более замедленное прогибание, чем в прилегающих областях впадин, даже в фазы регионального развития движений всеобщего прогибания. Поэтому области сводовых поднятий характеризуются сокращением мощностей отдельных стратиграфических подразделений по сравнению с прилегающими впадинами.

Среди сводовых поднятий выделяются поднятия унаследованного развития и инверсионного происхождения. Значение их в процессах формирования скоплений нефти и газа в разрезе осадочных образований платформенного покрова различно.

Внутриплатформенные впадины – крупные отрицательные структурные элементы синклинального строения, в пределах которых складчатый фундамент погружен на более значительную глубину по сравнению со сводовыми поднятиями. Геотектонический режим их развития отличается тенденцией преимущественно к погружению в течение нескольких геологических периодов, а иногда и эр, а также сравнительно большими (по сравнению со сводовыми поднятиями) амплитудами нисходящих движений. Вследствие этого Внутриплатформенные впадин характеризуются большими мощностями осадочных образований платформенного покрова и полнотой их разреза.

Среди внутриплатформенных выделяются впадины унаследованного развития, инверсионного происхождения и наложенные.

Мегавалы – области развития крупных линейных форм валоподобных поднятий, простирающихся на несколько сотен километров при ширине от нескольких десятков до сотен километров. Примеры – кряж Карпинского.

Геотектонический режим областей линейно вытянутых поднятий в течение платформенного этапа развития характеризуется неоднократным чередованием восходящих и нисходящих движений с преобладанием последних. Однако общее прогибание происходит более замедленно и с меньшими амплитудами по сравнению с прилегающими областями впадин, в результате чего разрез осадочных образований платформенного покрова имеет меньшие мощности отдельных литолого-стратиграфических комплексов, чем в соседних впадинах, причем местами ряд свит, а иногда и ярусов, развитых в прилегающих впадинах, выпадает.

Выделяются линейно вытянутые поднятия унаследованного развития и инверсионного происхождения.

Линейно вытянутые грабенообразные впадины (авлакогены) – линейно вытянутые области прогибания складчатого фундамента грабенообразного происхождения протяженностью несколько сотен километров при ширине от нескольких десятков до сотен километров.

Образование этих впадин обычно связано с интенсивным прогибанием отдельных районов платформы вдоль системы крупных региональных разрывных нарушений в течение длительных отрезков времени геологической истории. Вследствие этого для территорий авлакогенов характерны значительные мощности осадочных образований платформенного покрова по сравнению с прилегающими районами.

Краевые мегасинеклизы (области перикратонных опусканий) – обширные, в несколько сотен, а иногда и тысяч километров в поперечнике, окраинные территории значительного прогибания платформ обычно" изометрических очертаний. В их пределах складчатый фундамент погружен на значительно большую глубину по сравнению с остальными областями платформы.

Краевые мегасинеклизы по геологическому строению и условиям формирования существенно отличаются от внутриплатформенных большей мобильностью, большими амплитудами и скоростями нисходящих движений, а также значительным увеличением мощностей осадочных образований платформенного покрова, развитием соляной тектоники и др. Они представляют собой промежуточные (переходные) области между платформенными и геосинклинальными территориями. От прилегающих областей платформ краевые впадины обычно отделяются системами флексур или региональных разрывных нарушений. Пример: Прикаспийская на Русской платформе.

Региональные моноклинали – области пологого моноклинального залегания слоев на платформах, обычно нарушенные дополнительными изгибами (флексурами, структурными террасами и т.п.).

Валоподобные поднятия – относительно узкие вытянутые зоны региональных весьма пологих поднятий антиклинального строения, состоящие из ряда локальных структур и осложняющие строение крупных структурных элементов платформ (сводовых поднятий, впадин, авлакогенов и др.). Размеры валоподобных поднятий колеблются в широких пределах, иногда достигая 300–350 км в длину и 30– 40 км в ширину. Среди валоподобных поднятий выделяются унаследованные и инверсионные.

Прогибы – вытянутые обычно вдоль валоподобных поднятий зоны региональных погружений. Прогибы подразделяются на унаследованные и инверсионные.

Палеотектонические критерии

Палеотектонические исследования необходимы на всех этапах нефтегазопоисковых работ, в том числе при:

1) нефтегеологическом районировании крупных территорий с целью сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности отдельных ее частей и выборе на этой основе оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ;

2) прогнозировании и поисках регионально нефтегазоносных комплексов;

3) поисках и разведке различных генетических типов зон нефтегазонакопления и локальных скоплений нефти и газа в отдельных районах изучаемой территории.

