Геология и геохимия нефти и газа

На рис. 19, 20, 21, 22 и 23 приведены примеры месторождений с различными типами залежей.

Залежипашийскихотложенийсхематический разрез по линии I-I

Нефтяная залежь пласта Д-I пашийских отложений

Рис. 19. Пластово-сводовая залежь Радаевского месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной

провинции (по В.И. Калинину)

81

Нефтяная залежь башкирских отложений

Нефтяные залежи башкирских отложений

Рис. 20. Массивная залежь Могутовского месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной

провинции (по В.П. Багданову и В.Ф. Крымову)

82

иА для оценки нефтегазоносности ловушек Соликамской де-

S

прессии. Данные характеристики использованы по следующим геологическим поверхностям:

А(Р1 ) .

S (Р1 )

Кроме того, использовались данные по площади структуры по совмещенному контуру (Sо) и размеры длинной и короткой осей по совмещенному контуру (LД, LК).

Как и ранее, по характеристикам А, S, А , Sо, LД, LК были

S

вычислены средние значения, среднеквадратичные отклонения

85

и с помощью критерия t выполнена оценка степени их влияния на нефтегазоносность (табл. 6). Из таблицы видно, что по критерию t практически все морфологические характеристики являются информативными. Статистически неразличны средние значения для нефтяных и пустых структур только по А(С1VК ) ,

Таблица 6 Статистические характеристики амплитуды (А), площади (S), интенсивности ( А/ S ), размеров осей (L) для нефтяных

и пустых структур

86

Окончание табл. 6

Кроме этого, выполненный анализ средних значений А, S,

А показал, что они для нефтяных и пустых структур вверх по

S

разрезу изменяются достаточно закономерно. Если подошве визейского терригенного комплекса присвоить индекс 1, а остальным верх по разрезу – соответственно 2, 3, 4, 5 и эти величины сопоставить со средними значениями для пустых структур (АП,

87

SП, АП ), то количественно можно будет оценить изменение

SП

этих показателей по разрезу. Для этого были вычислены коэффициенты корреляции r: между поверхностями – N (1, 2, 3, 4, 5) и этими средними значениями показателей для нефтяных и пустых структур. Наличие значимых корреляционных связей между АН, АП и N позволяет оценить количественно, на сколько метров уменьшаются амплитуды структур по разрезу от С1VП до Р1. Вычисления показали, что для нефтяных структур это 49,1 м, для

статистически незначимыми, но на качественном уровне можно отметить, что они также меняются для нефтяных и пустых структур по различным закономерностям.

Анализ, выполненный по территории Соликамской депрессии, показывает, что существование залежей углеводородов

действительно зависит от А, S и А .

S

Интересные данные получены по информативности морфологических параметров локальных структур по ДнепровскоДонецкой впадине, согласно которым для продуктивных структур амплитуда составляет 265 м, а средняя амплитуда пустых структур равна 226 м.

Средняя интенсивность для продуктивных структур равна 15,5 м/км2, а для пустых – 12,7 м/км2. Еще сильнее различаются морфологические характеристики продуктивных и пустых структур в зависимости от возраста отложений. Так, для среднекаменноугольных продуктивных структур средняя амплитуда и

интенсивность равны соответственно А = 250 м и А/ S = = 14,4 м/км2, а для пустых структур этого же возраста средняя

88

амплитуда и интенсивность равны 120 м и 8,5 м/км2. Для ниж-

А/ S = 8 м/км2.

Информативны при прогнозе нефтегазоносности локальных поднятий морфологические характеристики и для других территорий. Например, для Западно-Сибирской НГП, по данным А.Н. Ласточкина, амплитуда продуктивных поднятий по кровле фундамента составляет 97 м, пустых – 77 м, по кровле сеномана соответственно 101 и 21 м. Структуры в пределах юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья имеют средние значения амплитуд нефтегазоносных структур в 1,5– 2,8 раза выше, чем пустых, при высоком значении t и достаточно близких среднеквадратичных отклонениях и коэффициентах вариации. Для Амударьинской синеклизы средняя амплитуда продуктивных структур составляет 116 м, пустых – 10 м, при площадях соответственно 127 и 82 км2. Для Волго-Уральской НГП средняя амплитуда нефтегазоносных структур составляет 50 м, для пустых структур – 20 м, при средних площадях структур, равных соответственно 70 и 35 км2. Причем для ВолгоУральской НГП геологические запасы достаточно тесно коррелируются с площадью структур (r = 0,83 при количестве рассматриваемых структур, равном 603).

Для территории Пермского края средняя амплитуда структур по второму отражающему горизонту АII для нефтегазоносных структур составляет 39,5 ± 33,2 м, при размахе значений от 7 до 169 м, пустых – 28,5 ± 21,4 м и изменяется от 4 до 200 м. Связь между АII и Р(W1/АII) является статистически значимой. Вышеприведенная зависимость показывает, что чем выше амплитуда, тем контрастнее выражен локальный объект, тем больше возможность ловушки аккумулировать и в дальнейшем сохранять мигрирующие массы УВ (табл. 7).

89

Показатель площади структуры имеет значительно меньшую информативность, чем амплитуда структур.

Показатель интенсивности структур представляет собой отношение амплитуд поднятий к их площади. Этот показатель характеризует как возможности миграции УВ, так и условия их аккумуляции. Чем выше интенсивность структуры, тем большими возможностями аккумуляции она обладает. Интенсивность в определенной степени отражает нарушенность пород чехла на участке структуры, что влияет на вероятные масштабы миграции УВ, обусловливая более широкое ее распространение, увеличивая этаж нефтегазоносности в разрезе.

В качестве попытки разностороннего рассмотрения залежей следует рассматривать классификацию залежей углеводородов по следующим признакам: запасы, строение коллектора в ловушке, тип коллектора, тип экрана в ловушке, величина рабочих дебитов. Как показывает практика, наиболее важной,

90