Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Оценка эффективности подготовки структур сейсморазведкой и прогноз перспектив их нефтегазоносности

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

Автореферат диссертации по теме "Оценка эффективности подготовки структур сейсморазведкой и прогноз перспектив их нефтегазоносности"



£

^ На правах рукописи

Галкин Сергей Владиславович

Оценка эффективности подготовки структур сейсморазведкой и прогноз перспектив их нефтегазоносности (на примере Пермского Прикамья)

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь, 1998

Работа выполнена на кафедре «Геология нефти и газа» Пермского гс сударственного технического университета

Научный руководитель : - доктор геолого-минералогических наук

профессор С. А. Шихо:

Официальные оппоненты : - доктор геолого-минералогических наук

заслуженный геолог РФ В.М.Проворо] КамНИИКИГС г.Иерм;

- кандидат геолого-минералогических наук доцент Б. А. Бачурш Горный институт УРОРАН г.ПерМ!

Ведущее предприятие: - научно-исследовательский институт «ПермНИПИнефть»

Защита состоится « 28 » октября 1998 года в 15 часов на заседании Диссертационного совета К 063.66.05 в Пермском государственном техническом университете по адресу

614600, г. Пермь, ГСП-45, ул. Комсомольский проспект, 29а, ауд. 423. Автореферат разослан «&Г» 1998 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последние годы для территории Пермской области наблюдается снижение эффективности поиска новых нефтяных месторождений. Это связано, главным образом, с перемещением работ в зоны более сложных сейсмогеологнческих условий и увеличением количества мелких поднятий, вводимых в глубокое поисковое бурение, а также частично с отсутствием должных объемов финансирования геофизических организаций, которое приводит к уменьшению количества подготовленных к глубокому бурению перспекпдагых объектов. Начиная с 1992 года в Пермской области происходит заметное снижение коэффициента подтверждаемости подготовленных сейсморазведкой структур в результате проведения на них глубокого нефтепоискового бурения. Так, если в период 1981-1991 гг. по данным работы треста «Пермнефтегеофнзика» коэффициент подтверждаемости был стабилен и составлял 83-85%, то например, в 1995 году - подтвердилось лишь 13 из 20 (65%) подготовленных сейсморазведкой структур. Начиная с 1987 года также произошло резкое снижение коэффициента успешности глубокого бурения на нефть (Кусп). Коэффициент успешности (Куот) за этот временной период варьировал от минимальных 35% - в 1992 г. до максимума в 1993 г. -55%, при значенияхКуш в 1981-1986 гг. - 63-65%.

Разбуривание несуществующих и пустых структур ведет к неоправданным экономическим потерям. Учитывая это, необходима методика количественной оценки достоверности сейсмических данных на основе выделения факторов, оказывающих наибольшее влияние ira качество сейсморазведочных работ, с последующей оценкой перспектив нефтегазоносности структур. В идеале такая методика на первом этапе должна достаточно надежно выделять подготовленные сейсморазведкой реально существующие структуры и отбраковывать несуществующие "мнимые" структуры, а на втором этапе - оценивать перспективы нефтегазоносности реально существующих структур.

Средне- и нижнекаменноугольные отложения в пределах территории Пермской области являются наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности и наиболее изученными глубоким бурением. Их высокая разве-данность с одной стороны привела к введению в поиск малоамплитудных относительно малоперспекгивных поднятий, с другой - по объектам с нефтега-зоносностыо в каменноугольных отложениях накоплен обширный фактический материал. Таким образом, решение проблемы достоверности м сто до и локального прогноза нефтегазоносности для каменноугольных отложений Пермской области с одной стороны как никогда актуальна, с другой - объем фактического материала свидетельствует о принципиальной возможности постановки задачи прогноза. Для ее решения необходимо разработать такие методы прогноза, которые бы обеспечили максимальную достоверность при оценке перспектив локальных структур до начала поискового бурения. Решение данной сложной проблемы возможно только с помощью детального исследования значительного количества песЬтегазоносных, «пустых» и непод-

твердившихся структур с применением вероятностно-статистических методов обработки. На основании анализа и систематизации фактического материала необходимо построение вероятностно-статистических моделей прогноза.

Цель работы. Целью диссертационной работы является разработка методики вероятностно-статистической оценки подготовки структур к глубокому бурению для территории Пермской области, с последующим (в случае высоких оценок вероятности подтверждения структур) прогнозированием перспектив их нефтегазоносности в нижне- и среднекаменноуголышх отложениях.

