3119

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

С.Н. Кривощеков

ОСНОВЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Утверждено Редакционно-издательским советом университета

в качестве учебно-методического пособия

Издательство Пермского национального исследовательского

политехнического университета

2016

1

УДК 553.98 К82

Рецензенты:

канд. геол.-мин. наук С.Е. Башкова (АО «КамНИИКИГС», г. Пермь); д-р геол.-мин. наук, проф. В.И. Галкин

(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Кривощеков, С.Н.

К82 Основы прогнозирования нефтегазоносности : учеб.-метод. пособие / С.Н. Кривощеков. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2016. – 83 с.

ISBN 978-5-398-01671-0

Изложены материалы по методике прогнозной оценки нефтегазоносности структур на примере территории Соликамской депрессии. Оценка нефтегазоносности производится с помощью вероятностностатистических методов путем создания моделей условных комплексных вероятностей по геохимическим, геодинамическим, морфологическим, структурно-мощностным, геолого-миграционным, гидрогеологическим показателям, а также по показателям, описывающим изученность территории геолого-геофизическими методами. Даны задания длявыполненияНИРстудентами.

Предназначено для студентов направления «Прикладная геология» специализации«Геологиянефтиигаза».

УДК 553.98

Учебно-методическое пособие подготовлено в рамках выполнения базовой части государственного задания.

2

3

ПРЕДИСЛОВИЕ

Работа выполняется студентами 5-го курса специальности «Геология нефти и газа» самостоятельно на основе проведенных научных исследований по прогнозной оценке нефтегазоносности структур на территории Соликамской впадины. Цель выполнения данной работы – освоение первичных навыков проведения научных исследований и описания полученных результатов. Для выполнения работы студенты должны иметь опыт работы по геологии и геохимии нефти и газа, математическим методам в нефтегазовой геологии, нефтегазоносным провинциям, практику поисково-разведочных работ. Результаты научно-исследовательской работы студентов должны быть представлены в форме доклада на научной конференции горно-нефтяного факультета.

Данная тема исследования и район выполнения работ выбраны по следующим причинам:

1.Имеется достаточный фактический материал по геологическому строению и нефтегазоносности в районах бурения поисковоразведочных скважин на 90 площадях Соликамской депрессии.

2.Имеется разработанный на кафедре геологии нефти и газа математический аппарат для прогноза нефтегазоносности локальных структур по информативным критериям.

3.Существует достаточное количество научной литературы по прогнозу нефтегазоносности локальных структур, включая территорию северо-востока Волго-Уральскойнефтегазоноснойпровинции.

4.Ресурсы нефти на территории Соликамской впадины оцениваются в объеме более 100 млн т, что составляет более 50 % всех ресурсов нефти Пермского края, здесь в настоящее время подготовлено к глубокому бурению 19 локальных структур с ресурсами более 50 млн т.

5.Научное обоснование ранжирования структур по степени перспектив нефтегазоносности с вероятностных позиций необходимо еще и потому, что здесь надо размещать скважины в пределах присутствия в верхней части разреза Верхнекамского месторожде-

4

ния калийно-магниевых солей (ВКМКС), что ограничивает бурение большого количества поисковых скважин в целях обеспечения экологической безопасности разработки ВКМКС.

Выполнение данной работы позволит студентам проследить весь процесс проведения поисково-разведочных работ на территориях с совмещенным расположением месторождений углеводородов и калийно-магниевых солей, т.е. территориях со сложными условиями проведения поисково-разведочных работ.

5

1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Как показывает практика, отрицательные результаты в отношении нефтегазоносности при разбуривании подготовленных сейсморазведкой объектов вызваны двумя причинами. Во-первых, часть структур оказываются некондиционно подготовленными сейсморазведкой, антиклинального поднятия у них нет, фактически такие структуры являются несуществующими (неподтвердившимися), так как нет критического замыкания структур, во-вторых, некоторые кондиционно подготовленные структуры по тем или иным причинам не содержат залежей углеводородов (УВ) (непродуктивные структуры). Существование классов нефтегазоносных, непродуктивных и неподтвердившихся структур предопределяет возможность создания вероятностных моделей, оценивающих эффективность постановки глубокого бурения на том или ином поднятии.

