Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологическое строение и методика подготовки нефтегазовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области к подсчету запасов и проектированию разработки

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и методика подготовки нефтегазовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области к подсчету запасов и проектированию разработки"

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ИМЕНИ АКАДЕМИКА А.П.КРЫЛОВА (ВНИИ)

- На правах рукописи

УДК 553 98(571.56)

удк гсо. г 1

ЗЫКОВ Евгений Александрович

. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И МЕТОДИКА ПОДГОТОВКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТ0Р01ДЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКО0 НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ К ПОДСЧЕТУ ЗАПАСОВ И ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ

специальность 04.00.17 -

Теология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва-1990

Работа выполнена во Всесоюзном нефтегазовом научно-иссле-повательском институте имени академика А.П.Крылова (ВНИИ)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор - главный научный сотрудник лаборатории геологических проблем неЗ ти и газа Института проблем нефти и газа Иабрев И.П.;

кандидат геолого-минералогических нау ведущий научный сотрудник лаборатории нефтепромысловой геологии и геологиче ких моделей ВНИИнефти Быков Н.Е.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Гаттенбергер 13.П.

Ведущее предприятие: ПО "Якутгазпром", г. Якутск.

Защита состоится 1 "I МЗ.Я 1991 г. вЮ —часо1

на заседании специализированного совета Д.104.02.01 ВАК СССР при Всесозном нефтегазовом научно-исследовательском институте (ВНИИ) Москва, 125422, Дмитровский проезд, 10.

С диссертацией модно ознакомиться в библиотеке ВНИИ. Автореферат разослан " 47 " оспрСЛЯ 1991 г.

Ученый секретарь

специализированного совета Д.104.02.01, старший научный сотрудник М.М.Максимов

;•• " 3 " 4 I

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

■ ■л

Актуальность проблемы. Дальнейшее планирование уровней до-

5ычи нефти в стране в настоящее время во многом зависит от возможности открытия и освоения месторождений в новых районах. В :вязи с этим важнейшее значение приобретает установление и нара-1ивание промышленных запасов нефти на территории Восточной Сибири. Открытие и освоение новых нефтяных, нефтегазовых и газонеф-ряных месторождений в пределах этого региона должно способство-зать более равномерному размещению нефтедобывающей и нефтепере-)абатываюшей промышленности в стране и снижению затрат на тран-¡портировку нефти и нефтепродуктов, необходимых для быстро разевающегося народного хозяйства восточной части Советского Со-)за.

Цель работы, разработать методику подготовки нефтегазовых (есторождений Непсно-Ботуобинской нефтегазоносной области к юдсчету запасов и проектированию разработки.

Обоснование постановки темы диссертации и задачи исследо-|ания. Тема поставлена в связи с необходимостью подготовки к юдсчету запасов и проектированию разработки нефтяных и нефте-'азовых залежей в палеозойских отложениях Восточной Сибири.

Основным объектом изучения являлась Непско-Ботуобинская [ефтегаэоносная область Восточной Сибири, так как в настоящее' |ремя она обладает наибольшими перспективами открытия новых :ромышленных скоплений углеводородов и относительно лучве игуче-а глубоким бурением.

В работе обобщен и проанализирован фактический материал по еологическому строению установленных в области Средне-Ботуобик-кому, Тас-Юряхскому и Иреляхскому месторождениям Якутской АССР,

а также по Верхнечонскому, Даниловскому, Дулисминскому, Ярактин-скому и , отчасти, Марковскому месторождениям Иркутской области

Сложность строения указанных и аналогичных месторождений, трудность их поиска и разведки, сопровождающаяся значительными затратами материально-технических средств и времени, определяет необходимость решения при выполнении работы следующих основных задач.

I. Выявить главные закономерности в условиях формирования ловушек в степени их осложненности дизъюнктивными нарушениями, в растпространении продуктивных горизонтов, в характере изменчивости их фильтрационно-емкостных свойств.

2. Разработать на основе анализа строения трапповых инстру-зий метод прогнозирования наличия дизъюнктивных нарушений.

3. На основе анализа термобарических условий месторождений определить возможность прогнозирования на них аномально низких пластовых давлений (АНПД).

А. Выполнить вероятностную опенку запасов нефти отдельных месторождений с целью построения зависимостей величин доказанных (Док.), вероятных (Вер.) и возможных (Воз.) запасов нефти от рас стояния между поисковыми и разведочными скважинами и использования этих зависимостей при разведке новых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

5. Определить достаточную степень изученности месторождений с целью уточнения границ предварительной и промышленной стадий разведки, установления оптимального количества разведочных скважин для указанных стадий разведки для ловушек сводного типа.

6. Установить влияние соотнокения газовой и нефтяной частей залежи на коэффициент извлечения нефти.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных за-, цач проводилось на основе геологической и статистической обработки большого количества информации, полученной при проведении по-певых геофизических исследований, параметрического, поискового и зазведочного бурения, промысловых геофизических исследований, изучения керна на восьми месторождениях Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. Для выполнения вероятностной оценки запасов применялась 35!.!.