Основные задачи исследований заключаются в:

1) выполнении обзоров состояния проблем подтверждаемости подго-топленных к глубокому бурению сейсморазведкой структур и локального прогноза нефтегазоносности структур;

2) исследовании влияния различных факторов на подгверждаемость локальных структур и разработке вероятностно-статистической методики прогнозной оценки их подтверждаемости;

3) исследовании влияния различных факторов на нефтегазоносностъ локальных структур и вероятностно-статистической прогнозной оценке нефтегазоносности каменноугольных отложений с определением наиболее вероятного количества нефтегазоносных комплексов;

4) прогнозировании оцененных подготовленных к глубокому бурению структур по степени перспективности до постановки на них глубокого поискового бурения.

Научная новизна и защищаемые положения. На основе комплексного анализа установлены критерии, контролирующие подтверждаемость и нефтегазоносностъ каменноугольных отложений, определена степень их информативности.

Установлено, что количество каменноугольных нефтегазоносных комплексов в разрезе локальной структуры зависит от ряда информативных критериев. Характер этих зависимостей существенно отличается для платформенной части исследуемой территории и для территории Предуральского краевого прогиба. Доказано, что существуют определенные отличия нефтегазоносных и пустых структур по комплексу критериев.

Впервые, для исследуемой территории построены графические модели (вероятностные кривые), характеризующие связь критериев с подтверждае-мостью структур и с нефтегазоносностью каменноугольного разреза. Вероятностные кривые нефтегазоносности структур построены в двух вариантах: для Предуральского краевого прогиба и для платформенной часта.

Разработаны модели прогнозирования локальных структур, по которым в интересах «Лукойл-Пермнсфти» оценены перспективы подтверждаемости 17 подготовленных структур Пермской области до их ввода в глубокое поисковое бурение и выполнена оценка перспектив их нефтегазоносности.

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

- вероятностно-статистическая методика прогноза подтверждасмости подготовленных сейсморазведкой структур до ироведешы на них глубокого поискового бурения;

- комплекс критериев, контролирующих нефтегазоносность локальных структур, и прогнозная вероятностно-статистическая оценка перспектив их нефтегазоносности в нижне- и среднекаметюугольпых отложениях до проведения па них глубокого поискового бурения.

Практическая ценность положений, выводов и рекомендаций позволяет на территории Пермской облаете путем концентрации объемов поискового бурения на наиболее перспективных объектах избежать затрат на опоиско-вывание малоперспекгивных объектов.

Реализация работы. Предлагаемые методы прогнозов опробованы на ряде локальных объектов Пермской области, на некоторых из которых к настоящему времени проведено глубокое бурение. Полученные результаты исследований вошли в научные отчеты. Методические разработки, касающиеся использования вероятностно-статистического анализа при оценке подтвер-ждаемости структур, переданы в АО «Лукойл-Пермнефть».

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих научно-технических конференциях: «Прогнозирование и методика геолого-геофизических исследований месторождений полезных ископаемых иа Западном Урале» (ЛГУ, г. Пермь,

1994), «XXVIII научно-техническая конференция ПГТУ по результатам научно-исследовательских работ, выполненных в 1991-1994 гг.» (ПГТУ, Пермь,

1995), «Современные проблемы геологии Западного Урала» (ПГ'У, Пермь, 1995), всероссийское совещание «Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины» (КамНИИКИГС, г. Пермь, 1995), «Моделирование геологических систем и процессов» (ПТУ, Пермь, 1996), «конференция молодых ученых» (КамНИИКИГС, г. Пермь, 1998), «XXIX научно-техническая конференция горно-нефтяного факультета ПГТУ» (ПГТУ, Пермь, 1998). Основные положения диссертации опубликованы в 16 работах: в том числе в 13 статьях и в 3 монографиях.

В процессе работы автор ощущал поддержку С. А. Шихова, А. В. Рас-тегаева, Н. А. Лядовой, М. Э. Мерсона, И. Л. Левинзопа, А. И. Савича, О. Э. Денка, В. Н. Коскова, Ю. А. Жукова, Л. Л. Благиных, А. А. Маловичко, В. М. Проворова, Т. В. Карасевой, О. А. Шурубора, Б В. Никулина. Всем им автор выражает искреннюю признательность.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 144 страницах машинописи, иллюстрирован 20 рисунками и 12 таблицами. Список литературы включает 109 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Анализ состояния проблемы эффективности подготовки структур сейсморазведкой и оценки их нефтегазоносности» кратко освещено современное состояние этих вопросов.

Вероятность обнаружения объекта поисковой сетью в геологических целях исследуется начиная с начала 20-го века. Обзор этих исследований приведен в монографии Н. Н. Боровко (1971). Одной из важных составляющих решения этой задачи является выбор оптимальной сети сейсмических профилей (И. Д. Савинский, О. Г. Семенова, Ю. В. Борщ). Во всех приведенных исследованиях обнаружение объектов поисковыми точками или профилями при попадании их в контур объекта принималось абсолютным. Впервые, попытка учесть погрешность наблюдений сделана Н. Я. Куниным на примере Среднеобской нефтегазоносной области.

