Моделирование и прогноз нефтегазоносности верхнемелового комплекса Терско-Сунженского нефтегазоносного района

Бачаева, Тумиша Хамидовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Моделирование и прогноз нефтегазоносности верхнемелового комплекса Терско-Сунженского нефтегазоносного района
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Моделирование и прогноз нефтегазоносности верхнемелового комплекса Терско-Сунженского нефтегазоносного района"

003457В20

На правах рукописи

Бачаева Тумиша Хамидовна

МОДЕЛИРОВАНИЕ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕМЕЛОВОГО КОМПЛЕКСА ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА

Специальность 25.00 12 - «Геология, поиски и разведка горючих

ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 2№Х2№

Грозный - 2008

003457620

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования (ГОУ ВПО) «Южный федеральный университет» на кафедре геологии нефти и газа

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук,

доцент Прозорова Галина Николаевна.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Петренко Василий Иванович (СевКавГТУ, г. Ставрополь):

кандидат геолого-минералогических наук, профессор Холодков Юрий Иванович (ЮФУ, г. Ростов-на-Дону).

Ведущая организация: Комплексный научно-исследовательский

институт Российской академии наук (г. Грозный)

Защита диссертации состоится 18 декабря 2008 г. в 13 30час. на заседании диссертационного Совета Д 212.208.15 (геолого-минералогические науки) при Южном федеральном университете по адресу: 344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, геолого-географический факультет ЮФУ, ауд. 201.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Южного федерального университета по адресу: 344049, г. Ростов-на-Дону, ул. Пушкинская, 148.

Отзывы на автореферат диссертации в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять ученому секретарю диссертационного совета по указанному адресу.

Факс: 8 (863) 222-57-01 E-mail: dek_geo@rsu.ru Автореферат разослан « » ноября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук,

доцент В.Г. Рылов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В «старом» Терско-Сунженском нефтегазоносном районе, история нефтедобычи и тематических геологических исследований, которого составляет более ста лет. остро стоит проблема подготовки новых объектов к разведке и разработке. Среди нефтегазоносных комплексов района верхнемеловая карбонатная толша, в настоящее, время является основным объектом добычи, которая составляет более 2 млн.т. в год, с ней связаны ближайшие перспективы нефтегазоносности. Реализация этих перспектив является непростой научно-технической задачей. Верхний мел характеризуется сложным структурно-тектоническим строением, наличием крупных антиклинальных складок, осложненных серией складчатых деформаций более низкого порядка, разрывными нарушениями и наличием коллекторов сложного строения. Возможности выявление новы* перспективных объектов связаны с применением современных методов компьютерного моделирования.

Цель работы

Оценка перспектив нефтегазоносности и прогноз перспективных объектов верхнемелового нефтегазоносного комплекса, на основе построения и исследования информационно-компьютерных моделей нефтегазоносности Тер-ско-Сунженского нефтегазоносного района.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:

> Разработать: концепцию и реализацию информационного обеспечения прогноза нефтегазоносности, модели данных предметной области прогноза нефтегазоносности, компьютерное представление информации для решения задач прогноза нефтегазоносности.

> Выполнить анализ, цифровое и вероятностно-статистическое .моделирование структурной схемы и локальной дислоцированности верхнемелового нефтегазоносного комплекса.

г Выполнить анализ и вероятностно-статистическое моделирование коллек-торских свойств продуктивного комплекса.

Выполнить оптимизацию моделей параметров и пространственного размещения нефтегазоносности продуктивного горизонта.

г Дать прогноз перспективных объектов верхнемелового продуктивного комплекса Терско-Сунженского НГР.

г Разработать рекомендаций по обоснованному выбору направлений поисков новых перспективных в нефтегазоносном отношении объектов.

Методы решения поставленных задач

Аначиз и обобщение геологического и геолого-промыслового материала проведены с привлечением современных информационных технологий.

Использованы методы: сравнительного анализа: математического (вероятностно-статистического) моделирования, парные и множественные регрес-

сионные модели - средствами современных компьютерных программ; геоинформационное картирование; мультипараметровое объемное моделирование; анализа информации баз данных фактографического и графического типов средствами СУБД и С!5-технологий.

Обоснование новых приемов и методик оценки запасов нефти верхнемелового комплекса проведено средствами вычислительного эксперимента на базе конкретных геологических, промысловых и геофизических данных, а также в результате анализа литературных источников.

Защищаемые положения

]. Схема информационного обеспечения зонального и локального прогноза нефтегазоносности по актуальным критериям.

2. Структурно-морфологическая модель и цифровое представление структурного каркаса, алгоритмы прогноза структурных ловушек верхнемелового нефтегазоносного комплекса.

3. Объемные компьютерные модели эффективной пористости, предпосланные им и повышающие достоверность моделирования вероятностно-статистические связи (тренды) фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), алгоритмы прогноза коллекторских свойств карбонатного верхнемелового резервуара.

4. Прогноз нефтегазоносности на основе моделирования структурно-тектонических условий, коллекторов и размещения залежей УВ верхнемелового нефтегазоносного комплекса Терско-Сунженского НГР.

Научная новизна

]. Разработана схема информационного обеспечения прогноза нефтегазоносности комплекса, которая включает модели базы данных, ГИС-проекты и трехмерные модели залежей.

2. Рассчитаны вероятностно-статистические модели:

- структурно-морфологических показателей складчатых деформаций (выведены алгоритмы прогноза пространственного положения и формы структурных ловушек верхнемелового нефтегазоносного комплекса);

- трендов коллекторских свойств продуктивной карбонатной толщи (предложены вычислительные алгоритмы).

3. Построены трехмерные модели структурных каркасов ловушек залежей и коллекторов продуктивного комплекса на базе трендов.

4. Разработаны схемы размещения основных показателей и УВ залежей (по результатам моделирования прогнозируются новые объекты возможной нефтегазоносности: структурные ловушки, зоны и интервалы повышенной плотности запасов), и предложены методические основы оценки перспектив нефтегазоносности мелового регионально нефтегазоносного комплекса с использованием результатов моделирования.

Практическая значимость работы

Теоретическая и практическая значимость полученных результатов определяется их реализацией в научно-тематических отчетах ОАО «Грознефтегаз». Рекомендации, представленные в соответствующих отчетах, были использова-

ны в текущих и долгосрочных программах развития нефтяной и газовой промышленности Чеченской Республики.

Применение результатов работы позволяет выполнять расчет и прогноз подсчетных параметров и запасов нефти в НГР. С использованием разработанных моделей и методик существенно повысится эффективность прогноза нефтегазоносное™.

Отдельные результаты и новые методические приемы оформлены в виде методических указаний для студентов специальности 080500 «Геология нефти и газа», и используются автором в курсах «Проектирование комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ», «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа», «Промыслово-геологический анализ разработки нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались автором: на научно-практических конференциях: Всероссийской научно-практической конференции «Наука, образование, производство» (Грозный, 2003); Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (Грозный, 2007); Всероссийской научно-практической конференции «Развитие нефтегазовой отрасли юга России: наука, практика, бизнес» (Ростов-на-Дону, 2008).

Результаты научных исследований автора изложены в ряде пояснительных записок и рекомендаций для внутриреспубликанских программ развития экономики Чеченской республики. Основные положения диссертации опубликованы в 10 статьях и материалах научно-технических конференций, одна статья в журнале, входящем в список изданий, рекомендованным ВАК РФ.

Фактический материал и личный вклад

В основу диссертации положены материалы, собранные и обработанные лично автором при проведении исследований, выполненных в период с 2003 по 2008 г. Изучены результаты геолого-геофизических исследований по 240 скважинам, пройденным по меловому комплексу (верхний и нижний мел) Терско -Сунженского нефтегазоносного района. Для построения вероятностно-статистических моделей использовано солее 1100 значений показателей, выполнено более 400 замеров морфологических показателей складок по десяткам профилей. По новой методике замерены и обработаны показатели каротажа по сотням интервалов скважин. Построены и обработаны десятки графиков динамики добычи нефти, воды, газа по скважинам, и в целом по верхнемеловым залежам. В результате указанных работ был собран материал для моделирования залежей и решения поставленных задач. Все статистические расчеты в работе автором производились лично. Результаты работы базируются также на материалах тематических отчетов автора, геологов ОАО «ГрознесЬтегаз». специалистов ОАО «РОСНИПИТЕРМНЕФТЬ»

Структура работы

Диссертационная работа состоит из введения. 6 глав и заключения. Общий объем работы составляет 152 страницы машинописного текста, включая 5 таблиц, 30 иллюстраций и библиографический список из 122 наименований.

Автор выражает большую благодарность своему научному руководителю - кандидату геолого-минералогических наук, доценту кафедры геологии нефти и газа ЮФУ Прозоровой Галине Николаевне, за всестороннюю помощь и поддержку в подготовке диссертации. Автор искренне признателен и благодарен за консультации и конкретную помощь доктору геолого-минералогических наук, профессору Сианисяну Э.С., доктору геолого-минералогических наук, профессору Резникову А.Н., доктору физико-математических наук, профессору Кери-мову И.А., доктору геолого-минералогических наук Вобликову Б.Г., кандидату геолого-минералогических наук, доценту Моллаеву З.Х., кандидату геолого-минералогических наук, доценту Доценко В.В., кандидату геолого-минералогических наук, доценту Даукаеву A.A.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбора объекта и методов исследования. Несмотря на высокую степень выработанное™ (более 70 %), перспективы нефтегазоносности верхнемелового комплекса остаются высокими, а поисково-разведочные работы на верхний мел - приоритетными. Вместе с нефтяными, нефтегазовыми залежами среднемиоценового, палеоцен-эоценового, нижнемелового комплексов, верхний мел образует богатые многопластовые месторождения Терско-Сунженского нефтегазоносного района (НГР).

В первой главе приведен обзор существующих методик построения моделей залежей нефти и газа и основных нефтегазогеологических объектов, а также методов локального и зонального прогноза нефтегазоносности. Рассматриваются известные работы по условиям формирования и закономерностям размещения залежей в зависимости от геологического строения региона. Представления о сложной складчато-разрывной тектонике, типах и строении залежей, основных условиях их формирования, геохимии нефтей, запасах УВ, дальнейших перспективах нефтегазоносности и многих других, часто уникальных темах нефтегазовой геологии - содержатся в трудах исследователей И.О. Брода, П.В. Ботвинника, О.Н. Белоусова, Н.Б. Вассоевича, З.С. Воцалевского, Г.П. Волобуева, В.В. Доценко, H.A. Кудрявцева, H.H. Кононова, В.И. Коновалова, И.А. Керимова, П.П. Лысенкова, П.Г. Романова, П.Е. ГТчелинцева, A.B. Меркулова, Н.Е. Меркулова, З.Х. Моллаева, А.Н. Резникова, Ю.А. Стерленко, Г.М. Сухарева, В.А. Станулиса, А.Н. Степанова, Б.А. Соколова, В А. Тилюпо, В.Д. Талалаева, Л.Н. Шалаева, A.A. Ярошенко.