Научная новизна.

1. Для нефтегазовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области впервые для различных типов ловушек и залежей юлучены зависимости величин доказанных, вероятных и возможных запасов от степени изученности залеяей;.для залекей, приуроченных < ловуикам сводового типа определена оптииальная степень разве-данности.

2. На основе изучения интенсивности тектонической нарушен-юсти месторождений, толаины вечномерзлых пород, суммарной толии-ш соленосных толщ предложен метод прогноза величины пластовых явлений.

3. Для прогнозирования наличия тектонических нарупений ре-юмендован метод, основанный на анализе строения трапповых интру-жй.

4. Расстановку поисково-разведочных скважин рекомендуется гроизводить в полосообразных зонах меридионального, иногда широт-юго простирания, с которыми связаны повышенные значения порис-■ости и проницаемости.

5. Предложена (вместе с соавторами) для определения коэффи-!иента извлечения нефти нефтегазовых залежей зависимость этого

коэффициента от относительного размера газовой шапки.

6. Для осуществления рациональной методики подготовки нефтегазовых месторождений к подсчету запасов и проектированию разработки рекомендовано основывать ее на комплексе исследований - выявлении и учете особенностей и закономерностей геологического строения месторождений, применении вероятностной оценки запасов и решении оптимизации задач достаточной степени изученности месторождений.

Вышеуказанные результаты исследований легли в основу методики подготовки нефтегазовых месторождений к подсчету запасов и про ектированию разработки.

Практическая ценность работы , в целом, заключается в возмож ности применения производственными и научно-исследовательскими организациями полученных результатов в процессе подготовки к подсчету запасов и к проектировании разработки сложнопостроенных неф тегазовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

В частности выявленные закономерности геологического строенш нефтегазовых залежей позволяют более обоснованно определять их строение, а также более рационально располагать по их плошади поисковые и разведочные скважины. Планировать количество доказанных, вероятных и возможных запасов в зависимости от ожидаемого типа ловушек и залежей и от степени их изученности. Определять количество разведочных и опережающих эксплуатационных скважин, исходя из предложенного оптимального уровня изученности залежей, приуроченности к различным типам ловушек. Определять коэффициент извлечения нефти нефтегазовых залежей по относительному размеру газовой шапки.

Апробация . Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на :

- научно-практической конференции "Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АССР" (г.Якутск, 1983 г.);

- совещании "Методы оценки ресурсов нефти и газа и пути их совершенствования" (г.Москва, 1983 г.).

-Публикации ■ По результатам выполненных научных исследований опубликовано 7 печатных работ.

Объем работы . Работа состоит из введения, 7 разделов ( глав ), заклвчения и списка литературы. Диссертация содеряит 271 стр. и включает 158 стр.мавинописного текста, 16 таблиц на 21 стр. 86 рисунков на 79 стр. и список литературы из 101 наименования на 11 стр.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении раскрывается актуальность темы диссертации. Перечисляются объекты изучения ( месторождения). Излагается совокупность проблем и методов их резения, использованных в диссертационной работе.

В первой главе - рассматриваются основные черты геологического строения региона. Она подразделяется ка три раздела.

В первом разделе приводится краткая литолого-стратиграфичес-кая характеристика осадочных отложений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области на основе исследований, выполненных И.М.Мельниковым, Г.Г.Шекиным (1978 г.), В.Н.Воробьевым (1978-1981 гг.), Л.0.Ефимовым, М.Л.гарковым (1978 г.).,Д.И. Килиной (1978 г.), Б.С.Соколовым, В.В. Хоментовским (1980 г.), Е.П. Бутаковым, Э.Г.Вике (1978 г.), З.А.Акульчевой, З.Х.Файзулиной (1976 г.) и др. Основные выводы раздела сводятся к следующему:

1.Общая толеинз осадочного чехла Кепско-Ботуобинской анте-

клизы находится в основном в пределах 1970-2660 метров и вполне доступна для изучения глубоким бурением.

2. Увеличение общей толщины осадочных отложений имеет место в направлении от центральной части нефтегазоносной области к ее периферийным участкам.

3. На основании региональной корреляционной схемы можно предположить, что отложения курсовской, иктехской, сокуканской (частично) и юрегинской свит юго-западной Якутии соответствуют отложениям нижнемотской подсвиты, средне и верхнемотской подсви-тамЛлишь кровля верхнемотской подсвиты отбивается несколько выше кровли иктехской свиты), усольской свиты Иркутской области. Нижний и верхний пласты усть-кутского горизонта Иркутской области сс ответствуют кровельной части иктехской свиты и подошвенной части иктехской свиты юго-западной Якутии. Верхний пласт осинского гори зонта юго-западной Якутии отвечает собственно осинскому горизонту Иркутской области. Нижний пласт осинского горизонта отвечает пачк доломитов с прослоями солей, залегающей в подошве усольской свиты Иркутской области.