Для регионов с амплшудами структур, соизмеримыми с погрешностью метода, согласно теоретическим модельным исследованиям И. Ф. Лозовской на фоне помех не удается выделить поднятия. Экспериментальные данные однако показывают, что вероятность обнаружения и подготовки малоамплитудных поднятий представляет безусловный практический интерес. Так например, М. Е. Старобинцем на примере малоамплитудных поднятий Волго-Уральской провинции показано, что при амплитудах структур примерно равных погрешностям метода подтверждается 35-50% структур. По мнению Н. Я. Кунина, практический интерес представляют поднятия площадью 0,5 -1,0 км2 и более с амплшудами не менее 10 м.

Анализируя причины неверного выявления структур на территории Пермской области за период с 1973-82 гг. А.А.Маловичко отмечает, что основной вклад (40% и более) в величину суммарной погрешности вносит недоучет латеральной изменчивости скоростей в верхней части разреза. Учитывая это, актуальны задачи сейсмогеологического районирования территории исследований по верхней части разреза, а также выбор рациональной сети скважин структурно-параметрического бурения.

Второй проблемой повышения эффективности геолого-поисковых работ на нефть и газ является локальный прогноз нефтегазоносности кондиционно подготовленных структур. Для решения этой задачи часто используют математические методы. Впервые, попытка использовать математические методы для прогноза нефтеносности локальных структур была предпринята в 1964-65 годах А. И. Холшшм, А. И. Быковым и Ш. А. Губерманом. Суще-ствештую роль в развитии геолого-математических методов сыграли исследования Белонина М.Д., Волкова А.М., Конторовича А.Э., Наливкина В.Д., Галкина В.И., Воробьева В.Я., Каштанова В.А., Харбуха Дж. У. и др. исследователей.

На основании изучеиия печатных, фондовых работ, а также в результате собственных исследований было установлено, что внедрение вероятност-

но-статистических методов и ПЭВМ при прогнозе не<}пегазоносности позволяет реализовать классический принцип аналогий на количественной основе, изучать и учитывать большое количество характеристик и ограничить в разумных пределах влияние субъективного взгляда исследователя, что ведет в конечном итоге к усовершенствованию научных основ прогнозирования. Преимуществом вероятностно статистических методов является получение решающих правил классификации и выявление в формализованном виде условий, характеризующих развитие процессов нефтеобразования и нефтенако-пления. Использова1ше математического аппарата и ПЭВМ обеспечивает быстроту и воспроизводимость результатов прогноза.

Во второй главе «Применение вероятностно-статистических методов при прогнозе подтверждаемости структур, подготовленных сейсморазведкой к глубокому бурению» рассмотрена проблема оценки кондиционности подготовки структур к глубокому бурению по данным сейсморазведки. Поставленная задача может быть сформулирована следующим образом: определение характеристик подготавливаемых структур для конкретных сейсмогеологиче-ских условий при современном уровне сейсморазведки и оценка реального существования таких структур. Для оценки кондиционности подготовленных структур необходимо иметь критерии, которые количественно будут учитывать вышеприведенные факторы.

В настоящее время для территории Пермской области кондициошюсть структур оценивается по двум параметрам : вероятности существования структуры Рс и вероятности попадания скважины в свод структуры Р^, которые зависят от характеристик подготавливаемых объектов и технических возможностей сейсморазведки. Эффективность использования этих характеристик была оценена мной по критериям %2, I и ранговой корреляции Спир-мена Ясп- В результате установлено, что верное разделение подтвердившихся структур происходит только для высокоамшгатудных структур, малоамплитудные же структуры (с амплитудами А<25 м) разделяются значительно хуже. Анализ гистограмм, построенных для различных классов структур по параметрам Рс и Рг, также показал, что как для всего фонда структур, так и для малоамплитудных структур, вид гистограмм для нефтяных, пустых подтвер-тпгахся, неподтвердившихся и еще неразбуренных структур единообразен. Для всех классов структур характерно одномодальное распределештс параметров Рс и Р2, с модой в интервале значений 0.70-0.80. Таким образом, при учете только параметров Рс и Рг структуры часто классифицируются неверно; что приводит к субъективной оценке кондиционности подготовки структур сейсморазведкой.