Идея о том, что прогноз может основываться на анализе данных за прошедшие годы, общеизвестна. Теоретические условия прогнозирования нефтегазоносности детально изложены, например, в работах [3, 6, 7, 10, 15]. Существенным элементом научного метода прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности структур до проведения на них глубокого бурения является метод геологических аналогий. Суть этого метода состоит в сопоставлении характеристик новых подготавливаемых объектов с подобными, уже хорошо изученными глубоким бурением.

При разработке методик прогнозирования важное место занимает понятие информативности показателей. Под информативными по отношению к нефтегазоносности понимаются показатели, имеющие статистические связи с нефтегазоносностью структур.

Обычно критерии нефтегазоносности делят на две группы. К первой группе отнесем совокупность критериев, непосредственно связанных с характеристиками локальной структуры (локальные критерии). Такие критерии (тип локальной структуры, ее морфологические характеристики и т.д.) характеризуют непосредственно только сам конкретный объект поисков. В качестве примера локальных информа-

6

тивных критериев используют амплитуду А и площадь S, отношения АS , размеры оси структуры L. Очевидно, что для этих показателей

невозможно с помощью интерполяции построить объективные пространственные модели. Это утверждение можно проиллюстрировать следующимпростымпримером. Пустьна некоторомудалениидругот друга сейсморазведкой подготовлены две высокоамплитудные структуры (А > 40 м). Очевидно, что непосредственно между ними наличие еще высокоамплитудного объекта маловероятно, хотя интерполяция приведетименноктакомуневерному выводу.

Вторая группа критериев (региональные показатели) влияет на нефтегазоносность опосредованно, через более крупные тектонические элементы. Региональными критериями, например, являются геохимические показатели и глубины маркирующих горизонтов. Принципиальная особенность критериев второй группы заключается в том, что они обычно закономерно распределены по площади исследования, вследствие чего именно интерполяция является основным методом оценки их величин.

С целью оптимизации решения задачи прогнозирования введем ряд важных допущений для территории Соликамской депрессии. Нефть и газ рассматриваются как продукты преобразования исходного живого вещества биосферы(органическоепроисхождениенефти).

В основу моделей генерации УВ может быть положено представление о наличии первичного генерационного потенциала пород

ипреобразовании органического вещества (ОВ) по мере погружения пород в геологическом времени. Важная роль в процессе преобразования исходного ОВ и дальнейших процессах, приводящих к формированию залежей нефти и газа, отводится температуре недр

иее изменению во времени.

Проблеме оценки генерационного потенциала территорий посвящено значительное количество исследований. Генерационный потенциал нефтематеринских пород Q оценивается обычно исходя из количества эмигрировавших в процессе катагенеза ОВ жидких и газообразных УВ, для оценки его величины предложен ряд расчетных ме-

7

тодик [18, 24, 25, 31, 32]. Исходя из значений Q производят балансовые расчеты количества жидких и газообразных УВ, поступающих в резервуар на различных стадиях катагенеза ОВ. Степень катагенеза меняется в течение геологической истории и зависит от величин пластового давления и темпа прироста пластовой температуры. При этом основным фактором, влияющим на катагенетические условия развития территорий, является именно температура, определяемая, в свою очередь, глубиной и скоростью тектонического прогибания генерирующих толщ. Помимо тектонических показателей также определяющее влияние на генерационные возможности территорий оказывают геохимическиехарактеристикинефтематеринскихпород.

Применительно к Соликамской депрессии и сопредельным территориям проведенные многолетние комплексные исследования и систематизация фактического материала позволяют сделать вывод о генетической связи нефтей в каменноугольных отложениях с ОВ нефтематеринских пород девонско-турнейского комплекса [2, 5, 8, 27]. К настоящему времени накоплен обширный фактический материал по свойствам нефтей, газов и ОВ, используя который можно районировать территории исследования по перспективам нефтегазообразования. Данная проблема должна быть решена на основании комплексной вероятностной оценки влияния на процессы нефтегазообразования тектонических и геохимических факторов. Подобный подход, помимо его теоретической значимости, также позволяет перейти в дальнейшем к практическому использованию вероятностной оценки Рген.