Верхнемеловой комплекс сложен карбонатными породами толщиной 300-650 м. Он регионально нефтегазоносен в Терско-Каспийском передовом прогибе (Терско-Сунженский НГР, НГР Дагестанского клина), и обрамляющей с севера платформенной области. В Терско-Сунженском НГР складки объединяются в антиклинальные зоны, разделенные впадинами. Две самые крупные, высокоамплитудные, протяженные Терская и Сунженская зоны - прямо выражены в рельефе в виде одноименных хребтов. В структурных ловушках верхнемелового комплекса установлены массизно - пластовые залежи УВ высотой от 200 до 1000 метров. Для отдельных залежей характерны наклонные водо-нефтяные контакты, и некоторое смещение залежей со сводов складок. Таким образом, преобладают залежи УВ структурного типа, и прогноз новых структурных ловушек является очень важным направлением.

Знаменательным развитием исследовательской мысли геологов, прошлых лет, явилось предположение, а затем поэтапное подтверждение складчатых, осложненных разрывами структур в «межхребтовых» зонах, на" крыльях крупных антиклиналей и в центральных частях впадин Терско-Сунженского НГР. Актуальным является продолжение моделирования сложнопостроенной структуры и прогноз новых объектов современными компьютерными средствами на количественной основе, с использованием информационных технологий. С прогнозом складчатости сопряжена разработка критериев зональности и

анизотропии фильтрационно-емкостных свойств, особенностей структуры по-рового пространства карбонатных коллекторов верхнего мела и степени ее влияния на миграцию УВ в периоды формирования залежей и в процессе их разработки. На основании анализа, были сформулированы направления исследований в виде изучения корреляционных связей между морфологическими параметрами и пространственным положением складок, изучения ФЕС коллекторов и зависимости их от интенсивности структурных ловушек.

Из всех многоплановых критериев нефтегазоносности, в представленной работе, в анализ вовлечены: структурно-тектонический фактор, факторы строения и емкостно-фильтрационных свойств природного резервуара, закономерности размещения залежей УВ во флюидодинамической системе верхнемелового резервуара.

Выбраны основные объекты изучения верхнемеловой нефтегазоносный комплекс, его складчато-разрывные деформации и коллекторские свойства, залежи углеводородов. Приводится их обобщенная геолого-физическая характеристика. На основе данных по этим объектам проводились исследования по созданию методики прогноза нефтегазоносности.

В соответствии с задачами исследования выделены многочисленные детализирующие объекты наблюдений и замеров показателей, оценка характеристик которых ранее не выполнялось. К ним относятся: межскважинные точки месторождений и площадей, в которых средствами ГИС-технологии определены координаты и гипсометрия кровли и подошвы верхнемелового комплекса; площадные кластеры (на электронных картах) - плоские, размерами 0,5 на 0,5 км. и 2 на 2 км., в границах которых рассчитывались плотности размещения сейсмических профилей и скважин, плотности элементов складчато-разрывной структуры; кластеры объемных моделей в виде элементарных кубов для расчета значений коллекторских свойств по объему продуктивного пласта. Информация по названным многочисленным объектам размещена в базах данных.

Во второй главе «Информационное обеспечение прогноза нефтегазоносности» разработан комплекс информационных технологий и проектов компьютерного представления данных, который позволяет формировать средства для достижения целей и решения задач исследования. Для обработки большого количества геологической, промысловой, петрофизической и геофизической информации, автор активно использовал современные программные продукты для компьютерного геологического моделирования.

В базах данных весь комплекс исходного материала, позволяющий решить сложные задачи систематизации информации и получения новых данных, составляет предметную область прогноза нефтегазоносности по выбранным критериям. Фактографические и графические данные представлена в виде модели данных. Целый ряд задач исследования условий и прогноза нефтегазоносности решаются средствами ГИС-технологий, и построением тематических ГИС-проектов. Геоинформационная система обеспечивает сбор, хранение, обработку. доступ, отображение и распространение пространственных данных, содержит информацию в форме цифровых представлений (векторных, растро-

вых), включает соответствующий задачам набор функциональных возможностей ГИС. Основой модели ГИС-проектов стала система картографических слоев и схема их взаимоотношения. Вся определенная для анализа пространственная информация размещается по тематическим слоям, каждый из которых содержит пространственно ориентированные объекты геометрических типов. Используется три основных геометрических (векторных) примитива: точка, дуга (линия) и полигон. Природный нефтегазогеологический объект в ГИС-описании конструируется из названных геометрических элементов. Пространственные объекты картографических слоев топологически верифицированы.

Разделение многообразной информации на слои позволяет, с одной стороны, анализировать специализированными приемами ГИС-технологии каждый слой и, с другой - комбинировать слои с разнотипными элементами, создавая многочисленные варианты их сочетаний, и значительно увеличивать возможности анализа данных.

Каждому пространственному векторному объекту соотносят атрибуты -формализованные характеристики, показатели объекта. Они размещены во внутренней базе данных ГИС-системы и во внешних базах данных, созданных средствами СУБД. Относительно пространственных данных выполняется геоинформационный анализ - анализ размещения, структуры, взаимосвязей объектов и явлений с использованием методов геомоделирования.

Средствами геоинформационной технологии разработаны ГИС-проекты прогноза нефтегазоносности Терско-Сунженского нефтегазоносного района двух масштабных уровней - детального и обзорного.

Исследуемые критериями нефтегазоносности определили основную модель пространственных данных информационной системы.

Включенные в модель данных пространственные объекты - месторождения, ловушки, разрывы, тектонические, литолого-фациальные зоны, результаты прогноза целевого верхнемелового нефтегазоносного комплекса, - позиционированы в картографической проекции; их положение определено относительно границ листов разграфки карт масштабов 1:1000000 и 1:200000; объекты определены и визуализированы относительно границ и площадей субъектов РФ, административных районов, населенных пунктов, речной сети, характерных высот и всех необходимых для анализа точек рельефа. Это касается структурных ловушек и разрывных нарушений целевого мелового нефтегазоносного комплекса.

Линейные и площадные размеры объектов замерены в заданных картографических единицах и занесены в атрибутивные таблицы специально организованными командами, зафиксирована азимутальная ориентировка объектов.

ГИС-проекты выполнены в эИр-формате и могут быть интегрированы в другие проекты и обозреваться в региональных электронных картах нефтегазо-геологического, тектонического, прогнозного содержания.

Модель данных пространственных объектов среднего масштабного уровня ГИС-проекта прогноза нефтегазоносности оформляется в виде специальной схемы - рис. 1.

Основные задачи

Информационные технологии

Оптимизация: моделей структуры продуктивных горизонтов; моделей пространственного размещения коллекторских свойств;

моделей пространственного размещения нефтегазоносности. Прогноз

/—N \—/

Анализ параметров струюуры продуктивных горизонтов; кол-лекторских свойств; залежей УВ. Прогноз

Цифровое представление атрибутов пространственно ориентированных (координатно привязанных) опорных точек - скважин, пунктов геологической съемки, сейсмических профилей, МДЗ

Цифровые модели структуры продуктивных горизонтов и прогноз

Визуализация моделей структуры продуктивных горизонтов

Дискретизация модели на объекты Пространственное размещение объектов - выявленных, прогнозных

Базы данных и программы анализа информации (СУБД)

Объемные модели структуры, коллекторов, залежей УВ продуктивных горизонтов

<К

Формализация предметной области; Логические модели, Базы данных,

Запросы, преобразование и анализ информации

Программные средства мно-гопараметровых цифровых нефтегазогеологических моделей (пакет ОУ-5е15Сео).

<=С

Базы данных и программы анализа информации (СУБД)

Рисунок 1 - Блок-схема информационных технологий, средствами которых решаются основные задачи исследования

Объемные мультипараметровые модели объектов выполнены интегрированным программным комплексом ОУ-8е!зСео. Создание и анализ цифровой трехмерной структурно-параметрической модели залежи нефти и газа выполняется на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки, геологии, каротажа. Объемная модель объекта (залежи нефти или газа, группы залежей в природном резервуаре), выполняемая программными средствами современного моделирования, включает систему виртуальных компьютерных объектов. В ее состав входят универсальные объекты, создаваемые практически всеми информационными системами объемного моделирования, и специфические объекты каждой системы.

Основу модели составляет структурный каркас объекта, включающий пространственные горизонты поверхностей, его ограничивающих. Относительно залежей УВ - это поверхности кровли, подошвы продуктивного пласта; поверхности разрывных нарушений, ограничивающих блоки тектонически-экранированных ловушек; поверхности литологических, стратиграфических экранов; поверхности разделов вода-нефть, газ-нефть.

В моделирующих программах поверхности структурного каркаса выстраиваются по скважинным данным, часто с использованием сейсмических горизонтов в качестве трендовых. Задается шаг сетки по координатным осям ХУ. Выполняется интерполяция значений по скважинам, по линиям корреляции, с учетом следов разрывов.

Пространственный структурный каркас залежей Терско-Сунженского НГР строился на базе цифровых моделей кровли и подошвы продуктивных горизонтов залежей.

В третьей главе отмечено, что схема размещения структурных ловушек тектонического элемента (плотность заполнения складками площади и объемного пространства, распределения размеров, последовательности смены структур разных размеров) - один из ключевых вопросов прогноза условий нефтега-зоносности. Он тесно взаимосвязан с закономерностями размещения залежей УВ в НГР. Необходимо выяснить наличие закономерной (трендовой) составляющей в изменчивости морфологических показателей. Применен известный вероятностно-статистический метод подсчета количества точек «смены знака». Кровля верхнего мела представлена в виде цифровой моделей и в этом формате расчет абсолютного значения и знака градиентов изменения гипсометрии в исследуемых направлениях выполняется средствами анализа базы данных. В направлении вкрест простирания антиклинальных зон и складок НГР «смена знака» градиентов фиксирует перегибы деформированного горизонта, приурочена к сводам антиклинальных перегибов или элементов с обратной кривизной. Число точек «смена знака» в случайной последовательности зависит от общего количества значений (АО и закон распределения числа таких точек близок к нормальному. Математическое ожидание такого распределения

Л/= (2Д'-4)/3; (1а)

дисперсия

£> = (16#-29)/90. (16)

Из формул следует, что основные статистики распределения зависят только от числа точек набора данных по каждому направлению.

Проверка статистической гипотезы о законе распределения фактических точек определила наличие тренда, закономерной составляющей в смене знака каждого направления.

Следующим шагом изучения складок стало выявление трендов морфологии. Основным объектом структурно-морфологического анализа явились показатели морфологии структурных ловушек залежей верхнемеловой продуктивной толщи. Антиклинальные складки по верхнему мелу линейные, асимметричные, нарушены продольными, поперечными и диагональными разрывами; внутри зон, они имеют различия в морфологических признаках - в линейных размерах и площадях, а также отличаются по другим характеристикам. Вместе с тем все названные структурные элементы, начиная с антиклинальных зон в целом и заканчивая небольшими по размерам антиклиналями, осложняющими крылья зон, во многом подобны. Для решения важных теоретических и практических задач, таких как: существование и строение ансамблей структурных элементов разных масштабных уровней; дискретность или непрерывность размерных уровней в ансамблях; закономерность заполнения складками геологического пространства тектонического элемента, критерии зонального районирования и в целом делимость тектонических структур - возможен вариант анализа всей системы структур региона с позиций фрактального описания. В основополагающих работах о фрактальной геометрии природы, о фракталах и хаосе в геологии и геофизике (Mandelbrot В., 1983, 1988; Turcotte D.L., 1997) использованы геометрические и статистические методы выявления показателей фрак-тальности, определялась фрактальная размерность соотношения геометрических показателей географических и геологических объектов.