4. Терригенная часть осадочного чехла, с которой связаны основные перспективы нефтегазоносности, приурочена, главным образом к нижней его части и от обшей толщины разреза составляет всего лишь 1,3-6,2 процента.

5. Строение осадочного чехла, особенно карбонатных и соленос ных отложений, осложнено наличием трапповых интрузий.

6. В разрезе месторождений выделяется три соленосно-карбонат ных толщи - нижнля, средняя и верхняя с общими толщинами соответственно 175-340 м, 94-157 м, 115-647 м, количеством пластов - 20 26, 9-16, 5-17 и максимальными толщинами отдельных пластов солей 70 м, 22 м, 209 м.

Второй раздел посвящен особенностям тектонического строения анализируемых месторождений.

В нем рассматриваются характерные черты строения антеклиэы и осложняющих ее структур I и П порядка. Непско-Ботуобинская ан-теклиза размером 1000x350 км вытянута с юго-запада на северо-восток и имеет ассиметричное строение с пологим западным крылом (углы наклона 81) и более крутым восточным (углы наклона 34*). Структуры антеклизы I и П порядка характеризуются разнообразными амплитудами, соответственно 400-500 м и 75-500 м и углами наклона крыльев соответственно 81 - 251 и 91 - 4° . Антеклиза осложнена значительным количеством региональных разрывных нарушений, определяющих ее блоковое строение.

Далее рассматривается тектоническое строение основных типов выявленных структур, с которыми связаны месторождения нефтегазоносной области. Выделено четыре типа структур. К первому типу относятся малоамплитудные (36-63 м) брахиантиклинальные складки сложной конфигурации (размеры от 15x6 км до 96x26 км) с пологими ассиммет-ричными углами наклона (). С ними связаны Средне-Ботуобинс-кое, Иреляхское и Тас-Юряхское месторождения. Второй тип представлен куполовидными (размер 60x50 км) малоамплитудными ( 75 м) поднятиями сложной конфигурации. К ним приурочено Верхнечонское месторождение. К третьему типу относятся области моноклинально залегающих пластов (углы падения пластов 81-581). К ним приурочено Даниловское месторождение. К четвертому типу также относятся области моноклинально залегающих пластов, однако характеризующиеся, в сравнении с третьим типом, меньшими углами падения пластов порядка 5*-[I1. С ними связаны Дулисминское и Ярактинское месторождения. Все 5ез исключения структуры нефтегазоносной области осложнены дизъюн-стивными нарушениями, которые характеризуются вертикальными поверх-

ностями разрыва.

Была определена степень осложненности структур дизъюнктивными нарушениями как по площади, так и по разрезу. Плопадная ослож-ненность (Тз , км/км') дизъюнктивными нарушениями находилась каг отношение протяженности дизъюнктивных нарушений к плошали структуры. За осл'ояненность структур дизъюнктивными нарушениями по разрезу (Тн, м), принимался интервал амплитуд дизъюнктивных нарушений, располояенных на площади структуры. Первому типу структур отвечает высокая (Т^ = 0,26-0,6 км/км" и Тн от 15-9 до 36-3 м), структурам второго, третьего и четвертого типов - средняя ослоаненность дизъюнктивными нарушениями (Т^ =0,05-0,07 км/км' и Тн от 13-1 до 32-1 м).

Третий раздел посвящен рассмотрению времени формирования ловушек. С этой целью были построены палеогеологические профили по методу анализа толщин (В.В.Белоусов, 1976 г.). Анализировалось строение структурных поверхностей, связанных с продуктивными - оси ским горизонтом, ботуобинским горизонтом и кровлей НИЕНемОТСКОЙ подсвиты. За поверхности сравнения были приняты стратиграфические разделы, так как они являются довольно хорошими реперами.

Били построены восемь групп палеопостроений для различных плоскостей сравнения и одна группа современных профилей. В результате были сделаны следующие выводы:

1. Ловушки, к которым приурочены месторождения, делятся на две группы - унаследованного развития (первая группа - Средне-Бо-туобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское и Даниловское месторождения) и испытавшие переформирование (вторая группа - Еерхнечонское и Дулисминское месторождения).

2. Образование обеих групп ловупек началось с начала отлоке-ния осадклв кембрийского возраста.

3. Внедрение трапповых интрузий не привело к расформированию ловушек.

Во второй главе рассматриваются термобарические условия месторождений.