Для определения кондиционности подготовленных структур в работе р.:ализовывались вероятностно-статистические методы и на их основе строились математические модели прогноза существования локальных структур, кри этом данные о наличии залежей УВ на структурах не учитывались. Для разработки методики прогноза на первом этане необходимо установить тс

факторы, которые предопределяют реальное существование подготовленной локальной структуры, то есть являются информативными. С этой целью изучалось влияние различных факторов на эффективность подготовки структур раздельно по подтвердившимся и неподтвердившимся поднятиям.

Объектом исследования выбраны структуры, с подсчитанными ресурсами в каменноугольных отложениях. Прогноз их подтверждаемости осуществлялся на основании сейсмических данных по горизонтам П (кровля терри-генного тульского комплекса и Пп (подошва терригенного тульского комплекса), ценность дополнительных данных, связанных с остальными горизонтами, принималась незначительной и не учитывалась. При этом изучались амплитуды All и АИп, площади SII и Slln, интенсивности ASII и ASIIn структур, расчетные погрешности сейсмических построений НИ и Н11п, параметры отношения амплитуды структур к расчетной похрешности сейсмических построений AHII и АННп. Данные о степени изученности территории учитывались использованием параметров плотности сейсмического профилирования Псп , количества структурно-параметрических скважин NnAP и близости глубоких скважин Rckb- Качество сейсмической информации при анализе отражалось в параметрах прослеживаемости отражений от целевых отражающих сейсмических горизонтов ПРИ и IIP Ил). Для характеристики строения ВЧР использовалось сейсмогеологическое районирование согласно схеме, принятой в АО "Пермнефтегеофизика", при этом зонам присваивались индексы с 1-го по 4-й (первая зона характеризуется наиболее благоприятными сейсмо-геологическими условиями, четвертая - наихудшими).

Сравнение средних значений параметров подтвердившихся высокоамплитудных и малоамплитудных структур показало их существенное отличие. Так, параметры характеризующие размеры структур по всем отражающим горизонтам (амплитуды и площади), а также производные от них прогнозные ресурсы категории Сз для малоамплитудных структур значительно занижены. Характеристики Рс и Pz малоамплитудных структур также несколько ниже, в сравнении со всем фондом структур. С другой стороны, для малоамплитудных структур характерны более высокие значения ПРИ, ПРНп, Псп и несколько пониженные значения НИ, НИп, т.е. малоамплитудные структуры готовятся с большей точностью. Сейсмогеолсппескке условия ВЧР (СГ) для малоамплитудных структур примерно соответствуют сейсмогеологии ВЧР всего фонда структур.

Проведенный ранговый корреляционный анализ показал, что присутствие в обучающей выборке высокоамплитудных структур значительно меняет информативность параметров. В результате для выборки, состоящей из структур с амплитудами не более 25 метров, наиболее информативными для прогноза подтверждаемости признаны СГ (Rcri= -0,22, п=109), Ш1 (RceT -0,19, при 11=118), Рс11п (Rcn=0,29, при n=61), PJI (RCn=0,14, при п=119), АНИ (Rcn=0,l 1, п=118), мощность осадочного чехла Моч (Rcn=0,ll, при п-141) и

ПРИ (Кстг0,08, тг--] 13). Следует заметать, что недостаточно большой объем информации по Рс11п, снижает достоверность ранговой корреляции для мало-шплитудных структур по этому параметру.

Ввиду того, что пи один из параметров в отдельности не позволяет уверенно расклассифицировать структуры, для определения кондиционности подготовленных структур в работе использовались методы многомерной ста-гастики - линейный дискриминантпый анализ (ЛДА) и метод условной комплексной вероятности (УКВ). На их основе по выявленным информативным параметрам построены математические модели прогноза существования локальных структур. Как уже было показано выше, основными проблемами успешности подготовки структур являются либо малые амплитуды структур, либо приуроченность структур к зонам со сложными сейсмогеологическими условиями. На настоящий момент классификация структур, приурочишых к зонам со сложными сейсмогеологическими условиями (4 сейсмогеологиче-ская зона) вероятностно-статистическими методами, затруднительна ввиду низкой разбуренности подобных структур и? как следствие ( ограниченности обучающей выборки. В то же время количество разбуренных малоамплитудных структур достаточно велико, поэтому именно из них составлялись обучающие выборки при использовании ЛДА и метода УКВ.

Метод ЛДА реализовывался на ПЭВМ с помощью статистического приложения (^аЙБ^са / \у 5.0». Анализ показал, что использование в обучающей выборке всего фонда структур для данного метода не эффективно и часто приводит к неверной классификации малоамплитудных объектов. Поэтому , учитывая также и то, что в настоящее время в фонде находятся практически то лысо малоамплитудные структуры, для большей достоверности прогноза из обучающей выборки были исключены все высокоамплитудные объекты. Обучающая выборка состояла в итоге только из малоамплитудных структур, существование которых проверено данными глубокого бурения. Для повышения надежности результатов прогноза независимо друг от друга использовались 2 выборки структур. Первая обучающая выборка состояла из структур не более 20 метров, вторая - из структур не более 25 метров. Достоверность применения многомерных моделей оценивалась коэффициентом множественной корреляции Я и параметром %2.