В построениях по Терско-Сунженской зоне использовано основополагающее выражение оценки фрактальности и фрактальной размерности природных объектов. В соответствии с теоретическими положениями для объектов складчатости строились эмпирические регрессионные зависимости ln(S) от 1п(Р), где Р - периметр объекта, S - площадь, заключенная внутри контура. Средствами статистической обработки определялись коэффициент при независимой переменной (наклон аппроксимирующей прямой линии к оси X— показатель d), коэффициент парной корреляции и значимость величин по статистическим критериям. Изучение возможного подобия складчатых форм проведено в следующих вариантах: в виде соотношения длины контура и площади складок - на структурных векторных картах (по данным бурения и сейсмическим построениям); как соотношение длины следа поверхности горизонта и ширины деформации в границах каждой антиклинальной складки, замеренных средствами ГИС-технологий на поперечных профилях, представленных в векторном описании. В каждом варианте анализа зависимость логарифмов морфологических показателей имела высокие показатели тесноты линейной связи и значимости. Подобие геометрии складок и в целом разномасштабных структурных форм описывается выражением

1пБ = 1,7158 -1пР - 2,7163 (2)

Эмпирическая, соответствующая фрактальной, размерность системы разномасштабных структурных форм Терско-Сунженской тектонической зоны, составляет 1,72. Для анализа взяты показатели структур в составе: Брагунская, Андреевская, Старогрозненская, Северо-Брагунская, Ильинская, Октябрьская; Сунженская зона, Терская зона. Экстраполяция зависимости в сторону меньших, чем в исходном наборе, значений (возможно, до окрестностей критической точки при X = 0) показывает, что в системе структурных объектов, возможно, прогнозировать небольшие дислокации, осложняющие антиклинальные складки. Их существование подтверждается скважинами и влияет, в частности, на распределение коллекторских свойств продуктивной верхнемеловой толщи и на добычную динамику скважин.

Основания геометрического подобия элементов системы складок, а также закономерности пространственного размещения складок и их морфологических показателей анализировались на геологических разрезах вкрест простирания складчатости. Выяснялись возможности и пути прогноза строения складчатости на базе результатов анализа. На каждом поперечном геологическом разрезе, представленном в векторном описании, средствами ГИС-технологий замерялась ширина и длина следа антиклинальных складчатых деформаций на вертикальной плоскости, фиксировалась гипсометрия антиклинальных перегибов, шаг и амплитуда ступени зеркала складчатости верхнемеловой толщи. Например, по линии, пересекающей (с севера на юг) складки Правобережную, Се-веро-Минеральную, Минеральную, Турбинную, Межхребтовую, Хаянкортов-скую, Старогрозненскую, Андреевскую, промежуточные складки по данным сейсмики, связь переменных логарифма длины следов (ось X) и логарифма ширины складчатых деформаций (ось Г) описывается выражением

(3)

В состав другого направления вошли Червленая, Северо-Брагунская, Брагунская, Севе-ро-Ильинские, Ильинская, Грозненская, Ханкальская, Октябрьская складки, а также промежуточные складки и южные дислокации, прогнозируемые по сейсмике. Зависимость между анализируемыми показателями изображена на графике - рис. 2.

Проявляются различия в соотношении морфологических признаков складок по данным бурения и сейсмики. Прогнозируемые по сейсмике структуры, в соответствии с выявленными связями, должны иметь более протяженную длину следа поверхности при сравнительно меньшей ширине деформации. Длина

/«£=1,0311- 1пР -0,1908

Рисунок 2 - График зависимости длины следов (1п Р) от ширины складчатых деформаций (1п В) по линии Червленая-Октябрьская

следа складчатых деформаций в вертикальных плоскостях разрезов - очень информативный показатель. Он определяет общую степень деформированное™ пластов, испытавших складчатость. В свое время он оценивался для средне-миоценовых деформаций Терско-Сунженской зоны. Определено превышение длины следа деформации относительно ее горизонтальной проекции. Крупные складки с детально обоснованной морфологией (Брагунекая, Старогрозненская, Хаянкортовская) имеют коэффициент соотношения от 1,15 до 1,30; общее соотношение по поперечным направлениям 1,027-1,035; по многим прогнозируемым структурам оно низкое: 1,01- 1,003. Таким образом, в Терско-Сунженской зоне, в отношении деформированное™ верхнемеловой толщи необходима значительная корректировка морфологии выявленных складок, и еще высок потенциал приращения новых структурных объектов и связанных с ними залежей.

Принадлежность складок и складчатых зон к общей структурной ассоциации определяет высокую прогнозную эффективность анализа распределения и взаимосвязей морфологических показателей складок; кроме того, фрактальный смысл ассоциации обусловил одну априорную базовую черту морфологии структурных элементов системы - дискретность распределения значений морфологических показателей. Эмпирические построения во многом подтверждают это положение.

Ряды значений длины и ширины следа с высокой надежностью описываются убывающей геометрической прогрессией с модулями 0,985 (Г) и 0,995 (к) соответственно.

Анализ показателей пространственного положения складок в совокупности с признаками подобия в отношении прогноза имеет особенности. Значения вертикальных ступеней зеркала складчатости по линиям поперечных профилей, размещенные в ранжированные ряды, группируются в дискретные наборы. В целом, по многим поперечным профилям ряд значений ступеней близок к простой прогрессии с шагом около 300 м. в интервале значений 0-2400 м. Вероятностная связь вертикальной ступени зеркала складчатости (АН) и относительного приращения расстояния (Лб) между соседними антиклинальными перегибами по поперечным профилям близка к квадратичному полиному (теснота связи 0,87). Форма ее описывается как:

,\Ь = 0,004-\/у-Ч1,4-Л/7 (4)

Совокупность установленных статистических связей и последовательностей морфологических показателей складок позволяет реализовать несколько алгоритмов их прогноза, в зависимости от начальных условий решения задачи. Наиболее актуальный вариант - детализация прогноза складок во впадинах, разделяющих Терскую и Сунженскую, Терскую и Притеречную антиклинальные зоны; в Бенойской зоне дислокаций. Многие особенности складчатого строения впадин уже выявлены по данным бурения и сейсмики, но остается еще достаточно проблем, связанных не только с прогнозом новых складчатых осложнений, но и с определением общих схем строения складчатости.

В векторном описании фиксируется и определяется расстояние между сводами [В) и гипсометрия сводов (///. //.-) детально изученных бурением скла-

док, разделенных зоной прогноза. По соотношению, подобному (2), вычисляется общая длина следа складчатости горизонта [Р). Записывается система уравнений

V,ЛУк-В, + ...+\т-к-т В, = В (5)

//>,+ .. +Л'„,7 т-Р, Р

4 ...-г.\„,- \Н,„) пг (НГН:)} где В/ - ширина следа складки (с которой начинают вычисления); т - количество дискретных групп; Л). Л'У М,„ - количество складок каждой группы; к -коэффициент соотношения В в дискретном ряду; Р, длина следа складки; I - коэффициент соотношения Р в дискретном ряду; Л//ДНт- значения ступеней зеркала складчатости, найденные из выражения (2) по соответствующим к-В.

Решение системы уравнений выполняется путем последовательных итераций, заключающихся в подборе величин т и Л' Процесс приобретает тем большую определенность, чем больше дополнительной информации имеется по каждому профилю (данные скважин, сейсмические работы). На геологическом разрезе 7-7 расчеты по уравнениям (5) возможно выполнить, например, по линии от Хаянкортовской до Правобережной антиклиналей, положение и морфология которых определены по данным бурения. Расстояние между их сводами (В) 14,07 км. Длина следа складчатости {Р) на этом отрезке вычисляется из соотношения (3) и равна 15,63 км.; гипсометрия сводов складок Н, =-2850м., Н2 =-4550м. Распределение значений ширины следов складок на участке указанной величины предварительно оценивается из их распределения; наиболее вероятные величины от 5 до 1,4 км. в четырех дискретных группах. Путем сужения интервала поиска и уменьшения спектра возможных складчатых осложнений до числа уравнений выдается однозначный прогноз складчатых осложнений. На выделенном для прогноза участке рассчитаны два антиклинальных перегиба, своды, которых расположены на отметках -5120 м. и -4870 м.

Морфология складчатых деформациях в целом, в виде пространственных горизонтов, интегрируется на цифровой карте ГИС-проекта.

В четвертой главе проводится изучение характера и особенностей неоднородности структуры порового пространства верхнемеловых отложений на микро- и макроуровне. Показано, что карбонатные коллекторы верхнего мела могут претерпевать структурные изменения а процессе разработки залежей. На основе парного и многофакторного корреляционного и статистического анализов изучены особенности статистического распределения ФЕС, корреляционные связи между ФЕС карбонатных коллекторов.

Корреляционные связи позволили уточнить соотношение между блоковой и вторичной (трещинной) пористостью, которые оказывает существенное влияние на процесс извлечения углеводородов; показать, что карбонатные коллекторы верхнемеловых отложений имеют площадную зональную и объемную неоднородность по ФЕС.

Карбонатные породы верхнего мела отличаются сложностью и изменчивостью строения емкостных и фильтрационных свойств. Емкость коллекторов

обеспечивается межзерновыми и межформенными порами, кавернами и трещинами. Трещины формировались несколько этапов, обусловленных инверсионными подъемами разной интенсивности. В результате сформировалась сложная система разноориентированных трещин, в которой трещины каждой последующей генерации пересекают более ранние и усложняют их морфологию. Часть трещин заполнена легкими битумами и минеральными образованиями - в связи с активной циркуляцией гидротерм на различных этапах геологической истории. По керну и лабораторным анализам образцов пород пористость насыщения изменяется в интервале 0,3 - 5,9 %, составляя в среднем 2%.

Особенности размещения коллекторских свойств продуктивного пласта поперек и вдоль слоистости, во всех возможных направлениях флюидопотоков воспроизводят объемные модели. Современные компьютерные программы реализуют построения объемных моделей продуктивных пластов по значениям показателей, привязанным к глубинам и координатам точек (в скважинах, на сейсмических разрезах). Распределение параметра в пространстве, целевая объемная модель, формируется с помощью вероятностно-статистических алгоритмов. Модель строится на базе объемной геометрической сетки, и алгоритм настроен на оценку параметра в узлах сетки путем использования фактических точек с учетом «близости» их к узлам сетки. Одной из актуальных проблем является повышение достоверности построений моделей путем использования априорных связей и закономерностей, трендов поведения моделируемых геологических показателей. Изучалось распределение, взаимосвязи и тренды пористости, как одного из главных параметров количественной оценки плотности запасов (на единицу площади или объема) нефти и газа. Связь блоковой и вторичной пористости оценена на структурных ловушках

-°.2 О 0,2 0.4 0,6 0.8 г 1,2 1.4 * , ,

ks™. п«р % различной интенсивности. На

Рисунок 3 - Зависимость Кблок пор от К втор пор Брагунском месторождении

по данным СКВ 85 Брагунской она близка К ЛИНеЙНОЙ С

параметрами, отраженными на рис. 3. На Октябрьском месторождении коэффициент соотношения вторичной и блоковой пористости изменяется от 1,237 до 0,929. На Червленом месторождении связь вторичной пористости с блоковой в первом приближении линейна с градиентом 0,5. Значения нормированной пористости (как отношения вторичной к блоковой пористости) значительно меньше, чем на складках основных тектонических зон и изменяются от 0,5 до 1, редко 1,5-2,4. На структурах, осложняющих крылья антиклинальных зон, связь разных типов пористости заметно другая. На Минеральном месторождении нормированная вторичная пористость составляет 0,512 - 0,552, вторичная пористость начинает развиваться, когда блоковая принимает значения 0,4-0,5 %.