На территории тефтегазоносной области развиты как нормально гидростатические, так и аномально высокие (АВПД) и аномально низкие (АНПД) пластовые давления, а также пониженные температуры. Так, в терригенных отлонениях Средне-Ботуобинского, Тас-Юряхского, Иреляхского месторождений (первая группа месторождений) на глубинах соответственно от 1902 до 2145 м пластовые давления являются аномально низкими и изменяются от 14,5 МПа до 16,8 МПа (градиенты пластовых давлений изменяются от 0,76 до 0,78 МПа на 100 метров). В терригенных отложениях на месторождениях второй групппы (верхне-чонское, Даниловское, Дулисминское, Ярактинское) пластовые давления почти равны гидростатическим и на глубинах 1644-2631 м изменяются соответственно от 15,2 МПа до 25,5 МПа (градиенты пластовых давлений изменяются от 0,92 до 0,95 МПа на 100 метров). В карбонатных отложениях Средне-Ботуобинского, Верхнечонского, Даниловского месторождений на глубинах от ИЗО до 1766 м встречены АВПД, которые изменяются от 15,3 МПа до 20,8 МПа (градиенты пластовых давлений изменяются от 1,10 до 1,26 МПа на 100 метров). Пластовые температуры, замеренные в терригенных отложениях первой группы месторождений понижены и составляют 9,9°-13,0°. На месторождениях второй группы пластовые температуры колеблются от 22,0° до 38,0°.

Применительно к территории нефтегазоносной области вопросами природы и распространения пластовых давлений занимались А.И.Ко-солапов, А.И.Анииферов (1978 г.), Б.А.Фукс (1976 г.), Ю.И.Яковлев, Р.Г.Семашев (1989 г.) и др.

Для определения причин наличия как АНПД, так и АВПД, а также изменения величин аномальности пластового давления и температур в диссертационной работе рассматривалось несколько факторов, а именно: I) присутствие на месторождениях многолетнемерзлых пород; 2) наличие и суммарная толщина соленосных толщ, перекрывающих продуктивные отложения; 3) интенсивность тектонической нару-шенности месторождений.

Фактор присутствия на месторождениях многолетнемерзлых пород.

Определение влияния многометнемерзлых пород на наличие АНПД основывалось на сравнении месторождений, над которыми наблюдается ' повсеместное распространение многолетнемерзлых пород (первая группа месторождений - Средне-Ботуобинское, Тас-Юряхское и Иреляхокое) и над которыми распространейие многолетнемерзлых пород носит неповсеместный островной характер (вторая группа месторождений - Верх-нечонское, Даниловсое, Дулисминское и Ярактинское)• В подавляющем большинстве случаев наибольший дефицит давления (градиенты давления 0,74-0,76 МПа на 100 метров) отмечены на месторождениях первой группы в залежах, приуроченных к терригенным отложениям бо-туобинского и улаханского горизонтов. В терригенных залежах нивне-мотской подсвиты второй группы месторождений наблюдается меньшая аномальность пластового давления (градиенты давления изменяются от 0,92 до 0,95 МПа на 100 метров).

Фактор наличия соленосных толщ и их суммарная величина.

На месторождениях, в пределах которых сплошное развитие вечно мерзлых пород отсутствует, основное влияние на сохранность АНПД оказывают соленосные толщи. Об этом в частности свидетельствуют данные по Ярактинскому, Даниловскому и Дулисминскому месторождения

На Ярактинском И Даниловском месторождениях, по сравнению с Ду-лисминским, суммарная толвина соленосных толщ уменьшается соответственно на 234 и 174 метров. В свою очередь градиент давления на Дулисминском месторождении меньве на 0,02 МПа на 100 метров, чем на Ярактинском и Даниловском месторождениях.

Фактор интенсивности тектонической нарушенности месторождений.

Возрастание интенсивности тектонической нарушенности месторождений приводит к уменьшению аномальности пластового давления. По тектонически ослабленный зонам, связанны« с дизъюнктивными нарушениями, происходит улучшение гидродинамической связи осадочных отложений, что способствует как восходящей, так и нисходящей фильтрации подземных вод.

Особенно наглядно влияние данного фактора видно при сравнении Иреляхского и Тас-Юряхского местсроздений. Так, возрастание на Иреляхском месторождении толщин вечнсмерзлых пород и суммарных толшин соленосных пластов должно было привести к увеличению аномальности пластового давления по сравнению с Тас-Юряхским месторождением. Однако, на первом месторождении, по сравнению со вторым, наблюдается уменьшение аномальности пластового давления на величину градиента порядка 0,04 МПа на 100 метров и, в свою очередь, увеличивается интенсивность тектонической нарушенности (Tí и Тн увеличились соответственно на 0,4 км/км' и 17-5 м).

В отношении АВПД отмечено, что большинство залежей с АЕПД приурочены к карбонатным коллекторам и что основной причиной возникновения АВПД является изменение в процессе диагенеза емкостно-фильтрационных свойств коллекторов вследствие засолонения, анги-дритизации, доломитизации и т.п.

На основе анализа толщин многолетнемерзлых пород над месторождениями и значений пластовых температур делается вывод, что понижение температур связано с охлаждающим влиянием многолетне-мерзлых пород.

В третьей главе рассматривается нефтегазоносность и строение залежей углеводородов.

Нефтегазоносность месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области связана с интервалом отлоиений от осинского горизонта до коры выветривания фундамента включительно. В региональном плане продуктивные отложения приурочена к трем основным комплексам пород - нижнему, представленному корой выветривания фундамента; среднему, представленному песчанниками улаханского и ботуобинского горизонтов в пределах Якутской АССР и песчаными пачками нижнемотской подсвиты в пределах Иркутской области; верхнему, представленному карбонатными коллекторами Преображенского, усть-кутского и осинского горизонтов. Некоторые выводы приводятся ниже.