Путем последовательного перебора, с учетом физического смысла параметров были получены оптимальные классифицирующие ЛДФ соответственно для обучающих выборок, состоящих из структур с амплитудами не более 20 и не более 25 метров. Первой ЛДФ верно расклассифицировано 96,8% подтвердившихся (30 го 31) и 66,7% неподтвердившихся структур (8 из 12), второй - 92,5% подтвердившихся (37 из 40) и 58,8% неподтвердившихся структур (10 из 17). ЛДФ для обучающей выборки из структур до 20 метров имеет следующий вид:

Za<2O-= -0,73285A1I + 0,40442HII + 10,07849ALVHII -0,01611ПРП 0.61371СГ - 0,14497Моч- 0,0716Rpa3+ 0,09142Rckb+ 0,05217Л11п - 4,091РС + 0,00339Hn.- 6,72431 , при R=0,647, , где RPA3-расстояние до бли-

жайшего глубинного разлома, Нц. -абсолютная отметка кровли тульской тер-ригенной толщи. Остальные условные обозначения были приведены выше.

Анализ величин и знаков коэффициентов обеих ЛДФ показал, что ЛД<1 со структурами обучающей выборки с AIK20 метров, в сравнении со втор о i ЛДФ, более чувствительна к амплитуде структур и менее к типу сейсмогео логии ВЧР. Это объясняется тем, что во второй ЛДФ присутствуют достаточ но высокоамплитудные структуры, часть из которых не подтверждается npí сложном строении ВЧР. Поэтому, в дальнейшем результаты обеих ЛДФ ос реднялись и учитывались в единой комплексной характеристике Рлда-

Параллельно с ЛДА перспективность подготовленных ссйсморазведко! структур оценивалась с помощью метода УКВ. При анализе в обучающе{ выборке использовались разбуренные малоамплитудные структуры с АЛ ш более 20 метров. Таким образом, обучающая выборка составила 101 струк туру, из которых в результате бурения 83 были приняты как подтвердившие ся (44 нефтяных и 39 «пустых») и 18 - как неподтвердившиеся. Первоначаль но, с помощью гистограмм распределения для каждого из параметров быт построены вероятностно-статистические кривые существования структурь P(W/xn). Информативными для метода УКВ принимались параметры для ко торых, прогнозные вероятностно-статистические кривые существоваши структур имеют однонаправленное, не противоречащее физическому смысл; распределение. Анализ вероятностно-статистических кривых показал, чте информативны следующие параметры: All, Alln, НИ, АНИ, СГ, ПРП, Р( (рис.1). Вероятность P(W/Cr) принималось равным 0,62 - для 1-3 сейсмогео логических зон и 0,20 - для 4 сейсмогеологической зоны. В дальнейшем со вместное использование амплитуд структур по горизонтам II и Пп не приме нялось ввиду высокой коррелированности этих величин. Кроме этого, пара метр All используется в комплексной характеристике АНН. Ввиду того, чт< по структурам обучения не всегда имеются данные по Рс, и особенно по Alln для контроля дополнительно были произведены расчеты по формуле УКВ бе: их. учета.

По построенным вероятностно-статистическим кривым, в том числе i по структурам с AJI более 20 метров, для каждой структуры определялись ве роятностные характеристики существования структуры, которые затем под ставлялись в формулу УКВ. В результате находилась многомерная характе ристика вероятности существования структуры P(W). Структура при анализ! считалась перспективной, если подсчитанная для нее P(W)>0,50, и малонер спективной, если P(W)<0,50. При подстановке в формулу УКВ структур эк заменационной выборки получены следующие результаты. Для неподтвер лившихся структур, находящихся в 4 сейсмогеологической зоне все структу

Рис.1. Вероятностно-статистические кривые подтверждаемое™ руктур в зависимости от амплитуд (а), расчетных погрешностей ¡¡омических построений (б), отношения А/Н (в), прослеживаемости •ражений (г), параметра Рс (д) по сейсмическому отражающему физонгу II, амплитуд структур по сейсмическому отражающему »ризонту Пп (е).

ры попали в свой класс. В целом для неподтвердившнхся структур верно отнесены формулой УКВ к своему классу 13 структур из 22 (59%). Для подтвердившихся «пустых» структур в свой класс попали 23 структуры из 30 (77%), неверно классифицируются 4 структуры (13%), 3 структуры отнесены к спорным (10%). Для подтвердившихся нефтяных структур попали в свой класс 28 структур из 40 (70%), неверно классифицируются 10 структур (25%), 2 структуры отнесены к спорным (5%).