Брагунская. № 85. К2

0.6 0,4 0.2

- yel,134x-0.339 " R » 0,64

I 100 200 300 400

Рисунок 4 - Зависимость Квтор.пор./Кблок.пор. от амплитуды складки

На складках, расположенных во впадинах, разделяющих антиклинальные зоны, градиенты нарастания вторичной пористости значительно меньше, чем на крупных, основных складках. По данным соотношения средних значений блоковой и вторичной пористости площадей Ханкальская, Северо-Джалкинская, Мескетинская нормированный показатель составил 0,042.

На следующем шаге анализа, на примере Правобережного месторождения, средние значения нормированной вторичной пористости прослежены в зависимости от амплитуды скважины относительно свода складки (А). Зависимость описывается линейной функцией с высокой теснотой связи (г=0,884) -рис. 4. С увеличением амплитуды нормированная вторичная пористость растет.

Прослежена зависимость Правобережное между относительной

пористостью и гипсометрией продуктивного комплекса (Г).

Анализ изменения

пористости на структурах разной амплитуды и интенсивности показал, что на сто метров амплитуды в среднем градиент нарастания вторичной пористости

увеличивается на 0,1. Эти и многие другие соотношения, и расчеты, выявленные в работе и опубликованные другими авторами, свидетельствуют о проявлении складкообразующих усилий на формирование вторичной пористости карбонатных коллекторов.

Виды связей, прослеженные на многочисленных скважинах всех структурно-тектонических зон НГР, позволяют выстроить их в единую систему взаимосвязи показателей емкостных свойств карбонатных пород верхнего мела и характеристик структурных ловушек природных резервуаров (морфологии, гипсометрии и структурно-тектонической позиции). Совместное преобразование уравнений связи:

Кет = агКбл + в1,-Квт/Кбл = а2-А + в2; (6)

Квт/Кбл = а у Г + вз. приводит ко множественной вероятностной зависимости, значения коэффициентов которой меняется в связи с морфологическим типом структурной ловушки. Это выражение использовано для прогноза среднего уровня вторичной пористости по структурно-тектоническим показателям и дальнейшей детализации распределения емкостных свойств на каждой ловушке.

Рисунок 5 - Выделение однотипных последовательностей элементов записи КС разреза верхнего мела скв. 85 Брагунской

Для расчленения разреза продуктивного комплекса на интервалы разной степени проявления вторичной пористости и флюидонасыщенности и выявления наиболее оптимальных для вскрытия и опробования объектов - анализировался облик кривых КС, их реперов и аномалии, с целью выделения их однотипных последовательностей, их смены по разрезу; границы смены показателей будут признаками изменения режима вторичных преобразований.

На примере анализа кривой КС скважины 85 Брагунской, в разрезе верхнего мела выделяется пять интервалов возможной смены характера вторичных преобразований, отраженные на рис. 5. В рамках расчленения разреза первого уровня прослежено поведение относительного показателя Квтор.пор./Кблок.пор. по разрезу верхнемелового комплекса - рис. 6. Отчетливо проявилась цикличность изме-

Октябрьское; скв. 217

Квт/Кбл 2

Брагун 85

1 1

1 . . СЕ

ГНИ1 ■ ннпнпнппишпннмшш I т И та питч

3,5

Квт/

1 14 27 40 53 66 79 92 105 ГлубРанж

А Б

Рисунок 6 - Цикличность нормированной вторичной пористости. А-Брагунское, скв.85; Б- Октябрьское,

скв 217

нения показателя, которая видна, в частности, по периодическому проявлению максимальных значений коэффициента превышения вторичной пористости (она больше блоковой в 1,5-3 раза). Сопоставление количества и границ циклов со стратиграфической и промысловой разбивкой существенно дополняет представление о распределении вторичной пористости.

Рисунок 7 - Карта максимальных значений пористости верхнемеловых отложений Брагунского месторождения

Исследование положения интервалов перфорации и относительной неф-тепродуктивности скважин, относительно цикличности пористости, использовано для выделения в скважинах месторождений и прогнозных площадей дополнительных перспективных интервалов для опробования.

Зависимости и изменения пористости, представленные выше, использованы как тренды при построении объемной модели пористости продуктивной толщи. На рис. 7 представлен один из видов визуализации объемной модели эффективной пористости верхнемелового комплекса Брагунской залежи - карты максимальных значений показателя. Построения выполнены средствами программного пакета DV SeisGeo. Карты максимальных значений по объемным моделям стали основанием для выделения зон залежей с повышенными плотностями запасов, которые могут обеспечить дополнительные отборы нефти.

В пятой главе проанализированы различные аспекты размещения характеристик скоплений нефти (УВ) во флюидодинамической системе природного резервуара верхнемелового нефтегазоносного комплекса. Статистика начальных геологических запасов нефти залежей (на 2008г.), представленная в виде распределения их по частоте и вероятности интервалов, свидетельствует об их асимметричной структуре, смещению вероятностей запасов в сторону мелких залежей. В целом, распределение не противоречит известным закономерностям количественного анализа запасов, закону о рядах величин запасов залежей УВ, обоснованным известным исследователем В.И.Шпильманом на представительном исходном материале. Оно также описывается обратной степенной функцией, параметры которой уточнены по сравнению с ранее проведенной оценкой, по последним данным.

Другой вид статистического представления запасов приведен на рис. 8, где отражены упорядоченные по величине значения величин запасов. Анализ диаграммы свидетельствует, что начальные запасы самых крупных залежей Брагунской, Эльдаровской, Старогрозненской, Октябрьской, Правобережной, Северо-Брагунской наглядно группируются в дискретные интервалы значений (в млн.т.): 58-50; 31-23; средний показатель дискретности, как отношения величин запасов соседних интервалов (середин интервалов или их минимальных и мак-

60 50 40 30 20 10 о

.......... Ii

Рисунок 8 - Начальные геологические запасы нефти Терско-Сунженского НГР

симальных значений) составил 0,55 (обратная величина 1,82). Близкие, с допустимыми отклонениями, значения показателя ступенчато го изменения интервалов получены для всех следующих (в сторону уменьшения) групп запасов: 1915; 10-8; 5-3; 2,5-1,5; 1,2-0,85; 0,45-0,4. Интервал 19-15 млн.т. получен расчетным путем при формировании всего ряда интервалов значений запасов с выявленными показателями их соотношений. Выводы о дискретности запасов

скоплений нефти согласуются (через коэффициенты заполнения) с однотипным рядами морфологических показателей их структурных ловушек и прогрессиями, которым следуют эти ряды. Это признаки наличия единой системы природных объектов.

Характеристика залежей верхнемелового продуктивного комплекса анализировалась с позиций активного проявления флюидодинамики. Поступление нефти, воды, жидкости (в виде замеряемых или относительных величин), изменение газового фактора (Гф) в процессе разработки, по залежам в целом и по отдельным скважинам, имело часто скачкообразный и пульсирующий характер; такое явление расценивается как проявление естественных современных процессов. На Октябрьском месторождении добыча нефти по месторождению имела несколько неравнозначных, но заметно проявившихся периодов повышения. Динамика поступления воды, в составе добываемой жидкости скважины 217 этого месторождения, имеет вид трех волнообразных всплесков в середине периода работы скважины, совпадающих с периодами относительного повышения добычи нефти. Дальше шла почти безводная нефть, Гф которой резко увели-

Рисунок 9 -Карта газового фактора и зональность УВ залежей верхнемелового комплекса Терско-Сунженского НГР. 1 -газовый фактор (Гф), 2-изолинии Гф, 3-месторождения, 4-реки, 5-разрывы,; зоны У В в залежах: 6-газ, 7 газоконденсат, 8-нефть с аномальным Гф, 9-нефтъ с низким Гф, 10-нефть с фоновым Гф.

чился. В скважине 218 Октябрьского месторождения пульсировал газовый фактор. На Ханкальском месторождении Гф за три года разработки увеличился скачкообразно на 200 м3/т и принял самое высокое значение из всех нефтяных залежей Терско-Сунженского НГР- 1066 м3/т. Построена карта величин Гф нефтей верхнемеловых залежей, с ней совмещена зональность залежей по типам УВ, выявленная в результате обобщения ряда характеристик состава и термобарических условий - рис. 9. Ханкальское месторождение и вся зона Петропавловской впадины имеют аномальные значения газового фактора. Зона аномалий содержания газа в нефтях на юго-востоке переходит в зоны газокон-денсатных (Северо-Бенойское месторождение) и далее газовых залежей (Бе

нойское месторождение). Относительно повышенное содержание Гф отмечено и в Алханчуртской впадине.

Аномальный характер Гф обосновывается в сравнении с фоном, за который принята зависимость, установленная А.Н. Резниковым и A.A. Ярошенко в 1984 г.: с учетом современных данных она описывается уравнением:

Pcj =0,461 Гф + 18,01 (7)

где Рсз - показатель сохранения запасов (т/га*Мд); коэффициент парной корреляции 0,876.

Данные по Ханкальской, Мескетинской, Северо-Джалкинской залежам резко отличаются от фоновых значений.

В шестой главе представлены типы объектов, выделенных в результате моделирования как перспективные в нефтегазоносном отношении. В их состав входят складки - возможные структурные ловушки залежей УВ; зоны относительно высоких плотностей запасов залежей, ловушек; интервалы повышенной вторичной пористости пробуренных скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе, на основании использования современных информационных технологий и вероятностно-статистического моделирования, предложены и разработаны новые позиции основных критериев нефтегазоносности верхнемелового продуктивного комплекса Терско-Сунженского нефтегазоносного района.

Разработана структурно-морфологическая модель складчатых деформаций компетентной карбонатной толщи верхнего мела. Новой содержательной основой моделирования стали представления о фрактальной размерности морфологических показателей складчатости. Построены цифровые модели структурных каркасов ловушек, которые определили границы объемных моделей коллекторских свойств продуктивной толщи. Количественные связи морфологических показателей привели к разработке алгоритмов прогноза пространственного положения и формы структурных ловушек верхнемелового нефтегазоносного комплекса.

Предложены вероятностно-статистические модели трендов коллекторских свойств продуктивной карбонатной толщи. Они включили зависимости емкостных свойств с глубиной, с изменением амплитуд и обшей дислоциро-ванности складок: пористости и проницаемости. Выведены вычислительные алгоритмы прогноза емкостных свойств с использованием показателя нормированной пористости.

Построены объемные компьютерные модели эффективной пористости средствами специализированного программного комплекса, при этом достоверность моделирования обеспечена трендами ФЕС. Объемные модели значительно уточняют общую оценку и пространственное размещение емкостных свойств и плотностей запасов УВ. Установлена высокая зональная и послойная анизотропия ФЕС. Дана оценки величины и характера распределения плотности остаточных запасов, позволяющая учесть влияние геологической неоднородности. а также промысловых факторов на степень зыработки запасов.

Они визуализируются в виде карт максимальных, средних и минимальных значений показателя и служат основой для выбора зон залежей с максимальными плотностями запасов.