1. Отложения коры выветривания фундамента, представленные продуктами выветривания гранитов, гранито-гнейсов, амфиболитов и сланцев, характеризуются незначительными толщинами (0-6 м) и низкими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость - 0 -10,2Х, проницаемость - 0-29,0 -Ю-1^').

2. Продуктивные горизонты среднего нефтегазоносного комплекса являются основными нефтегазосодержащими и характеризуются значительной литологической изменчивостью и невыдержанностью толщин (от долей - до нескольких десятков моетров).

Резко изменчивы и фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных горизонтов. В региональном плане они ухудшаются в

направлении с северо-востока к юго-западу.

В пределах площади отдельных месторождений отмечается наличие зон снижения коллекторских свойств, обусловленных засолонё-нием. При этом наблюдается закономерная связь зон повышенного засолонения с дизъюнктивными нарушениями.

Для Верхнечонского и Даниловского месторождений наблидается приуроченность большого количества песчаных пачек к меридиональным полосообразным зонам. С этими же зонами связаны повышенные значения открытой пористости и проницаемости. Перемычки между продуктивными горизонтами невыдержанны и их толщины изменяются от 3 до 10 метров.

Анализ имеющихся данных дает основание предположить, что в северо-восточной части антеклизы в толще пород между корой выветривания фундамента и нижним установленным продуктивным горизонтом среднего нефтегазоносного комплекса возможно открытие новых скоплений углеводородов.

3. Продуктивные горизонты верхнего нефтегазоносного комплекса, сложенные карбонатными породами, характеризуются региональными распространением. Однако, получение промышленных притоков нефти из них связано с наличием зонсповышенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые на отдельных месторождениях тяготеют к зонам разломов.

4. Все месторождения, открытые в регионе по структурному признаку, подразделяются на две группы:

- меторождения, приуроченные к антиклинальным поднятиям (Средне-Ботуобинское, Иреляхское, Тас-Юряхское, Верхнечонское и др.;

- меторождения, выявленные в пределах моноклинального по-

гружения пород (Ярактинское, Дулисминское).

При этом, в результате произведенной классификации выделено четыре типа наиболее распространенных ловушек: сводовые, сводово-литологические, литолого-сводовые и литологические, в различной степени осложненные наличием дизъюнктивных нарушений.

5. Все основные залежи, установленные на месторождениях, в частности, в среднем нефтегазоносном комплексе, одновременно содержат свободный газ в виде газовых шапок и нефть в виде нефтяных оторочек. Для газовых шапок характерно наличие в промышленных концентрациях конденсата и гелия. При этом в направлении с северо-востока на юго-запад отмечается закономерное увеличение конденсатосодержания (с 20 г/м' на Средне-Ботуобинском месторождении до 200 г/м' - на Ярактинском) и уменьшение содержания гелия (с 0,438% - на Средне-Ботуобинском месторождении до 0,26% -

на Ярактинском). В этом же направлении наблюдается снижение вязкости пластовой нефти - с 6,0 мПа-с на Тас-Юряхском месторождении до 0,84 мПа-с - на Дулисминском.

6. Строение всех месторождений в различной степени осложнено наличием дизъюнктивных нарушений.

7. По отдельным залежам фиксируется смешение нефтяных оторочек на одно крыло.

Одной из причин смешения (залежь центрального блока Средне-Ботубинского месторождения) может являться движение подземных вод из областей большего давления в области меньшего, что в какой-то степени подтверждается уменьшением пластовых давлений в сторону смещения нефтяной оторочки. Причиной смещения оторочки на восточное крыло блока может быть и наличие вертикальной миграции углеводородов из глубокоэалегающих отложений в более молодые, в

частности в ботуобинский продуктивный горизонт, по зоне разломов, получившим наибольшее развитие как раз в пределах восточного крыла. Не исключена такие вероятность более сложного строения центрального блока - распространения в его пределах более мелких блоков с приуроченностью к каждому из них самостоятельных тектонически экранированных залежей с разными высотными отметками горизонтальных ВНК.

В главе рассмотрено строение трапповых интрузий с целью прогнозирования дизъюнктивных нарушений на локальных структурах. Последнее имеет важное значение» поскольку в результате полевых геофизических исследований и разведочного бурения не всегда удается все их обнаружить.

Анализ фактических материалов дает основание предполагать, что источники трапповых интрузий располагаются за пределами мес-тороядения, где проникали з осадочный комплекс по региональным глубинным разломам. В осадочный комплекс пород над месторождениями они внедрялись главным образом по латеральным ослабленным зонам, приуроченным к солэносным отложениям.