В основу прогноза возможностей обнаружения регионально нефтегазоносных комплексов и зон нефтегазонакопления положен палеотектонический принцип с выделением в пределах исследуемой геологической провинции для каждого этапа ее геологической истории палеобассейнов седиментации. Последние подразделяются на отдельные части, различающиеся режимом колебательных движений (преимущественно устойчивым прогибанием; чередованием движений прогибания и воздымания при преобладании движений прогибания и, наоборот, преимущественным воздыманием и т.д.), амплитудами прогибания, т.е. распространением мощностей осадков рассматриваемого подразделения.

Структурные критерии

Для оценки перспектив обнаружения зон нефтегазонакопления исследуемой территории необходимо выяснить наличие:

- региональных геоструктурных элементов, благоприятных для размещения в их пределах различных генетических типов зон нефтегазонакопления;

- структурных условий, благоприятных для формирования зон нефтегазонакопления литологического и литолого-стратиграфического классов, связанных с выклиниванием коллекторов или замещением проницаемых пород непроницаемыми по восстанию пластов на склонах и периклинальных погружениях сводовых поднятий, мегавалов, на бортах региональных впадин и авлакогенов.

Образование зон нефтегазонакопления в пределах перечисленных структурных элементов зависит от ряда дополнительных факторов, связанных с их формированием и развитием:

1) времени заложения региональных структурных ловушек. В тех случаях, когда региональная миграция УВ в рассматриваемом районе происходила до заложения региональных ловушек, последние обычно не содержат скоплений нефти и газа;

2) условий сохранности структурной замкнутости региональных и локальных ловушек в последующие геологические эпохи. Если ловушки в отдельные отрезки времени геологической истории подвергались структурным перестройкам, то они нередко оказывались непродуктивными.

Гидрогеохимические критерии

Косвенными показателями региональной нефтегазоносности недр могут служить и некоторые гидрогеохимические параметры. К числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности, недр относятся:

- высокая газонасыщенность подземных вод углеводородными газами и повышенная упругость давления насыщения водорастворенных газов;

- содержание в подземных водах растворенных тяжелых УВ нефтяного ряда;

- специфические особенности химического состава высокоминерализованных подземных вод пониженной сульфатности, характерные для нефтегазоносных территорий;

- сравнительно повышенное содержание в подземных водах микроэлементов (йод, бром, аммоний, и др.) и некоторых органических соединений (нафтеновые кислоты, фенолы и др.).

Геотермические критерии

Глубина активизации процессов образования УВ нефтяного ряда из захороняемого в осадке органического вещества и первичной миграции их из нефтегазопродуцирующих толщ в коллекторы при прочих равных условиях в значительной мере контролировались палеогеотермическими параметрами бассейна седиментации в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории. В различных частях даже единого бассейна седиментации, которые характеризовались разными показателями интенсивности теплового потока и палеогеотермического градиента, процессы нефтегазообразования и первичной миграции нефтяных УВ в коллекторы протекали на неодинаковых глубинах. Там, где тепловой поток слабый, палеогеотермические условия менее благоприятны для развития нефтеобразования и первичной миграции нефтяных УВ.

Установлено, что во многих нефтегазоносных областях геотермические условия являются одними из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной региональной геоструктурной зональности размещения скоплений УВ, а также изменений их физических свойств в пространстве и разрезе.

Региональный этап

Цели и задачи

Самостоятельно (положение).

Поисково-оценочныйый этап

Стадия выявления и стадия подготовки объектов к поисковому бурению.

Цели и задачи. Виды работ.

Самостоятельно (положение).

К поисковым относятся все скважины, начатые и законченные бурением на площади до получения в одной из них первого промышленного притока нефти или газа при опробовании испытателями пластов или в эксплуатационной колонне (за исключением опорных, параметрических, структурных и других скважин специального назначения). В связи с этим длительность поисков месторождений (залежей) определяется временем от даты начала бурения первой поисковой скважины до момента получения первого промышленного притока нефти и газа, устанавливающего продуктивность одного или нескольких горизонтов в изучаемом разрезе отложений. Если месторождение нефти или газа открыто структурным, параметрическим или опорным бурением до ввода площади в поиски, то длительность поискового периода рассчитывается от времени заложения скважины-открывательницы до получения промышленного притока.

В процессе поискового бурения для выделения в разрезе продуктивных горизонтов необходимо проводить глубинные геохимические исследования (газовый, битумный каротаж и др.). При опробовании горизонтов большое внимание должно уделяться гидрогеологическим исследованиям водоносных комплексов. С этой целью при опробовании поисковых скважин должны изучаться химический состав вод, дебиты, статические напоры, температура, состав и давление насыщения растворенных газов в воде.

Весьма эффективными в ряде районов могут быть детализованные скважинная и наземная (морская) сейсморазведки, а также геофизические исследования по прогнозированию разреза и оконтуриванию залежи.

Результаты поискового бурения и других исследований должны качественно и своевременно научно обрабатываться, на основе чего составляются детальные стратиграфические разрезы, корреляционные схемы, детальные структурные карты, профили, карты коллекторских свойств и мощностей по продуктивным горизонтам и другие графические материалы, необходимые для оценки результатов поисковых работ.

Задачи поисковой стадии считаются решенными полностью тогда, когда однозначно доказано наличие или отсутствие промышленных скоплений нефти и газа в пределах исследуемой локальной площади. При этом поисковое бурение считается завершенным в следующих геологических ситуациях:

а) доказано наличие залежи получением в одной из поисковых скважин промышленного притока нефти или газа. Здесь следует подчеркнуть, что величина подобного притока не является строго установленной, а может меняться в значительных пределах, поскольку определяется геолого-экономическими условиями и задачами освоения каждого конкретного нефтегазоносного региона. Другими словами одинаковые по величине дебиты нефти или газа могут рассматриваться как промышленные притоки в одном регионе (например, с хорошей обустроенностью промыслов) и не быть таковыми в другом (малоизученном);

б) установлены непромышленные скопления углеводородов, вследствие чего дальнейшее продолжение поисковых работ является нерентабельным. Экономически нецелесообразно также продолжать поиски в случае отнесения открытых залежей к забалансовым;

в) доказано отсутствие месторождения (залежи) в пределах опоисковываемой площади, что может, например, свидетельствовать, в свою очередь, об отсутствии ловушки по перспективным отложениям, пластов коллекторов в изучаемом разрезе или их обводненности и т.п. После анализа причин безуспешных поисков площадь выводится из бурения с отрицательными результатами. Следует иметь в виду, что поисковое бурение считается завершенным только по вскрытой части разреза, когда скважины бурятся на технически доступную глубину.

Задачи поискового бурения в ряде случаев могут быть решены лишь частично (например, из-за плохого качества или отсутствия опробования, низкой информативности методов ГИС, недостаточного отбора керна и т.д.). Иногда встречаются ситуации, когда задачи поисковой стадии вообще могут оказаться нерешенными. Например, если установлено несоответствие структурных построений по исходным данным сейсморазведки и последующего поискового бурения; некачественное проведение ГИС при отсутствии опробований; сложные горно-геологические условия бурения, обусловливающие появление технически неудачных скважин и необходимость применения новых средств и методов для более успешной их проводки и т.д. Решение о прекращении или продолжении поисковых работ в указанных случаях принимается после анализа причин отрицательных результатов бурения.

Поисковые работы на площади могут быть также приостановлены или законсервированы, если появляется необходимость проведения дополнительных детализационных геофизических исследований, применения новых технических средств, передислокации поискового бурения на другие, более перспективные геологические объекты.

По результатам работ на поисковой стадии в случае открытия месторождения (залежи) нефти и газа дается геолого-экономическое заключение о целесообразности проведения дальнейшего бурения для оценки выявленных скоплений углеводородов.

Заканчивается эта стадия подсчетом запасов по категориям С₂ и частично C₁, на основе чего дается заключение о геолого-экономической оценке выявленного местоскопления или залежи и целесообразности проведения дальнейших разведочных работ. При получении положительных результатов выявленные продуктивные площади передаются в промышленную разведку. При получении отрицательных результатов и установлении бесперспективности разведанной площади дальнейшие геологоразведочные работы прекращаются. В отдельных случаях, когда в результате проведения поискового бурения установлено более сложное строение, дается заключение о необходимости проведения на ней дополнительных геолого-геофизических работ.