Разработаны схемы размещения основных показателей и УВ залежей, карта газового фактора показала положение аномальной зоны газонасыщения нефтей и смены фазового состояния УВ залежей в юго-восточной части НГР. Данные построения в рамках ГИС-проекта НГР выполнены впервые, они не противоречат выводам о смене типов УВ, которые содержатся в работах других исследователей.

Предложены методические основы оценки перспектив нефтегазоносно-сти мелового регионально нефтегазоносного комплекса с использованием результатов моделирования и прогнозируются новые объекты возможной нефте-газоносности: структурные ловушки, зоны и интервалы повышенной плотности запасов.

Использованные информационные технологии представлены в виде схема информационного обеспечения зонального и локального прогноза нефтега-зоносности по актуальным критериям. Она включила модели базы данных, ГИС-проекты, трехмерные модели залежей.

Основные положения диссертации опубликованы в 10 научных статьях, из которых №6 включена в перечень ведущих рецензируемых журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

1. Эффективность размещения новых региональных сейсмопрофилей на территории Кабардино-Балкарской и Северо-Осетинской республик.

Деп. в ВИНИТИ 26.12.01. Ns 2685 - в 2001. (Соавторы Ш.Ш. Заурбеков, Н.В. Григорьева, A.M. Мовлаева)

2. Геологическая интерпретация тектонически-активных и сейсмогенери-руюших структур Северо-Кавказского района. Деп. в ВИНИТИ 26.12.01. Лг° 2683 - в 2001. (Соавторы Ш.Ш. Заурбеков, Р.З. Джарнагапиев, C.B. Григорьева)

3. Состояние поисково-разведочных работ на нефть и газ на территории Чеченской республики.// Труды ГГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова. Вып.2. - Грозный. 2002. - С. 184-188. (Соавтор A.A. Даукаев)

4. Анатиз изученности и современного состояния сырьевой базы мезозойского и кайнозойского комплекса Чеченской республики // Материаты Всероссийской научно-практической конференции «Наука, образование, производство». - Грозный 2003. -С.126-127. (Соавтор A.A. Даукаев)

5. Теоретические предпосылки и практика поисков и разведки полезных ископаемых на территории Чеченской республики // Труды ГГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова. Вып.4. - Грозный. 2004. -С.190-192. (Соавтор A.A. Даукаев)

6. Особенности разработки запежей, приуроченных к глубокозалегаю-щим коллекторам. 11 Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. - Ставрополь. 2007. 13). - С.49-52.

7. Информационное обеспечение прогноза ловушек и залежей мелового нефтегазоносного комплекса Терско-Сунженской НГО // Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. - Грозный. 2007. - С.67-72. (Соавтор Г.Н. Прозорова)

8. Структурно-морфологический анализ и потенциал прогноза новых объектов Терско-Сунженской НГО // Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. - Грозный. 2007. - С.72-79. (Соавтор Г.Н. Прозорова)

9. Пространственные модели и прогноз емкостно-фильтрационных свойств карбонатных коллекторов Терско-Сунженской нефтегазоносной области // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Развитие нефтегазовой отрасли юга России: наука, практика, бизнес». - Ростов-на-Дону. 2008.-С.5-9.

10. Рифогенные постройки верхнеюрского комплекса в пределах Терско-Каспийского прогиба // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Развитие нефтегазовой отрасли юга России: наука, практика, бизнес». - Ростов-на-Дону. 2008. - С.75-78. ( Соавторы В.И. Хузаев, А.А Даукаев)

/ na-о 28 "С 2ÍJ0S г

Оога'ач 60 84 Î 'Í6 Б>мага officeг> г? j\V .le»"-. once¡i-ая "с- j ' ,75 Уч-i'3:i л-! 16 Згка; №249 "i,-paw '■<><> н ¡ От-.е-?.-¿-.o ñZ RP 3505 r P

■Ииательс»о-го.".' ,.е-тр т."."г/. «.'ISA S»

~ос\лапе BChioe образовгтсл»'.чс > ncw.'.e1 :'е -и. е.. ечт : рооесс/.о ала-о о ойрактчи? <■; DO j'-c.'c\t!Î;, 0c\.:apc"iric--".v -en y -о." ,'- L ..1 ~\ ■ .':.< ала- V. и V.-.nr/o-ir.i^oBa»

2!"JH

3644!)2 • am. =.."• \r Ci-M'.-a^i)

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Бачаева, Тумиша Хамидовна

Введение

Глава 1. Современное состояние информационной базы прогноза и моделирования нефтегазоносности региона

1.1. Информационная база.

1.2. Обзор моделирования нефтегазоносности региона.

Глава 2. Информационное обеспечение прогноза нефтегазоносности

2.1. Базы данных.

2.2. ОК-системы.

2.3. Объемные мультипараметровые модели.

Глава 3. Структурно-тектонические факторы нефтегазоносности и модели размещения залежей УВ

3.1. Цифровые модели структуры продуктивных горизонтов.

3.2. Параметрические модельные схемы.

Глава 4. Моделирование емкостно-фильтрационных свойств верхнемелового нефтегазоносного комплекса.

Глава 5. Залежи УВ во флюидодинамической системе природного резервуара.

Глава 6. Прогноз перспективных объектов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Моделирование и прогноз нефтегазоносности верхнемелового комплекса Терско-Сунженского нефтегазоносного района"

В «старом» Терско-Сунженском нефтегазоносном районе (ТС НГР), история нефтедобычи и тематических геологических исследований которого составляет более ста лет, остро стоит проблема подготовки новых объектов к разведке и разработке. Среди нефтегазоносных комплексов района верхнемеловая карбонатная толща, в настоящее время, является основным объектом добычи, которая составляет более 2 млн.т. в год; с ней связаны ближайшие перспективы нефтегазоносности. Реализация этих перспектив является непростой научно-технической задачей. Несмотря на высокую степень выра-ботанности (более 70 %), перспективы нефтегазоносности верхнемелового комплекса остаются высокими, а поисково-разведочные работы на верхний мел - приоритетными. Вместе с нефтяными, нефтегазовыми залежами сред-немиоценового, палеоцен-эоценового, нижнемелового комплексов верхний мел образует богатые многопластовые месторождения Терско-Сунженского нефтегазоносного района.

Верхний мел характеризуется сложным структурно-тектоническим строением, наличием крупных антиклинальных складок, осложненных серией складчатых деформаций более низкого порядка, разрывными нарушениями и наличием коллекторов сложного строения. Возможности выявление новых перспективных объектов связаны с применением современных методов компьютерного моделирования.

Целью работы является оценка перспектив нефтегазоносности и прогноз перспективных объектов верхнемелового нефтегазоносного комплекса, на основе построения и исследования информационно-компьютерных моделей нефтегазоносности Терско-Сунженского нефтегазоносного района.

В соответствии с поставленной целью определены основные задачи исследований: Разработать: концепцию и реализацию информационного обеспечения прогноза нефтегазоносности, модели данных предметной области прогноза нефтегазоносности, компьютерное представление информации для решения задач прогноза нефтегазоносности.

Выполнить анализ, цифровое и вероятностно-статистическое моделирование структурной схемы и локальной дислоцированности верхнемелового нефтегазоносного комплекса.

Выполнить анализ и вероятностно-статистическое моделирование коллек-торских свойств продуктивного комплекса.

Дать прогноз перспективных объектов верхнемелового продуктивного комплекса Терско-Сунженского НГР.

Разработать рекомендации по обоснованному выбору направлений поисков новых перспективных в нефтегазоносном отношении объектов.

Методы решения поставленных задач.

Анализ и обобщение геологического и геолого-промыслового материала проведены с привлечением современных информационных технологий.

Использованы методы: сравнительного анализа; математического (вероятностно-статистического) моделирования, парные и множественные регрессионные модели - средствами современных компьютерных программ; геоинформационное картирование; мультипараметровое объемное моделирование; анализа информации баз данных фактографического и графического типов средствами СУБД и ОК-технологий.

1. Схема информационного обеспечения зонального и локального прогноза нефтегазоносности по актуальным критериям.

Научная новизна связана с тем, что:

1. Разработана схема информационного обеспечения прогноза нефтегазоносности комплекса, которая включает модели базы данных, ГИС-проекты и трехмерные модели залежей.

2. Рассчитаны вероятностно-статистические модели:

- трендов коллекторских свойств продуктивной карбонатной толщи (предложены вычислительные алгоритмы).

4. Разработаны схемы размещения основных показателей и УВ залежей (по результатам моделирования прогнозируются новые объекты возможной нефтегазоносности: структурные ловушки, зоны и интервалы повышенной плотности запасов), предложены методические основы оценки перспектив нефтегазоносности верхнемелового мелового регионально нефтегазоносного комплекса с использованием результатов моделирования.

Теоретическая и практическая значимость полученных результатов определяется их реализацией в научно-тематических отчетах ОАО «Гроз-нефтегаз». Рекомендации, представленные в соответствующих отчетах, были использованы в текущих и долгосрочных программах развития нефтяной и газовой промышленности Чеченской Республики (ЧР).

Апробация работы.

Фактический материал и личный вклад.

В основу диссертации положены материалы, собранные и обработанные лично автором при проведении исследований, выполненных в период с 2003 по 2008г.г. Изучены результаты геолого-геофизических исследований по 240 скважинам, пройденным по меловому комплексу (верхний и нижний мел) Терско - Сунженского нефтегазоносного района. Для построения вероятностно-статистических моделей использовано более 1100 значений показателей, выполнено более 400 замеров морфологических показателей складок по десяткам профилей. По новой методике замерены и обработаны показатели каротажа по сотням интервалов скважин. Построены и обработаны десятки графиков динамики добычи нефти, воды, газа по скважинам, и в целом по верхнемеловым залежам.

В соответствии с задачами исследования выделены многочисленные детализирующие объекты наблюдений и замеров показателей, оценка характеристик которых ранее не выполнялось. К ним относятся: межскважинные точки месторождений и площадей, в которых средствами ГИС-технологии определены координаты и гипсометрия кровли и подошвы верхнемелового комплекса; площадные кластеры (на электронных картах) - плоские, размерами 0,5 х 0,5 км. и 2 х 2 км., в границах которых рассчитывались плотности размещения сейсмических профилей и скважин, плотности элементов склад-чато-разрывной структуры; кластеры объемных моделей в виде элементарных кубов для расчета значений коллекторских свойств по объему продуктивного пласта. Информация по названным многочисленным объектам размещена в базах данных.

В результате указанных работ был собран материал для моделирования залежей и решения поставленных задач. Все статистические расчеты в работе автором производились лично. Результаты работы базируются также на материалах тематических отчетов автора, геологов ОАО «Грознефтегаз», специалистов ОАО «РосНИПИтермнефть».

Структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Общий объем работы составляет 152 страницы машинописного текста, включая 5 таблиц, 30 иллюстраций и библиографический список из 122 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Бачаева, Тумиша Хамидовна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе на основании использования современных информационных технологий и вероятностно-статистического моделирования, предложены и разработаны новые позиции основных критериев нефтегазоносности верхнемелового продуктивного комплекса Терско-Сунженского нефтегазоносного района.