При сопоставлении данных подтверждаемое™ структур по материалам глубокого бурения с результатами вероятностно-статистических оценок отмечается их достаточно высокая сходимость. Причем, все высокоамплитудные структуры, которых не было в обучающей выборке}при экзамене классифицируются верно. В целом, полученные модели хорошо согласуются с данными о подтверждаемости структур. Следует заметить, что для часта неверно классифицированных по ЛДА и методу УКВ структур приведешше в отчетах данные по их подтверждаемости имеют субъективный и не всегда достаточно обоснованный характер. Так например, пустые Северо-Ольховская, Кинде-лииская, Шатуновская структуры, четко отнесенные вероятностно-статистическими методами к малоперспективным, на самом деле, имеют погрешности определения глубин, превышающие их прогнозируемые по сейсморазведке амплитуды. Напротив, для Лемпихинской и ЮжноУльяновской структуры, четко отнесенных вероятностно-статистическими методами к подтвердившимся, погрешности определения глубин значительно меньше прогнозируемых по сейсморазведке амплитуд. Учет вышеприведенных фактов несколько повышает результаты прогнозирования.

На основании построенных вероятностно-статистических моделей в интересах «Лукойл-Пермнефти» оценены перспективы подтверждаемости 17 подготовленных структур Пермской области до их ввода в глубокое поисковое бурение, которые приведены в сводной таблице 1. К настоящему времени 10 структур по которым выполнялся прогноз уже разбурено. В результате отнесенные к перспективным Моховская, Заводская, Севсро-Горская, Юрков-ская, Чукавинская, Леконцевская подтвердились бурением. Для Сагринской и Восточно-Аспинской структур, которые при прогнозировании относилась к перспективным, и па которых получена нефть, глубины целевых отражающих горизонтов прогнозируемые по сейсморазведке и полученные по бурению существенно не совпадают. Следует отметить, что Восточно-Аспинская структура по методу УКВ попадает в класс близкий к неопределенности. Хуже результаты сопоставления прогнозных оценок для структур со сложным строением ВЧР (4 сейсмогеологическая зона). Для разбуренных Щербаковской и Новобахтинской структур, которые оценивались вероятностно-статистическими методами как подтвердившиеся, получены значительные погрешности в определении глубин. Причем, если для Новобахтинской структуры эти ошибки по горизонтам II и Пп меньше прогнозируемых амггли-

ю

гуд, и формально ее можно считать непродуктивной подтвердившейся, то Щербаковская структура при бурении не подтвердилась. Неудачная классификация Щербаковской структуры, вероятно объясняется, прежде всего, малым количеством подобных ей разбуренных структур со сложным строением ВЧР в обучающей выборке.

Таким образом, в результате выполненных исследований произведена оценка информативности параметров, используемых при подготовке структур сейсморазведкой к глубокому бурению. На основании установленных критериев выполнен прогноз подтверждаемое™ структур, успешность которого даже с учетом неверной классификации Новобахтинской структуры составила 80%. Достаточная точность прогноза свидетельствует о надежности разработанной вероятностно-статистической методики.

В третьей главе «Использование статистических методов для обоснования модели формирования нефтегазоносности каменноугольных отложений» с целью определения геологической модели прогноза проведен анализ существующих представлений об условиях формирования каменноугольных залежей на территории Пермского Прикамья, а также рассмотрены теоретические разработки этой проблемы последних лет.

В главе рассматриваются особенности нефтегазоносности изучаемой территории в нижнекаменноугольных и среднекаменноугольных отложениях. Размещение нижнекаменноугольных залежей но площади в значительной мере контролируется ККСП. Большинство исследователей, рассматривающих возможные источники нефти и газа в Волго-Уралъской провинции, придерживаются биогенной природы происхождения УВ. Многие авторы считают, что наибольшую роль в формировании каменноугольных залежей сыграли нефтенроизводящие битуминозные глинисто-карбонатные породы доманико-вого типа. Известно много данных о существовании вертикальных перетоков УВ в разрезе осадочного чехла. Например, несоответствие балансовых запасов нефти в нижнем и среднем карбоне с нефтепроизводящими способностями каменноугольных отложений, что особенно характерно для башкирских отложений. В пользу вертикальной миграции свидетельствует также совпадение площадных ареалов нефтеносности нижнего и среднего карбона, что по мнению исследователей является следствием вертикального перетока УВ из пластов нижнего в пласты среднего карбона. Веским доказательством вертикальной миграции УВ также являются данные о нахождении древшгх спор в нефтях более молодых отложений.