При вероятностной оценке аккумуляции углеводородов (Ракк) в основу положено представление о приуроченности залежей УВ к положительным локальным структурам (антиклинальная теория). Ввиду этого основным фактором, определяющим вероятности Ракк и Рсохр, является наличие в потенциально продуктивных отложениях одновременно комбинации коллекторов, покрышки и замкнутой положительной структуры. Целесообразность постановки глубокого бурения будет в конечном итоге определяться количественными

8

характеристиками: амплитудой, площадью структуры, эффективными толщинами, толщиной покрышки и т.д.

Обобщение для различных территорий информации по исследованиям нефтегазоносности показывает, что многие исследователи при описании процессов миграции, аккумуляции и сохранения залежей УВ часто используют одни и те же геологические показатели [17, 20, 26, 28–30, 33]. Для территории Соликамской депрессии будем использовать именно этот подход.

Вряде случаев при локальном прогнозе нефтегазоносности придают большое значение местоположению структур относительно ослабленных тектонических зон, которые, с некоторой степенью условности, в литературе часто отождествляют с разломами [9, 13].

С целью установления количественного влияния разломов на нефтегазоносность локальных структур в работе [13] изучено распределение нефтегазоносных и пустых структур для различных в тектоническом отношении территорий. Сопоставление выполнялось по Туранской, Западно-Сибирской, Скифской и Русской плитам, характеризующимся наличием в разрезе различных по возрасту нефтегазоносных комплексов. На основании анализа более тысячи объектов было установлено, что для всех территорий наблюдается тенденция к снижению вероятности наличия залежи с удалением от разломов. Отметим, что динамика изменения вероятностей для различных геологических условий индивидуальна. При рассмотрении локальных составляющих этих нефтегазоносных провинций также прослеживается снижение вероятностей нефтегазоносности структур с удалением их от разломов, хотя в данных случаях изменение вероятностных кривых характеризуется более сложным видом. Проведенный корреляционный анализ позволил установить тесную значимую корреляционную связь между вероятностью наличия залежи

ирасстоянием структур до разломов [13].

Вработе [4] для территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции получена связь нефтегазоносности не столько с региональными нарушениями, сколько с проницаемыми зонами земной коры и осадочного чехла. При этом рассмотрено влияние флексур на

9

расположение каменноугольных залежей над региональной кынов- ско-саргаевской покрышкой. Более 55 % всех рассмотренных при анализе месторождений находится на расстоянии до 2 км от флексур, 25 % месторождений – на расстоянии от 2 до 10 км от флексур, и на расстоянии свыше 10 км находится 20 % месторождений. При этом по мере удаления месторождений от флексур уменьшаются средние запасы месторождений, а по мере уменьшения крутизны крыльев структур по территориальному девону увеличивается количество пустых структур [4].

В работе [16] приводится схематическая карта размещения месторождений нефти, газа и конденсата относительно рифтогенных зон северных и арктических районов Западной Сибири. На этой карте показаны зоны основных, второстепенных рифтов и рифтоподобных структур, гипсометрия кровли верхней юры и контуры месторождений углеводородов. Авторы на основе анализа размещения месторождений УВ относительно выделенных рифтов и рифтоподобных структур приходят к выводу о том, что практически все залежи УВ приурочены именно к ним, преимущественно располагаясь на межрифтовых поднятиях либо непосредственно в пределах рифтоподобных структур [16].

Помимо тектонически ослабленных зон на миграционное перераспределение УВ оказывают влияние экранирующие свойства региональных покрышек. В работах [11, 12] c помощью вероятностностатистических методов для Пермского края исследовано влияние на нефтегазоносность разреза экранирующих свойств покрышек. В частности, установлено, что при ухудшении экранирующих свойств и уменьшениимощноститульской региональнойпокрышки происходит относительное обеднение УВ нижнекаменноугольных отложений и обогащениеУВсреднекаменноугольных ловушек.

По мнению авторов данной работы, именно структурный фактор является одним из определяющих при прогнозе нефтеносности малоразмерных объектов, так как именно раскрытие (отсутствие) ловушки является в этом случае основным геологическим риском. На перспективы нефтегазоносности локальных поднятий большое

10