Предложены вероятностно-статистические модели трендов коллекторских свойств продуктивной карбонатной толщи. Они включили зависимости емкостных свойств с глубиной, с изменением амплитуд и общей дислоциро-ванности складок; пористости и проницаемости. Выведены вычислительные алгоритмы прогноза емкостных свойств с использованием показателя нормированной пористости.

Построены объемные компьютерные модели эффективной пористости средствами специализированного программного комплекса, при этом достоверность моделирования обеспечена трендами ФЕС. Объемные модели значительно уточняют общую оценку и пространственное размещение емкостных свойств и плотностей запасов УВ. Установлена высокая зональная и послойная анизотропия ФЕС. Дана оценка величины и характера распределения плотности остаточных запасов, позволяющая учесть влияние геологической неоднородности, а также промысловых факторов на степень выработки запасов. Они визуализируются в виде карт максимальных, средних и минимальных значений показателя и служат основой для выбора зон залежей с максимальными плотностями запасов.

Предложены методические основы оценки перспектив нефтегазонос-ности мелового регионально нефтегазоносного комплекса с использованием результатов моделирования и прогнозируются новые объекты возможной нефтегазоносности: структурные ловушки, зоны и интервалы повышенной плотности запасов.

Использованные информационные технологии представлены в виде схема информационного обеспечения зонального и локального прогноза нефтегазоносности по актуальным критериям. Она включила модели базы данных, ГИС-проекты, трехмерные модели залежей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Бачаева, Тумиша Хамидовна, Ростов-на-Дону

1. Алферов, Б.А. Грозненский нефтеносный район / Б.А. Алферов // Труды ВНИГРИ. Ленинград, 1954. Вып. 12.- 327с.

2. Аникиев, К.А. Геодинамическая теория сверхвысокой пластовой энергии разбуриваемых нефтегазоносных недр. Дегазация Земли и геотектоника/ К.А. Аникиев. М.: Наука, 1980.

3. Афанасьев, С.И. К вопросу прогноза нефтегазоносности мезозойских поднятий Терско-Сунженского нефтегазоносного района на основе палеотектонических реконструкций / С.И. Афанасьев // Труды СевКавНИ-ПИнефть, Грозный, 1990. Вып. 53.- С. 15-20.

4. Багдасарова, М.В. Особенности флюидных систем зон нефтегазона-копления и геодинамические типы месторождений нефти и газа //Геология нефти и газа.- 2001. -№ 3. С. 15-23.

5. Бачаева, Т.Х. Эффективность размещения новых региональных сейс-мопрофилей на территории Кабардино-Балкарской и Северо-Осетинской-республик / Т.Х. Бачаева, Ш.Ш. Заурбеков, Н.В. Григорьева, A.M. Мовлаева. Деп. в ВИНИТИ 26.12.01. № 2685 - В 2001.

6. Бачаева, Т.Х. Геологическая интерпретация тектонически-активных и сейсмогенерирующих структур Северо-Кавказского района / Бачаева Т.Х, Ш.Ш. Заурбеков, Р.З. Джарнагалиев, C.B. Григорьева. Деп. в ВИНИТИ 26.12.01. №2683-в 2001.

7. Бачаева, Т.Х. Состояние поисково-разведочных работ на нефть и газ на территории Чеченской республики / Т.Х. Бачаева // Труды ГГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова. Грозный, 2002. Вып.2. - С. 184-188.

8. Бачаева, Т.Х. Теоретические предпосылки и практика поисков и разведки полезных ископаемых на территории Чеченской республики / Т.Х. Бачаева, A.A. Даукаев // Труды ГГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова. Грозный, 2004. Вып.4. -С. 190-192.

9. Бачаева, Т.Х. Особенности разработки залежей, приуроченных к глубо-козалегающим коллекторам / Т.Х. Бачаева // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. — Ставрополь, 2007. Вып. №4(13).-С. 49-52.

10. Багринцева, К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа /К.И. Багринцева. М.: Недра, 1977. - 219 с.

11. Бурлаков, А.И. Физико-химические свойства нефти (газа) хадумских глинистых отложений Восточного Ставрополья / А.И. Бурлаков, Р.Г. Налбан-дьян, Н.В. Туллий//Нефтепр. дело и трансп. нефти. 1985.- № 7. - С. 27-29.

12. Бурштар, М.С. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа на примере Предкавказья и Степного Крыма /

13. М.С. Бурштар, И.В. Машков.- М.: Гостоптехиздат, 1963.- 265 с.

14. Буряковский, J1.A. Влияние литолого-минералогических и термобарических факторов на нефтегазоносность больших глубин / JI.A. Буряковский, Р.Д. Джеваншир // Изв. АН Азерб.ССР. Серия наук о Земле.- 1985.- № 5.- С. 31-37.

15. Былинкин, Г.П. Оценка фазового перехода глубокопогруженных пластовых флюидов / Былинкин, Г.П. // Геология нефти и газа. 2*2006.- С. 55-60.

16. Бочкарев, A.B. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр / A.B. Бочкарев, В.А. Бочкарев. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006.- 324 с.

17. Брод, И.О. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья / И.О. Брод / Труды КЮГЭ, вып.1, Гостоптехиздат, 1958г. 621 с.

18. Буряковский, JI.A. Моделирование систем нефтегазовой геологии / JI.A. Буряковский, И.С. Джафаров, Р.Д Джеваншир.- М.: Недра, 1990 295 с.

19. Волобуев, Г.П. Прогнозирование гидрогеологических обстановок в нефтегазодобывающих районах / Волобуев Г.П. -М.: Недра, 1986.- 193 с.

20. Вассоевич, Н.Б. О зависимости свойств гипергенно измененных нефтей от их запасов в залежах / Н.Б. Вассоевич, Г.В. Нейман // Геол. нефти и газа -1964.- № 7.- С.24-28.

21. Вассоевич, Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние)/ Н.Б. Вассоевич // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1967.-№ 11.-С. 135-140.

22. Вассоевич, Н.Б. Уточнение понятия о возрасте нефти / Н.Б. Вассоевич //ДАН СССР.- 1974. Т.219.- № 6. С. 1465-1467.

23. Вассоевич, Н.Б. Образование газов на разных этапах литогенеза / Н.Б. Вассоевич, A.JI. Козлов, Н.В. Лопатин // Вестник МГУ, геол. 1979.- № 1.- С. 35-43.

24. Вендельштейн, Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения нефтегазовых коллекторов / Б.Ю. Вендельштейн, P.A. Резванов.- М.: Недра, 1978.

25. Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа. М.С. Бурштар и др. М.: Недра, 1996. - 423 с.

26. Даниленко, Т.А. К вопросу накопления исходного органического вещества в нижнемеловых отложениях Северо-Восточного Кавказа / Т.А. Даниленко, О.Н. Зуйкова, Т.Л. Толстова // Труды СевКавНИПИнефть. Грозный, 1990. Вып.53. - С. 25-33.

27. Доценко, B.B. Геохимия и происхождение нефти и газа: Учебное пособие для вузов /Под ред. А.Н. Резникова. Ростов-на-Дону.: ЦВВР, 2007. -308 с.

28. Доценко, В.В. Природные резервуары, нефтегазоносные комплексы, ловушки и залежи нефти и газа: Учебное пособие для вузов / Под ред. А.Н. Резникова. Ростов-на-Дону. Изд-во «ЦВВР», 2007. - 160 с.

29. Зуйкова, О.Н. Коллекторские свойства и перспективы нефтегазоносно-сти меловых отложений западной части Терско-Каспийского краевого прогиба/ О.Н. Зуйкова // Геол. нефти и газа.- 4-2007. С. 19-24.

30. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Предкавказья. Т. 1У. Дагестанская АССР. Г.Л. Буторин и др.. М.: Недра, 1980.- 207с.

31. История геологического развития и формирования структуры центральной части Терско-Каспийского передового прогиба. Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. Н.В. Короновский и др. М.: Наука, 1987.-С. 147-174.

32. Керимов, K.M. Некоторые особенности изменения коэффициента аномальности давлений в коллекторах с различным характером насыщенности / K.M. Керимов, А.Н. Пильчин // Роль аномальн. давлений в распределении залежей нефти и газа. М. 1986.- С.140-143.

33. Конторович, А.Э. Новые данные о зависимости свойств нефтей от их запасов в залежах (Сургутский свод) / А.Э. Конторович // Нефтегаз. геология и геофизика. Текущая информация. 1965.-№3.-С.10-13.

34. Конторович, А.Э. Геохимические методы количественного прогноза неф-тегазоносности / А.Э Конторович.- М.: Недра, 1976.- 249 с.

35. Коновалов, В.И. Поиски глубокопогруженных залежей нефти и газа в Терско-Сунженской зоне / В.И. Коновалов, В.Ф., Марков, Г.С. Аладжанц

36. Нефтегазовая геология и геофизика. 1979. - № 9. - С. 3-5.

37. Конюхов, И.А. Литология мезозойских отложений Восточного Предкавказья в связи с нефтегазоносностью / И.А. Конюхов// Труды КЮГЭ, вып.З.- JL: Гостоптехиздат, 1959.

38. Кононова, C.B. Изучение фациальной природы XXII песчаного пласта чокракского горизонта методом электрометрической модели / Кононова C.B. //Труды СевКавНИПИнефть.- Грозный, 1990. Вып. 53. С. 53-57.

39. Коншин, A.M. Геологическое описание Грозненской нефтяной площади и нефтяных месторождений Терской области и Каспийского побережья: материалы для геологии Кавказа.- сер. 2. VI. 1892.

40. Копилевич, Е. А. Оценка запасов нефти с использованием инновационной сейсмической технологии / Е.А Копилевич и др. // Геология нефти и газа. -2005.- № 6. С. 34-37.

41. Краснопевцева, Г.В. Глубинное строение Кавказского сейсмоактивного региона /Г.В. Краснопевцева. М.: Наука, 1984.- 108с.

42. Кропоткин, П.Н. Дегазация Земли и генезис углеводородов //ЖВХО. 1986. - Т. 31, № 5.-С. 540-547.

43. Кудрявцев, H.A. О залегании нефти в сарматских слоях Новогрозненского района. // Нефт. и сланц. хоз. 1923.- № 3.

44. Кузнецов, В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отло-- жений / В.Г. Кузнецов. М.: Недра, 1992. - 240 с.

45. Летавин, А.И. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа / А.И. Летавин. М.: Наука, 1987. - 96 с.

46. Лопатин, А.Ф. Новая геодинамика и модель генерации углеводородов / А.Ф. Лопатин, В.И. Петренко, Б.Ф. Галай. — Ставрополь.: СевКавГТУ, 2005 — 85 с.

47. Лысенков, П.П. Геологическая структура ресурсов нефти и их сравнительная геолого-экономическая оценка / П.П. Лысенков, П.Е Пчелинцев, Н.И. Кононов //Труды СевКавНИПИнефть.- Грозный, 1990. Вып. 53. С. 5-10.

48. Мандельброт, Б. Самоаффинные фрактальные множества // В сб.: Фракталы в физике. М.: Мир, 1988.- С. 10-48.

49. Методические основы прогнозирования нефтегазоносности / Н.И.Буялов и др.. М.: Недра. 1990. 248 с.

50. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИГНИ, 2000. 116 с.

51. Мирзоев, Д.А. Геология месторождений нефти и газа Дагестана/ Д.А. Мирзоев, Ф.Г. Шарафутдинов. Махачкала.: Дагиздат, 1986.- 312 с.