Было выделено три основных формы залегания трапповых тел. Первая, когда трапповое тело без существенного изменения толщины прослеживается на значительных расстояниях в соответствии с условиями залегания вмещающих пород. Вторая - когда толщины траппово-го тела сохраняются, но имеет место заметная разница в отметках его залегания на коротких расстояниях и третья - когда на коротких расстояниях происходит резкое изменение толщины траппового тела при относительно небольшой разнице в отметках залегания. Вторая и третья формы дают основание для прогнозирования наличия дизъюнктивных нарушений. В результате изучения формы трапповых тел

удалось дополнительно установить целый ряд таких нарушений на Средне-Ботуобинском, Тас-Юряхском, Даниловском, Ярактинском и Ду-лисминском месторождениях.

В четвертой главе изложены результаты проведенных исследований по определению оптимального расстояния между разведочными скважинами на стадиях предварительной и промышленной разведки, что для слокнопостроенных залежей рассматриваемого региона и большой стоимости глубокого бурения имеет важнейшее значение. Для этого был использован метод анализа структурных карт различной представительности по Средне-Ботуобинскому месторождению.

В результате анализа удалось построить зависимость ошибок структурных построений (im ) от среднего расстояния между скважинами ( в ).

Согласно этой зависимости, для стадии предварительной разведки расстояние между разведочными скважинами не должны превышать 5 км при m & 6,4 м, на стадии промышленной разведки - 2км при m ± 3,0 м.

Пятая глава посвящена применению вероятностной оценки запасов залежей на различных стадиях их изученности и использованию полученных при этом результатов для выработки рекомендаций по проведению разведочных работ.

Вероятностная оценка запасов нефти (в.О.МсKay,N.F.Taylor, 1979 г.) основана на учете нескольких моделей строения залежей и на допущении, что значения подсчетных параметров в пределах место-роядений изменяются случайно. Она предусматривает неопределенность каждого подсчетного параметра, входящего в объемную формулу подсчета запасов. Эти параметры могут задаваться либо двумя значениями - минимальным -Xmin и максимальным -Хтах , равномерное

распределение, количество определений первые едницы или тремя -Хт1п , вероятным - Хвер., Хлих, треугольное распределение, количество определений порядка десяти, либо средним -X и средним квадратическим отклонением - ¿х > нормальное распределение, количество определений более десяти.

В 'соответствии с заданными распределениями с поиошъа ЭВМ строятся вероятностная кривая запасов, по которой определяются запасы с вероятностью 0,9 - доказанные (Док.), 0,5 - вероятные (Вер. ), 0,05 - возможные (Воз.).

Основным подсчетным параметром, который претерпевает в процессе разведочных работ наибольшее изменение является площадь залеки. Для получения значений данного параметра строятся карты минимального ( 5нгп1М - соответствует ) и максимального

соответствуетХп1.« ) рзспространэния нефтегазовых заленсП. Данные карты строятся на основэ нести видов неопределенности - тектонической (три варианта), структурной поверхности (пять вариантов), ВИН (один вариант), степени изученности (три варианта), диалогической (два'варианта), технологической.

При использовании тектонической неопределенности учитывается экранирующая способность дизъюнктивных нарушений.'Например, если в одном их двух блоков месторопдения открыта залень, то данная модель отвечает карте £„т!п . Карте 5"н"1г-* отвечает возмояное присутствие залеаи в двух блоках.

При использовании неопределенности структурной поверхности учитывается разница в отбивках кровли продуктивного горизонта, полученных по данным сейсморазведки и глубокого бурения - в (количество сквзеич менее пяти) (С.А.Винннковский, Д.Б.Тальвирский и др., 1983 г.), или ошибка сейсморазведки -т (количество скважин

более пяти), либо ошибка интерполяции структурной поверхности -Мин (структурная поверхность продуктивного горизонта построена по данным бурения) (Е.Ф.Фролов, Н.Е.Быков, Р.А.Егоров, А.Я.Фурсов, 1976 г.). Построение моделей сводится в основном к тому, что структурная поверхность продуктивного горизонта поднимается и опускается в соответствии с величинами I, шк,тин. Опущенная поверхность соответствует модели $ н min , а поднятая-$hI>hx.

При использовании неопределенности ВНК модели ^ттсоответ-

Н

ствует наклонное положение ВНК, при отсутствии залеяи на одном из крыльев антиклинальной складки. Модели £мглМ - горизонтальное положение ВНК. Для первой и второй модели положение ГНК - горизонтально.

При использовании неопределенности степени изученности учитывается удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами ( lg ) и величина радиуса дренирования ( ti ). Моделям $Hmin и

¿„mix отвечают зоны, границы которых проведены на расстояниях соответственно X j и t j от продуктивных сквакин.

При использовании литологической неопределенности учитывается величина tj. Границы моделей и $Kmln проходят на расстоянии 1 j. , отложенном соответственно от ближайщих к контуру, законтурных скважин в сторону внутриконтурных и от приконтурных продуктивных скважин в сторону законтурных.

Технологическая неопределенность возникает за счет неоднозначных результатов опробования, связанных с развитием подгазо-вых минимальных нефтенасыщенных толщин и наличием АНПД. Модели

¡>hw'm отвечает нефтенасыщенная площадь, ограниченная нефтенасы-щенными толщинами порядка 4-5 м, модели - вся площадь. Для других подсчетных параметров подготовка к вероятностной оценке.

запасов нефти сводится, в зависимости от количества их определений, к нахождению Хт(п ,Хта.х , X вер,,Х , ¿х .

Вероятностные оценки запасов были произведены для Средне-Ботуобинского, Тас-Юряхского, Иреляхского (залежи в ботуобинском и улаханском горизонтах), Верхнечонского (залежи верхней и средней + нижней песчаных пачек нижнемотской подсвиты), Даниловского (залежи нижнего пласта усть-кутского горизонта), Ярактинского (залежь нижнего пласта песчаника нижнемотской подсвиты) месторождений в начале и в конце их разведки. Были построены зависимости полученных запасов от среднего расстояния между скважинами (6 ). Они отличаются для залежей, связанных с различными типами ловушек. Например, при тенденции увеличения к окончанию разведки, процент Док. запасов по залежам, приуроченным к сводовым (Средне-Ботуобин-ское, Иреляхское), сводово-литологичвским (Верхнечонское), литоло-го-сводовым (Даниловское) и литологическим (Ярактинское) ловушкам составляет соответственно около 60-70Ж, 40%, 15Я,25%. Остальную часть запасов составляют Вер. и Воз. запасы. Также при тенденции увеличения ко времени окончания разведки количество Док. запасов в запасах категории С! для залежей, связанных со сводовыми, сводово-литологическими и литолого-сводовыми ловушками отличается и составляет соответственно 60Х, 25%, 15Х.

В шестой главе рассматривается оперативная оценка коэффициента извлечения нефти (КИН). Была произведена попытка выяснить влияние соотношения газовой и нефтяной частей залежей на КИН ( Ч )• По состоянию на 01.01.32 были выбраны начальные запасы газа в газовых шапках, а также начальные балансовые запасы нефти категорий А+В+С1+С2 по 57 месторождениям Советского Союза. Залежи, разрабатываемые с "барьерным" заводнением, из анализа были исключены. Был

построен график зависимости ц, от относительного размера газовой отн.

шапки (9 г.ш.) (отношение начальных запасов газа в газовой шапке -О - млн. м' к начальным балансовым запасам нефти - 0 тыс.т). Зависимость имеет вид:

отн.

нач.

П. = 0,363 - 0,048 0

г.ш.

Коэффициент корреляции для данной зависимости равен 0.7.КИН для нефтегазовых залежей (0 меньше единицы) по зависимости изменяется от 0,3 до 0,45,для газонефтяних эалекей (9 больше единицы) от 0,11 до 0,3. Часть зависимости для нефтегазовых залежей, куда входят рассматриваемые залежи, имеет меньшую достоверность, за счет значительного разброса значений (от 0,15 до 0,45).

В седьмой главе рассматривается методика подготовки нефтегазовых месторождений к подсчету запасов и проектированию разработки

Данная методика является комплексной и основывается на выявлении и учете на стадиях поисковых и разведочных работ и в процесс разработки особенностей и закономерностей геологического строения нефтегазовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, применении вероятностной оценки запасов и оптимизации разведочных работ.

Профильную систему расстановки скважин следует применять как при региональных работах, так и на отдельных месторождениях. В отдельных блоках следует бурить более одной поисковой скважины для вскрытия нефтяных частей залежей. На Ш и 1У типах структур рекоыен дуется закладывать три-пять поисковых скважин вверх по восстанию пласта (из опыта Ярактинского месторождения). Для доведения расстояния между разведочными скважинами до 2 км можно применять

зависимые и независимые, разведочные и опережающие эксплуатационные скважины. Прогноз наличия дизъюнктивных нарушений следует осуществлять по строению трапповых интрузий. Прогноз АНПД - по значениям факторов, указанных во 2 главе. Построение карт изобар позволяет сделать выводы о положении ВНК - наклонное или горизонтальное. Расстановка разведочных скзаиин должна ориентироваться для залежей в карбонатных отложениях - на зоны трещиноватости, связанные с дизъюнктивными нарушениями, на меридиональные зоны максимального распространения песчаных пачек и улучиенных фильтрационно-емкост-ных свойств, на пониженные участки фундамента, где распространены наибольвие толщины коры выветривания фундамента. Следует использовать динамику изученности нефтяных и нефтегазовых залежей, включающую типизации ловушек и залежей, оптимизацию, с точки зрения уточнения продолжительности периодов предварительной я промышленной разведки, зависимости, полученные в результате вероятностной оценки запасов. Возможно оперативное определение КИН по зависимости, описанной в главе 6.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ РАБОТЫ:

Создание методики обусловлено сложностью геологического строения месторождений: многопластовостью, приуроченностью скоплений углеводородов к терригенным и карбонатным коллекторам, наличием в большинстве залейей одновременно нефти, свободного газа, конденсата, гелия, высокой степенью осложненности месторождений дизъюнктивными нарушениями, зональностью распространения коллекторов, наличием АНПД.

Основные выводы работы:

I. Выделено четыре типа структур - малоамплитудные антиклиналь-

ные складки сложной конфигурации (I и П тип) и области моноклинально залегающих пластов (Ш и 1У типы структур).

' 2. Внедрение трапповых интрузий и образование дизъюнктивных нарушений не привело к расформированию ловушек.

3. Наличие АНПД на территории Непско-Ботуобинской нефтегазс носной области связано с присутствием ыноголетнемерзлых пород, что создает дефицит пластового давления порядка 0,17 МПа на 100 метров.

4. Смещение нефтяных частей залежей может быть обусловлено совокупностью факторов: гидродинамическим и тектоническим - за счет зон повышенной трещиноватости и возможности вертикальной миграции флюидов.

5. В карбонатных отложениях характерна приуроченность залежей к мериодинаотным зонам повышенной трещиноватости, связанным с тектоническими нарушениями.

6. Максимальное число песчаных пачек, а также улучшенные фильтрационно-емкостные свойства приурочены к меридионально расположенным зонам.

7. Прогноз дизъюнктивных нарушений может осуществляться по строению трапповой интрузии.

8. Для сводового типа ловушек стадии предварительной и промышленной разведки заканчиваются при среднем расстоянии между скважинами соответственно 5 км и 2 км.

9. Применение вероятностной оценки запасов позволяет учесть сложности геологического строения месторождений.

ПУТИ ПРАКТИЧЕСКОЙ РЕАЛИЗАЦИИ РАБОТЫ

Прогноз дизъюнктивных нарушений по строению трапповых интру' зий и методика рационального размещения разведочных скважин на

основе оптимизации поисково-разведочных, работ и вероятностной оценки запасов внедрены в практику работы ПГО "Ленанефтегазогео-логия™. Результаты вероятностной оценки запасов нефтегазовых ■ месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области использованы во ВНИИнефти при выполнении Госзаказа 88.020.04.90, что подтверждается соответствующими актами внедрения. Результаты, полученные з работе, могут применяться производственными и научно-исследовательскими организациями в процессе проведения поисково-разведочных работ на территории Непско-БотуобинскоЯ нефтегазоносной области.

Основными положениями, защищаемыми в диссертации и отмеченными в ее заключении являются:

1. Зависимости величин Док., Вер.,Воз. запасов от степени изученности для различных типов ловушек и залежей Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

2. Оптимальная степень разведенности на стадиях предварительной и промышленной разведки для залежей, связанных с ловушками сводового типа.

3. Прогнозирование тектонических нарушений на основе строения трапповых интрузий.

4. Прогноз величины АНПД в пределах месторождений на основе интенсивности тектонической нарушенности, наличия многолетнемерз-лых пород, суммарной толщины соленосных толд.

5. Оперативная оценка КИН гезонефтяных и нефтегазовых залежей.

Основное содеражние диссертации освещено в следующих опубликованных работах:

I. Зыков Е.А. Вероятностный подход к оценке запасов нефти центрального блока Срелне-Ботуобинского месторождения/Яруды/

- 26 -

ВНИИ. М., 1983. Вып. 86.С.114-120.

2. Халимов Э.М., Степанов А.И., Зыков Е.А. Некоторые особенности строения нефтяных и газовых месторождений Восточной Сибири в связи с подготовкой их к промышленному освоению // Труды/ ВНИИ М., 1983. Вып. 86. - С. 135-144.

3. Зыков Е.А., Иоффе О.П. Вероятностный подход к оценке запасов нефти нефтегазовых месторождений Якутской АССР //Экспресс-информация. Сер. геол. бур. и разработка газ. и морск;нефт. мес-торожд. - М.: ВНИИЭгазпром, 1984 № 2 с. 4-8.

4. Зыков Е.А. Оптимизация размещения разведочных скважин при выявлении строения залежей углеводородов•Нелско-Ботуобинской нефтегазоносной области //Труды/ ВНИИ. - М., 1985. Вып.90. С. 33-40.

5. Влияние соотношения газовой и нефтяной частей залежей на коэффициент извлечения нефти /В.А.Бреев, Е.А.Зыков, Ю.А.Кузьыи-чев, А.И.Степанов// Экспересс-информация. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986 . Вып 4 - С.12-14.

6. Степанов А.И., Зыков Е.А.'Методика разведки месторождений нефти Восточной Сибири// Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири// Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири. Иркутск, Восточно-Сибирская Правда, 1984. С.126-127.(тез. докладов к Всесоюзной конференции).

7_ Зыков Е.А., Куэьиичев Ю.А., Степанов А.И. Особенности геологического строения скоплений нефти в Непсво-Ботуббинской нефтегазоносной области в связи с подготовкой и* к измышленному освоению //Труды/ ВНИИ. - М., 1987. Вып. 98 - С. 77-92.

Соискатель Е.А. Зыков

Ротапринт ЗакШ.тир 120 1990г.