Пластовые сводовые залежи

Отличительной чертой всех сводовых залежей является соответствие между структурной формой поднятия и формой связанных с ним залежей. Сводовые залежи приурочены к куполам, брахиантиклиналям, антиклинальным складкам и в отдельных случаях на платформе к тектоническим сводам, например Ромашкинское месторождение, приуроченное к Татарскому своду. К куполам принято относить поднятие с отношением осей, близким к единице; к брахиантиклиналям - с отношением осей от 1 до 3; антиклиналями называются вытянутые складки, у которых длинные оси более чем в 3 раза превышают короткие.

Открытие залежи производится наиболее просто для случая, когда свод возможного пласта-коллектора определяется достаточно точно по данным геологического картирования вышележащих отложений или по данным сейсморазведки близкого по глубине горизонта. В этом случае обычно залежь открывается первой поисковой скважиной.

Для оценки размеров залежи скважины закладываются так, чтобы подсечь водонефтяной контакт. Для крупных сводовых залежей, связанных с брахиантиклиналями, эта задача решается заложением двух профилей по взаимно перпендикулярным направлениям, вдоль и поперек структуры. На крупных куполовидных структурах поисковые скважины целесообразно располагать на радиальных профилях (первая скважина - на своде, последующие три вокруг нее примерно через 120° по окружности). Поиски залежей на линейно вытянутых антиклиналях рекомендуется производить диагональным профилем из 3-4 скважин.

На структурах меньших размеров число поисковых скважин уменьшается до двух-трех. В частности, на брахиантиклинальных складках закладывается один поперечный профиль.

В общем случае скважины размещают с таким расчетом, чтобы вскрыть пласт на различных отметках, близких к предполагаемой отметке водонефтяного контакта. Выбор расстояний между поисковыми скважинами может быть более обоснованным, если имеются статистические данные о коэффициенте заполнения ловушек.

При поисках залежей, приуроченных к малоамплитудным поднятиям, на моноклинальном склоне или на склоне крупного свода следует обращать внимание на характер сочленения структуры с другими структурами, расположенными выше по региональному подъему слоев. Изучение морфологической характеристики структуры по сейсмической карте или по карте структурного бурения позволит найти так называемое «критическое направление», т. е. участок наиболее слабо выраженного замыкания («замок структуры»), который определяет возможность сохранения залежи и ее высоту. В этом случае после бурения сводовой скважины, выявляющей залежи нефти или газа, вторую скважину следует располагать в зоне «замка» с целью выяснения степени самостоятельности открытой залежи и ее высоты. В случае получения во второй скважине нефти или нефти с водой этих сведений может быть достаточно для того, чтобы судить об общих размерах открытой залежи. Если во второй скважине не будет получено притока нефти, то потребуется прорубить еще 2-3 скважины, располагая их на разных отметках.

Своды отдельных горизонтов в ряде случаев имеют смещение с глубиной, которое может быть связано с особенностью структурной формы складки. Это обстоятельство надо учитывать при заложении поисковых скважин, смещая их в сторону соответствующего крыла относительно свода, картируемого по верхним горизонтам.

Пластовые сводовые залежи нефти и газа иногда смещаются относительно свода ловушки под влиянием гидродинамических факторов и ограничиваются наклонным контактом. При этом разность отметок контакта в нефтяных залежах достигает десятков метров. В платформенных условиях такие залежи оказываются смещенными относительно свода на заметные расстояния, что необходимо учитывать при заложении поисковых скважин.

На многокупольной структуре могут быть обнаружены пластовые залежи с единым контуром. При вскрытии первой скважиной залежи нефти или газа на наиболее высоком куполе следующую скважину необходимо заложить в седловине между куполами. Если она вскроет полностью насыщенный пласт, то третья скважина должна быть заложена на участке раскрытия ловушки в пределах изогипсы, охватывающей все поднятие. Такая методика позволит быстро оценить размеры месторождения. Если вторая скважина окажется водоносной, дальнейшие поиски проводятся раздельно на каждом куполе.

Залежи пластовые, сводовые, нарушенные разрывами. Если амплитуда разрывов не связана с разделением залежи на изолированные блоки, поисковое бурение производится по методикам, аналогичным описанным выше. При наличии разрывов, разделяющих залежь на отдельные блоки, обусловливающие изменение конфигурации границ и увеличение изменчивости ее свойств по площади, задача оконтуривания этих блоков усложняется. Для ее решения необходимо определить положение и характер разрывов. Они могут носить характер сбросов или взбросов.