52. Мусин, О.Р. Цифровые модели для ГИС // Информационный бюллетень. ГИС-Ассоциация. 1998. - №4 (16).- 30с.

53. Назаренко, B.C. Хронобаротермический анализ размещения коллектор-ских свойств в осадочно-породных бассейнах / B.C. Назаренко, А.Н. Резников. -Ростов-на-Дону.: Слово, 2000. -110 с.

54. Нургалиева, Н.Г. Прогнозирование неантиклинальных ловушек углеводородов на основе корреляции фрактальной размерности кривых гамма-каротажа / Н.Г. Нургалиева, Э.В. Утемов, В.Е. Косарев // Нефтегазовое де-ло.-2007.

55. Определение достоверности прогнозной оценки ресурсов нефти и газа. Сб. научн. Тр. -Л.: Изд-во ВНИГРИ. 1982. 116 с.

56. Орлов, A.A. Возможность прогнозирования нефтегазоносных провинций геосинклинального типа по количественным критериям антиклиналей // Докл. АН УССР. Сер. Б. -1978. -№11.- С. 973-978.

57. Орлов, A.A. Факторы, влияющие на формирование сверхгидростатических пластовых давлений в нефтегазоносных областях/ A.A. Орлов, М.В. Ляху, Д.Н. Корнилов II Разведка и раз раб. нефт. и газ. м-ний. Львов.- 1984.- № 21.-С. 13-17.

58. Прозорова, Г.Н. Информационное моделирование: современный потенциал прогнозных решений в нефтегазовой геологии региона/ Вопросы геологии и освоения недр юга России. Ростов-на-Дону.: ЮНЦ, 2007. — С. 284-288.

59. Прозорова, Г.Н. Информационное обеспечение прогноза ловушек и залежей мелового нефтегазоносного комплекса Терско-Сунженской НТО/ Г.Н.

60. Прозорова, Т.Х. Бачаева // Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов- Грозный, 2007 — С.67-72.

61. Петров А.И. О необходимости учета современной геодинамики при оценке и пересчете промышленных запасов нефти и газа/ А.И. Петров, B.C. Шеин // Геол. нефти и газа. -2001.- № 3. -С. 6-13.

62. Особенности проявления флюидодинамических процессов на больших глубинах/ С.Г. Попов и др.// Геология, геоф. и разработка нефт. и газов, м-ний,-3-4/2005.- С. 55-59.

63. Проблемы поисков залежей нефти и газа на больших глубинах / Л.Ф. Шпак и др. // АН УССР. Институт геологич. наук.- Киев, 1990. 50 с.

64. Прошляков, Б.К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа/ Б.К. Прошляков.- М.: Недра, 1974.- 232 с.

65. Прошляков Б.К. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах / Б.К. Прошляков, Т.Н. Гальянова, Ю.Г. Пименов. М.: Недра. 1987. -200 с.

66. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 15339.0-047-00 М. 2000.

67. Резников, А.Н. Вероятностно-статистическое моделирование преобразований состава и свойств нефтей в зоне катагенеза // Геохимия. -1999. № 4. -С. 435-442.

68. Резников, А.Н. Геосинергетика нефти и газа / А.Н. Резников. Ростов-на-Дону.: ЦВВР, 2008. - 303 с.

69. Рыльков, A.B. О зависимости свойств нефтей от особенностей строения продуктивных пластов// Нефтегаз. геология и геофизика. Текущая информация. -1966.- вып. 1. С.21-24.

70. Резников, А.Н. Определение возраста газовых и газоконденсатных залежей по данным геохимической кинетики/ А.Н. Резников, A.A. Ярошенко // Сб. науч. трудов. Сер. «Нефть и газ». СевКавГТУ.- Ставрополь, 2001. Вып. 4. С. 12-29.

71. Резников, А.Н. О геохимическом превращении нефтей и конденсатов в зоне катагенеза // Геол. нефти и газа. 1967.- № 5.- С.24-28.

72. Резников, А.Н. Преобразования фазового состояния углеводородных скоплений верхнемелового комплекса Северо-Восточного Кавказа/ А.Н. Резников, A.A. Ярошенко // Изв. АНСССР. Сер. геол.- 1980.- № 12.- С.130-137.

73. Руженцев, В.Е. Бенойско-Датыхский нефтеносный район / В.Е. Ружен-цев // Труды НГРИ. 1932. Сер. А. Вып. 7.

74. Саламатин, А.Е. Региональная стратиграфическая схема нижнего мела Северо-Восточного Кавказа // Известия Северо-Кавказского научного центра высшей школы: естественные науки. 1979. - № 2.- С. 74-79.

75. Современная геодинамика и нефтегазоносность / В.А. Сидоров и др. -М.: Наука, 1989.

76. Соловьев, A.B. Ансамбли структурных парагенезов в сложно построенных зонах аккреции / A.B. Соловьев и др. // Структурные парагенезы и их ансамбли. М.: ГЕОС, 1997.- С. 161-163.

77. Сомов, В.В. К вопросу оценки гемиантиклиналей при поисках залежей нефти и газа на примере Ханкальского месторождения/ В.В. Сомов // Труды СевКавНИПИнефть. Грозный, 1990. Вып. 53. - С. 33-36.

78. Станулис, В.А. Опыт оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Северо-Восточного Кавказа и Предкавказья по структурно-тектоническим критериям / В.А. Станулис.- Грозный.: Грозненский рабочий, 1966.-44с.

79. Станулис, В.А. Палеогеновые олистостромы Терско-Сунженского района / В.А. Станулис, В.Ф., Хлуднев, И.Г. Щерба // Докл. АН СССР, геология. Том 285.- 1985. -№ 4. С. 971-974.

80. Степанов, А.Н. Катагенез и состав углеводородов Северо-Восточного Кавказа / А.Н. Степанов, Л.П. Леньков, Б.К. Чичуа // Труды СевКавНИПИнефть. Грозный, 1990. Вып. 53. - С. 58-68.

81. Талалаев, В.Д. Типы и условия формирования разрывных нарушений Северо-Восточного Кавказа / В.Д. Талалаев // Труды СевКавНИПИнефть. -Грозный, 1977. Вып. 12.

82. Талалаев, В.Д. К вопросу о тектонике Терско-Сунженского передового прогиба / В.Д. Талалаев, С.А. Аветисьянц // Труды СевКавНИПИнефть.-Грозный. Вып. 23 С. 39-44.

83. Талалаев, В.Д. Основные черты структуры фундамента и осадочного чехла / В.Д. Талалаев // Труды СевКавНИПИнефть.- Грозный. Вып. 18. С. 54-76.

84. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа. А.И. Летавин и др. М.: Наука, 1987 г.

85. Хузаев, В.И. Рифогенные постройки верхнеюрского комплекса в пределах Терско-Каспийского прогиба / В.И. Хузаев, A.A. Даукаев, Т.Х. Бачаева

86. Развитие нефтегазовой отрасли юга России: наука, практика, бизнес: мат-лы конф. Ростов-на-Дону. 2008. - С.75-78.

87. Шалаев, JI.H. О визуализации поисковых объектов мезозоя на материалах дистанционных съемок территории Терско-Каспийского прогиба //Труды СевКавНИПИнефть. Грозный, 1990. Вып. 53.- С. 40-44.

88. Шредер, М. Фракталы, хаос, степенные законы. Ижевск, 2001. - С. 302-305.

89. Mandelbrot В. The fractal geometry of Nature. San-Francisco, W.H. Freeman, 1983.-461 p.

90. Turcotte D.L. Fractals and chaos in geology and geophysics. Cambrige, 1997.-398 p.1. Фондовая

91. Подсчет остаточных извлекаемых запасов нефти в верхнемеловых отложениях месторождения Правобережное: науч.-техн. отчет / A.B. Меркулов В.Н. Енгибаров, СевКавНИПИнефть. Грозный, 1996 .- 115 с.

92. Анализ разработки и уточнение технологических показателей довыра-ботки запасов нефти верхнемеловой залежи месторождения Правобережное, СевКавНИПИнефть. РД 153 39 - 007 - 96. - Грозный, 1995.

93. Волгин H.H. и др. Проект поисков и разведки углеводородной залежи в альб-аптских отложениях Ханкальской площади: отчет по теме 2/77 / Фонды СевКавНИПИнефть.- Грозный, 1983. 91 с.

94. Горель Ш.К. Отчет о работах Гудермесской сейсмической партии № 5/58 в Гудермесском и Курчалойском районах ЧИАССР и Хасав-Юртовском районе ДАССР в 1958 году /Фонды «Грознефтегеофизика». Грозный, 1962.

95. Пояснительная записка к отчетному балансу запасов нефти, газа и конденсата за 2003 год: отчет ЦНИПРа (книга 1) за 2004 г /Фонды ЦНИПРа ОАО "Грознефтегаз"; A.A. Даукаев, З.А. Льянова, А.Л. Аздамиров. Грозный, 2004.

96. Изучение разведочных площадей с целью подготовки исходных данных для подсчета запасов: отчет СевКавНИПИнефть по теме 204/93 (этап 3) за 1993 г / Фонды СевКавНИПИнефть; В.Н. Енгибаров, О.В. Крылова. -Грозный, 1993.

97. Исхакова Н.Г. Результаты гравиметрических работ проведенных Черногорской гравиметрической партией 9/53 в Терско-Сунженской нефтегазоносной области в 1953 г.- Грозный, 1953.

98. Отчет. Государственный Союзный Грозненский разведочный геофизический трест. Грозный, 1954.

99. Переоценка запасов нефти и газа верхнемеловой залежи месторождения Червленное по состоянию на 01.01.1997г: отчет СевКавНИПИнефть по теме 2/97 за 1997 г / Фонды СевКавНИПИнефть; Н.И. Кононов и др.. Грозный, 1997.

100. Отчет по договору №7-383 от 30.12.2004 г / Фонды ООО «Геофизин-фо»; В.А. Лохматова. 2006. - 187с.

101. Подсчет запасов нефти и газа месторождения Ханкальское: отчет СевКавНИПИнефть по теме 54/86 за 1987 г / Фонды СевКавНИПИнефть; A.B. Меркулов, В.Н. Енгибаров, O.A. Еремченко.- Грозный, 1987.

102. Подсчет запасов нефти и газа месторождения Датых: отчет СевКавНИПИнефть по теме 54/84 за 1985 г / Фонды СевКавНИПИнефть; A.B. Меркулов, В.Н. Енгибаров, О.В. Крылова. Грозный, 1985.

103. Подсчет запасов нефти в верхнемеловых отложениях месторождение Северо-Минеральное: отчет СевКавНИПИнефть по теме 206/93 за 1993 г/ Фонды СевКавНИПИнефть; A.B. Меркулов, Л.Г. Снурникова, O.A. Еремченко. Грозный, 1993.

104. Пересчет запасов нефти и газа месторождение Хаян-Корт: отчет СевКавНИПИнефть по теме № 239 за 1990 г / Фонды СевКавНИПИнефть; A.B. Меркулов, В.Н. Енгибаров, O.A. Еремченко. Грозный, 1990.

105. Пересчет запасов нефти в продуктивных отложениях месторождение Старогрозненское: отчет СевКавНИПИнефть по теме 206/90 за 1991 г / Фонды СевКавНИПИнефть; A.B. Меркулов и др. Грозный, 1991.