О вертикальном перераспределении УВ также свидетельствует значительное влияние на нефтегазоносность глубинных разломов. Влияние глубинных разломов на нефтегазоносность локальных структур показано работами Н. А. Кудрявцева, В. П. Гаврилова, В. К. Гавриша и других. Кроме важного значения разломов для путей вертикальной миграции УВ, многими авторами отмечается струкгуроформирующая роль разломов.

и

В данной главе выполнено обоснование существования вертикальных перетоков УВ с помощью вероятностно-статистических методов. Проведенное Н. А. Лядовой сопоставление значений коэффициентов заполнения нижнекаменноугольных и среднекаменноугольных ловушек с мощностью тульской региональной покрышки Пщ показало связь этих величин. Выполненный мною анализ влияния Пц. на процессы вертикальной миграции УВ с привлечением дополнительного материала также подтвердил (KZc2 = 1,26 -0,072 Птг , при г= -0,64, п=37) влияние толщины тульской покрышки на перераспределение УВ. В результате сделаны выводы, что для участков с хорошими изолирующими свойствами покрышек вертикальная миграция УВ из нижнего карбона в средний может практически отсутствовать (модель с залежью только в Q), в противном случае при покрышках с менее надежными изолирующими свойствами (модель с залежами и в Сь и в Сг) одним из основных факторов, способствующих интенсивным перетокам УВ из С] в С2, становится незначительные толщины Пц,. При этом вертикальные перетоки могут принимать настолько большие размеры, что исходные залежи полностью исчезают и за их счет формируются вторичные скопления УВ в вышележащих частях разреза. Следует отметить, что полное отсутствие залежей в нижнекаменноугольных отложениях на территории исследования наблюдается не повсеместно, а . как правило, приурочено либо к западным районам (Верхнекамская впадина), либо к Предуральскому краевому прогибу.

В пользу вертикальной миграции УВ свидетельствует также сходство физико-химических свойста нижне- и среднекаменноугольных нефтей. Сравнение физико-химических характеристик нижнекаменноугольных и среднекаменноугольных нефтей Пермской области, проведенное мной для ряда месторождений Пермской области, показало в целом близость состава нефтей. Высокими корреляционными связями, для месторождений с залежами одновременно н в Q, и в Q характеризуются сжимаемость (г= 0,91), плотность нефти (г= 0,84), газосодержание (г— 0,94). На примере 47 структур с залежами нефти в С2 и 49 структур с залежами нефга в Q мною рассмотрены зависимости плотностей нефтей от ряда параметров. Установлено, что для структур, имеющих близкое расположение к передовым складкам Урала (Lricy =15-60 км^ характерны низкие плотности нефти, и диапазон изменения плотностей незначителен (р=0,81-0,84 г/см3). При большем удалении от ПСУ наблюдается резкое увеличение плотностей неертеи, прячем дин пня он их разброса велик. Зависимость р от палеоглубин погружения нижнекаменноугольных пород в кунгурский век также показывает, что глубокопогружешше в это время нефти имеют малые плотности с небольшим диапазоном их изменения, нефти неглубокопогруженных в кунгурскос время отложений, напротив, имеют большой размах изменения плотностей. Данные факты могут, возможно, свидетельствовать о том, что каменноугольные залежи глубоко-погруженных и территориально близко расположенных к Предуральскому прогибу нефтей могли формироваться за счет миграции УВ из Предураль-

12

ского прогиба. В то же время, образование территориально далеко расположенных от Предуралъского прогиба залежей^вероятно,происходило в результате вертикальной миграции, и их нефтематеринскими породами являются доманиковые отложения.

Для платформенной части территории исследования с моделью формирования каменноугольных залежей за счет вертикальной миграции УВ из до-маниковых отложений удачно согласуются распределение структур с различной нефтегазоносностыо каменноугольных отложений в зависимости от абсолютных отметок кровли терригенного девона (Ноз) и нижнего карбона (Н-п.)- Абсолютные отметки Ноз характеризуют условия проявления главной фазы нефтеобразовшпы, т.к. интенсивность процессов нефтегазообразования тесно связана с глубинами залегания нефтематеринских свит. Анализ этих зависимостей (более 450 структур) показывает, что основная зона нефтегазо-носности каменноугольных отложений контролируется ККСП и фиксируется по кровле терригенного девона в ограниченном интервале отметок минус 1750-2200 м. При этом в зависимости от значений мощностей отложений верхнедевонско-турнейской толщи Мое при значениях Ноз от -1750 до -2200 м происходит разделение структур на две основные группы. При Мос>600 м в сторону больших мощностей сконцентрированы структуры с залежами одновременно в нижнем и среднем карбоне, при Мвс<600 м сторону метших значений преобладают остальные классы структур. Полученная в результате статистического анализа закономерность хорошо согласуется с исследова-1шями Т.В.Белоконь и А.В.Кутукова (1984), которыми для установления интервала главной зоны нефтеобразования были построены графики изменения битумоидного коэффициента синбитумондов в зависимости от абсолютных отметок современного залегания пород. Для территории Предуралъского краевого прогиба наблюдается иная закономерность, проявляющаяся в увеличении перспектив нефтегазоносности, с увеличением глубин залегания Ноз и Ни,- Таким образом, отмечены различия в распределении нефтегазоносности для территории Предуралъского краевого прогиба и для территорий удаленных от него. Поэтому, вероятно, для этих территорий при разработке моделей для оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур эффективно их раздельное исследование.