Наличие разрыва устанавливается по ряду признаков. Так, пропуск или повторение части разреза в скважинах указывает на наличие сброса или взброса. Если предполагается наличие сброса, разделяющего пластовую залежь на две части, то для их обнаружения закладываются две поисковые скважины по обе стороны от нарушения. В случае взброса иногда достаточно одной скважины, пересекающей его плоскость и вскрывающей обе части залежи. Оконтуривание залежей производится аналогично ненарушенным ловушкам сходной конфигурации.

Литологические залежи

Среди залежей этого типа выделяют две основные группы: залежи литологически экранированные, и залежи литологически ограниченные.

Залежи первой группы распространены довольно часто наряду с пластовыми залежами и располагаются на периклиналях или крыльях локальных структур (рис. 8). Они обнаруживаются чаще всего попутно при поисках других в основном сводовых залежей. Оконтуривание их также производится по мере изучения других залежей. Однако в некоторых случаях литологически экранированные залежи могут выходить далеко за пределы структуры, и тогда для их оконтуривания и промышленной оценки бурят специальные поисковые скважины, располагая их последовательно в направлении общего погружения пластов.

Литологические залежи, контролируемые локальными структурами, могут иметь и самостоятельное поисковое значение. Выклинивание пластов к своду поднятия приводит к образованию так называемых лысых структур. В этом случае залежь может быть кольцевой или распадаться на отдельные поля. Здесь первые поисковые скважины, располагающиеся по профилю, закладывались не в своде структуры, картируемой по подъему фундамента, а в пониженных частях ее склонов, установленных по сейсмическим картам.

В случае обнаружения залежи первоочередная задача заключается в установлении контура водонефтяного контакта и границы выклинивания пласта. Для этого закладывались профили из двух-трех скважин, приуроченных к понижениям на склонах выступа фундамента. При удачном выборе местоположения скважин первого профиля можно дать промышленную оценку открытой залежи. Последующие профили уже с целью разведки залежей располагались по обе стороны от основных на расстояниях 1, 5-2, 0 км. Расстояния между скважинами на профилях составляли 0, 5-1, 5 км.

Поиски залежей второй группы представляют более сложную задачу. Для ее решения необходимо тщательное изучение геологической обстановки, проведение палеогеографических и палеотектонических исследований, которые помогают выявить положение древних береговых зон, направление морских палеотечений и речных русел, зон интенсивного прогибания и древних погребенных поднятий, контролировавших распределение коллекторов и границы их выклинивания. Для обнаружения зон выклинивания коллекторов используются результаты сейсмических исследований в комплексе с профильным бурением.

Ловушки при выклинивании коллекторских пластов могут быть установлены путем построения структурных карт кровли продуктивного пласта, совмещенных с картами изолиний равных значений мощности. Они бывают приурочены к участкам наиболее высокого положения нулевой линии мощности коллекторов.

Поисковое бурение на литологически ограниченные залежи производится профилями, ориентированными вкрест простирания зоны распространения коллекторов и предполагаемой линии их выклинивания. Если в перспективном районе имеются локальные структуры, то первыми скважинами следует проверить их нефтегазоносность. В случае отсутствия на структуре залежей и коллекторов следующую скважину надо пробурить в пониженном участке склона, где возможно присутствие коллекторов. При их обнаружении следующую скважину закладывают для поисков залежи. Скв. 3 будет открыта залежь, а по мощности коллекторов в скв. 2 и 3 можно определить положение линии выклинивания. Скв. 4, размещенная по предполагаемому простиранию коллекторов, уточнит размеры уже открытой залежи и укажет направление увеличения мощности песчаного тела. Тогда скв. 5, вскрыв высокие значения мощности коллекторов, будет началом профиля для поисков второй заливообразной залежи и т.д.

Еще более сложным делом является обнаружение рукавообразных залежей. Для поисков таких залежей И.М. Губкиным было рекомендовано составление наклонных структурных карт с изображением рельефа русла палеореки и мощности песчаных отложений. Такие залежи открываются, как правило, при поисках и разведке залежей других типов. Их изучение и промышленная оценка могут быть произведены только после проведения разведки, при которой скважины размещаются «клином» от известного к неизвестному.

Однако при наличии перспектив открытия целого ряда таких залежей могут быть поставлены специальные работы путем бурения опорных профилей поисковых скважин вкрест регионального простирания зон песчано-алевритовых отложений.

Массивные залежи

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