106. Пересчет запасов нефти и газа месторождение Октябрьское: отчет СевКавНИПИнефть по теме 54/86 за 1988 г / Фонды СевКавНИПИнефть; A.B. Меркулов, В.А. Рахимкулова, O.A. Еремченко.- Грозный, 1988.

107. Подсчет остаточных извлекаемых подсчетов нефти в верхнемеловых отложениях месторождение Правобережное: отчет СевКавНИПИнефть по теме 20/95 за 1996 г / фонды СевКавНИПИнефть; A.B. Меркулов, В.Н. Енги-барова.- Грозный, 1996.

108. Прогноз размещения нефтяных и газовых залежей в мезозойских отложениях на территории Терско-Сунженской складчатой области: отчет СевКавНИПИнефть за 1996 г/ Фонды СевКавНИПИнефть; П.Е. Пчелинцев, Н.И. Кононов и др.. Грозный, 1996.

109. Геологический отчет о работах в районе Алхазово в 1932-1933 гг / Фонд Грознефти; JI.B. Сельский. Грозный, 1933.

110. Отчет о результатах структурно-поискового бурения в районе Джугур-ты-Гиляны / Трест «Грознефтеразведка»; геологоразведочная контора; Э.О. Сайянц. Грозный, 1958. - 179 с.

111. Отчет о работе Терско-Северной геологической партии (геологическое строение Эльдаровского хребта) / ГРК тр. «Грознефтеразведка»; В.А: Стану-лис. Грозный, 1954. - 45 с.

112. Отчет о геологических результатах крелиусного бурения по площади Герги-Аксай, 1946-1948 г.г / ГРК тр. «Грознефтеразведка»; Е.М. Соловкина. Грозный, 1948. ^25с.

113. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата Бенойского месторождения: отчет СевКавНИПИнефть по теме 59/85 за 1985 г./ Фонды СевКавНИПИнефть; A.B. Типугин, Ю.К. Ковальчук. Грозный, 1985. - 225 с.

114. Результаты работ Брагунской гравиметрической партии 6/63 в Шалин-ском и Грозненском районах ЧИАССР: науч.-техн. отчет / тр. «Грознефтеге-офизика»; А.Д. Тушканова. Грозный, 1964. - 170 с.

115. Результаты работ Петропавловской партии 12/82 на Петропавловском, Сунженском, Червленом участках ЧИАССР: науч.-техн. отчет / тр. «Гроз-нефтегеофизика»; А.Ф. Тушканова, А.П. Любченко. Грозный, 1983.- 145 с.

116. Табличное приложение 1. Сведения о залежах мезозойских месторождений

117. Месторождение Залежь 1 Год открытия Тип залежи Размер залежи в км Высота залежи Начальные параметрыводонефтяной контакт пластовое давление/ отметка приведения температура в °С1 2 3 4 5 6 7 8 9

118. Датыхское в. юрская 1979 1 массивно-сводовая залежь не оконтурена 58,2 -3600

119. Бенойское в. мел 1960 массивно-сводовая с газ. шапкой 9,2x2,0 250 -1462 24,5 -1450 118

120. Карабулак-Ачалукское в. мел 1956 | массивно-пластово-сводовая 22,4x3,2 1050 -1700 -2100 29,1 -1400 87аптская 1960 * 11,5x2,2 480 -1900 -2030 33,5 -1800 90

121. Серноводское в. мел 1960 массивно-сводовая 12,0x0,8 267 -2450 36,4 -2000 90

122. Андреевское в. мел 1978 1 массивно-сводовая 16,0x1,8 400 -5400 74,0 -54001 2 3 4 5 6 7 8 9

123. Октябрьское в. мел 1966 массивно-пластовая-сводовая 22,5x3,2 900 -4850 69 -4600 163аптская 1980 массивно-сводовая - -4900 -

124. Ханкальское в. мел 1981 массивно-сводовая 21,0x2,0 350 -5600 78,5 -5200аптская 1987 массивно-сводовая залежь газовая 90,0 -5800 205

125. Ахловское в.мел 1964 массивно-сводовая 9,0x1,5 110 -2700 46,0 -2700 123аптская 6,5x1,0 73 -3210 46,4 -2900 146валанжин 1 массивно-сводовая - -

126. Северо-Малгобекское в. мел 1974 массивная 15,0x1,2 80 -4250 61.7 -4200 162

127. Эльдаровское в. мел 1969 массивно-пластовая 19,5x2,5 700 -4000 61,7 -3500 152аптская 1976 массивно-сводовая 15,0x1,0 140 -4000 58,5 -4000 160

128. Хаян-Кортовское в. мел 1959 массивно-пластово-сводовая 30,0x2,2 470 -3230 54,0 -3000 132аптская 1968 26,0x2,0 350 -3750 58,4 -3700 145

129. Минеральное в. мел 1^72 массивно-сводовая 13,0x2,3 350 -4850 84,5 -5000 184

130. СевероМинеральное в.мел 1976 массивная 25,0x2,0 - 81,0 -5000 171

131. Горячеисточнен ское в. мел 1968 массивно-пластово-сводовая 20,0x2,5 500 -4450 66.2 -4000 157аптская 1977 15,0x1,3 -4800 63,4 -4700 174

132. Брагунское в.мел 1 1966 массивно-пластово-сводовая 3,0x3,6 7000 -4900 26,4 -4200 180

133. Северо Брагунское в. мел ( 1982 массивно-пластово-сводовая 22x3,0 800 -5600 85,1 -5000

134. Западно-Гудермесское в. мел 1970 массивно-пластово-сводовая 32x3 525 -4945 720 -4800 1701.I1 2 ' 3 4 5 6 7 8 9

135. Восточно-Гудермесское в. мел 1977 массивно-сводовая 9,1x0,9 90 -4450 68,3 -4800 173

136. Харбижинское в. мел 19 1 массивно-пластово-водоплавающ не выяснен ных размеро в 46,2 на глубине -3260 121валанжин пластовая - - - - в.юрская 1 массивно-пластово-сводовая - -

137. Алханчуртское фораминифер овая 1 Г пластовая не оконтур ена - -

138. Старогрозненское в. мел 1963 массивно-пластово-сводовая 32x2,5 675 -4250аптская 1973 массивно-пластово-сводовая 24,0x2,2 600 не установлен 58,5 -4000 160

139. Ильинское в. мел Г массивная не оконтурена

140. Северо-Джалкинское в. мел I массивная не оконтурена

141. Мескетинское в. мел 1 массивная не оконтурена

142. Правобережное в. мел массивно-пластово-сводовая 28,2x4,3 - - 90,7 -5100 173

143. Червленное в. мел массивно-сводовая 5,0x0,5 200 91,3 -5200 191

144. Табличное приложение 2. Состав нефтей мезозойских месторождений Терско-Сунженского НГР

145. Месторождение Залежь Содержание, % объемных Температура начала кипения Т°С Фракционный состав в % объемных при температуресеры 1 парафина смол силикагеновых асфальтсиов 100 °С 150 °С 200 °С 300 °с1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

146. Бенойское в. мел 1 10,4 59 - - -

147. Датыхское ниж.мел до 10,3 до 4,5 0,3 0,6 9,7 16-22 25-37 30-52

148. Заманкульское в. мел 0,23 7,4 3,3 2,7 45-69 до 14 30-42 54-63баррем 0,22 10-25 - 55 И 22 35 58валанж 0,24 5,7 7,9 0,95 60 5,6 25 34 58в. юрская 0,22 3,7 6,0 0,25 58 10 29 42 64

149. Карабулак-Ачалукское в. мел 0,26 5,2 13 78 7 28 36,5 60,5аптская 0,13 7-10 6-16 0,39 60 5-11 16-28 26-39 56-60

150. Октябрьское в. мел 0,3 6,5 4,12 0,3 60 5 25 41 70

151. Ахловское в. мел 0,25 7,4 12,9 1,35 86 2,1 11,5 23 45,4аптская 0,13 7,38 9,36 1,54 102 6 17 46

152. Малгобек-Вознесеновское в.мел 0,17 8,7 5,63 1,34 113 5 29,3 61аптская 0,12 7 4,8 0,85 103 5,1 12,6 51 79,5валанжин 0,31 2,35 2,17 0,29 81 2,5 27,5 85 в.юрская 0,06 2,60 2,11 0,4 4,8 70 34 54

153. Северо-Малгобекское в.мел 0,16 5,53 8,7 1,27 9 - 34 54

154. Эльдаровское в. мел од 5,3 1,7 0,5 65 до 25 до 20 до 35 48-58аптская 0,13 3,66 1,35 0,07 65 7 33 52 75

155. Хаянкорт в. мел 0,13 4-7,2 3,38 0,35 68 6,6 37,4 501 2 3 1 4 5 6 7 8 9 10 11

156. Минеральное в. мел 0,12 4,8 2,24 0,32 62 5-10 20 40 63,1

157. СевероМинеральное в.мел 13,11 3,3 0,34 7,6 4 20 40 60

158. Горячеисточнен ское в. мел 0,09 5,17 3,13 0,34 73 9 16 36 60,5аптская 0,14 1,1 1,79 0,13 76 4 18 35 60

159. Брагунское в.мел 0,15 4,6-10,0 3,28 0,6 66 до 12 30 45 65аптская 0,08 3,6-4,7 2,5 0,09 68 12 25 39 67

160. Северо -Брагунское в. мел 0,08 '4,7 3,0 0,2 98 1 14 29 58

161. Гудермесское в. мел 0,16 4,6 4,07 0,3 47 10 28 42 65

162. Харбижинское в. мел 0,3 8,5 13,0 1,54 97 - - 43валанжин 5,8 10,1 1,50 0,41 85 5 27 52в. юрская 6,0 - - - - - -

163. Старогрозненское в. мел 0,11 7,2 3 0,42 75 ДоЗ 15,5 31 56аптская 0,07 4,02 1,3 0,2 70 6,5 21 33 60

164. Андреевское в. мел 0,08 3,89 1,63 0,08 80 5 25 42 • 55

165. Ханкальское в. мел 0,10 1,8 1,4 0,01 16 38 53 75

166. Сев.Джалкинское в. мел нет - - 50 15 32 47 70

167. Мескетинское в. мел 0,22 2,2 1,55 83 16 34 51 74

168. Правобережное в. мел 0,14 4,2 4,5 2,72 97 2 15 30 56

169. Червленное в. мел 5,66 - 0,67 100 - 25 46 70

170. Табличное приложение 3. Стратиграфическая схема верхнемеловых отложений западной части ТС НГР

171. Система Отдел | Ярус Подъярус Свита Пласты -коллекторы

172. Палеогеновая Палеоцен Датский Барзойская I. Меловая Верхний | Маастрихтский К?т? К2Ш1 Нихалайский И, III, IV

173. Кампанский К?кпъ К2кш1 Зонахская V1. Сантонский К^ К2

174. Конъякский К?к? К2к, Ичкерийская VI1. Туронский КгЬг К2и

175. Сеноманский К7ъ7 Гордейская

176. Нижний Альбский к1а1 Аккабосская1.I

Информация о работе

Бачаева, Тумиша Хамидовна
кандидата геолого-минералогических наук
Ростов-на-Дону, 2008
ВАК 25.00.12

Диссертация

Моделирование и прогноз нефтегазоносности верхнемелового комплекса Терско-Сунженского нефтегазоносного района - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы