Основні теоретичні положення

Локальний прогноз нафтогазоносності повинен виконуватись для всіх площ, намічених до введення в пошукове буріння, та висвітлюється в спеціальному розділі проектів пошуково-розвідувального буріння на нових площах.

Локальним прогнозом називають оцінку нафтогазоносності за комплексом геологічних ознак об’єкта, локалізованого по площі (антиклінальна структура ІІІ порядку, різні типи неантиклінальних пасток) і по стратиграфічному розрізу (окремий резервуар нафти і газу).

Локальний прогноз тісно пов’язаний із зональним і виконується після нього. Відмінність між ними полягає у масштабах геологічних тіл, для яких виконується прогноз і у наборах геологічних ознак, які аналізуються.

Локальний прогноз виконується тільки для об’єктів, розташованих на перспективній території і приуроченних до перспективної частини розрізу. При такому підході локальний прогноз побічно враховує і критерії зонального прогнозу, тобто всі необхідні і достатні умови, що визначають нафтогазоносність надр.

Локальний прогноз складається з таких частин:

1. Прогноз колекторів в окремих горизонтах. Основою прогнозування колекторів при локальному прогнозі є складання карт колекторів окремих нафтогазоносних пластів, що складають продуктивний горизонт невеликої товщини. Карти складаються для території окремих зон, ділянок або всього нафтогазоносного регіону в масштабі від 1:50000 до 1:200000 у залежності від наявності фактичного матеріалу. На картах відображається:

а) товщина піщано-алевритової літо-фації і зони відсутності останньої;

б) ділянки рівних кількостей піщано-алевритових пластів в межах продуктивного горизонту;

в) зони поширення порід-колекторів за переважними класами.

Ефективна товщина горизонтів визначається з графіків статистичної залежності її від загальної товщини піщано-алевритової літофації.

Прогноз фізичних властивостей порід-колекторів здійснюється на основі детальних літолого-фаціальних і петрографічних досліджень. Вивчаються епігенетичні перетворення порід-колекторів у відповідності з глибинами їхнього залягання й умовами нагромадження.

2. Прогноз флюїдоупорів і хибних покришок. Результати геологічного (товщина, літолого-фаціальний склад), літофізичного, фізико-хімічного вивчення малопроникних товщ (пачок, прошарків), дані про фазовий склад і геохімічні особливості вуглеводневих скупчень свідчать про різноманітність екранувальних властивостей покришок продуктивних горизонтів у нафтогазоносних регіонах.

Різноманітні й взаємозв’язки між покришками та колекторами. Поряд з резервуарами, які характеризуються різкими контактами покришок і колекторів (“двошарові” резервуари), широко поширені також “тришарові” резервуари. В останніх між колекторами та екраном присутня проміжна товща порід. Вона є проміжною не тільки за своїм положенням, але і за фізичними параметрами: вона не має властивостей колектору, але й не є покришкою. В літературі такі проміжні товщі ще називаються “хибною” покришкою або “напівпокришкою”. За літолого-петрографічним складом “хибні” покришки можуть бути представлені глинистими алевролітами, дуже глинистими пісковиками, тріщинуватими аргилітами, ангідритами та вапняками. При розкритті таких порід свердловинами часто спостерігається підвищення фону за даними газового каротажу, керн нафтонасичений або газонасичений. Однак у процесі випробування одержати промислові припливи нафти чи газу з таких товщ не вдається. Нерідко з них одержують викиди газу внаслідок наявності АВПТ. Дослідження в різних нафтогазоносних регіонах країни показали, що проміжна товща (“хибна” покришка), знаходячись безпосередньо під покришкою, може значно зменшити корисний об’єм пастки в пласті-колекторі.

Дані про значення товщини та літологічної характеристики флюїдоупорів і напівпокришок у межах досліджуваного локального об’єкта визначаються із зональних карт якості істинних і хибних покришок. При відсутності таких карт висновок про параметри цих покришок робиться на основі екстраполяції даних по найближчих площах, де є пробурені свердловини.

3. Прогноз локальних піднять або пасток інших типів (при відсутності встановлених). У ряді випадків, коли пошукове буріння ставиться не на підготовленому сейсморозвідкою об’єкті (встановленим локальним підняттям або пастки іншого типу), а на прогнозованому піднятті в поєднанні з наявністю АТП, у проекті варто висвітити питання про виділення прогнозної пастки. Для прогнозування малоамплітудних похованих локальних піднять застосовується палеотектонічний, графоаналітичний, неотектонічний та інші методи.

4. Прогноз висоти покладів нафти і газу.

Ступінь заповнення пастки (висота покладу) знаходиться в прямій залежності від товщини напівпокришки, оскільки розміри пастки визначаються не за покрівлею колектору, а за покрівлею хибної покришки.

Якщо товщина хибної покришки перевищує амплітуду складки за покрівлею колектору, то така антиклінальна структура перестає бути пасткою для вуглеводнів.

Наявність хибної покришки негативно позначається також на можливості акумуляції покладів у всіх різновидах неантиклінальних пасток. Так, зона літологічного чи стратиграфічного виклинювання стає пасткою тільки за умови, що в напрямку вгору за підняттям порід одночасно з колектором або нижче нього по висоті (але не вище) виклинюється також хибна покришка. В іншому випадку зона виклинюввання колектору не є пасткою для ВВ.

Тектонічно екранований блок порід також може бути пасткою за умови, що не тільки колектор по скиду межує із флюїдоупорами сусіднього крила, але й напівпокришка. При згідному скиді це досягається, коли амплітуда його більше загальної товщини колектору і хибної покришки, а при незгідному – більше тільки хибної покришки. В іншому випадку тектонічно екрановані блоки не будуть пастками для ВВ.

5. Прогноз фазового стану ВВ. Прогноз фазового стану вуглеводнів у більшості випадків є завданням зонального прогнозу, тобто дуже часто виділяються роздільні зони нафто- або газонагромадження. В цьому випадку прогнозований у межах аналізованого об'єкта покладів визначаються з карт кількісної оцінки перспектив нафтогазоносності, що маються по всіх регіонах і комплексам. У зонах змішаного складу ВВ (нафтогазоносних) внаслідок прояву принципу диференціального уловлювання ВВ фазовий стан їх може відрізнятись в сусідніх пастках (наприклад, ланцюжок локальних піднятть) у залежності від їхнього гіпсометричного положення. У цьому випадку визначення фазового стану ВВ, стає також завданням локального прогнозу. Вона зважується з урахуванням типу покладів на сусідніх площах і розташування щодо їхнього аналізованого об’єкта.

6. Прогноз можливості наявності АВПТ. Виконується у відповідності зі спеціальними методичними положеннями.

7. Кількісна оцінка перспективних (категорії С₃) ресурсів нафти і газу. Локальний прогноз досліджуваного об’єкта закінчується кількісною оцінкою перспективних ресурсів нафти і газу (категорія С₃), подібно до того, як зональний прогноз завершується підрахунком прогнозних ресурсів. Перспективні ресурси підраховуються на основі отриманих за результатами локального прогнозу параметрів: товщини колектору, його ємнісно-фільтраційних властивостей, площі і висоти пастки та ін.