Результаты сопоставления особенностей размещения каменноугольных скоплетш углеводородов со структурно-тектоническими показателями, а также толщин тульской покрышки с коэффициентами заполнения нижне- и среднекаменноугольных ловушек свидетельствуют о справедливости положений, взятых за основу геологической моде:, и формирования залежей УВ в разрезе каменноугольных отложений. Основное ее положения будут использованы для решештя практических задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности локальных структур, которые на вероятностно-статистическом уровне решаются в следующей главе диссертации.

В четвертой главе ч<При2и.;ш «а: вери;шюстно-статиешчески.\ меголой при прогнозе нефтегазоносности структур в каменноугольных отложениях» на основе сравнительного изучения месторождений и структур, вывеведен-ных из бурения с отрицательным и положительными результатами, решалась задача выбора информативной системы признаков с целью уверенного разделения объектов но перспективам их нефтег азоносности в каменноугольных отложениях. Современное размещение скоплений УВ - результат действия многих факторов, поэтому прогноз базируется на учете комплекса показателей. Для прогноза нефтегазоносности локальных структур на добуровой стадии все рассматриваемые признаки необходимо иметь до ввода структур в глубокое бурение, кроме этого они должны быть представлены в цифровом выражении и отражать основные положения процесса формирования скоплений УВ.

В диссертациошюй работе прогнозная оценка локальных структур базируется на исследовании структурно-тектонических критериев, существенное влияние которых на нефтегазоноспость каменноугольных отложений вытекает из принятой геологической модели. С учетом постановки задачи прогноза использовалась следующая совокупность показателей: Моч, Крлз, Нш, Ни., Мое, А1П, SIII, ASIII, АИп, Slln, ASIIn, All, Sil, ASII, расстояние от центра локального поднятия до осевой зоны ККСП - Lq , расстояние от центра локального поднятия до борта ККСП - Lh (знак «-» присваивался структурам внутри ККСП, «+» - за пределами ККСП), мощности терригенного девона MD3, терригенного нижнего карбона Мп., башкирских отложений Мв, мощности малиновской Пмг„ тульской Пц, и верейско-башкирской Пук региональных покрышек.

Сравнение статистических показателей нефтегазоносных и пустых структур показало, что наибольшие их отличия наблюдаются для параметров, характеризующих размеры структур (амплитуды, площади). Однако сравнение этих параметров по обоим классам показывает, что на всем интервале их значений одновременно существуют как нефтегазоносные, так и пустые структуры. Кроме этого, как было показано выше, в настоящее время фонд крупных структур в перспективных районах на территории Пермской области полностью исчерпан, к судить о перспективах нефтегазоносности только на основании размеров структур затруднительно.

Из других параметров существенные различия в средних значениях для нефтяных и пустых структур отмечены для мощностей региональных малиновской и тульской покрышек, толщины которых для нефтяных структур, как правило, меньше (Пмь - 9,46 м, Пц, = 11,16 м) чем для пустых структур (ПМь - 11,55 м, Пп- 12,45 м). Для нефтяных структур в среднем также характерны большие толщины пород терригенного верхнедевонского Мбз и терригенного тульского Мп, комплексов и несколько более глубокие глубины их залегания, а также более близкое расположение к ним глубинных разломов. Для пустых структур характерно большее тяготение к внутренним зо-

¡4

нам ККСП и меньшая разбуретюсть территории (КглУ Характерно, что при сравнешш этих же параметров для класса структур с нефтепроявлениями и класса без нефтепроявлений различия в средних значениях между классами существенно уменьшаются, что свидетельствует о промежуточности характеристик класса пустых структур, имеющих нефтепроявления. Причем особенно сильно это отмечается для параметров, связанных с возможными вертикальными перетоками УВ (Пмь Пц. и расстоянием до разломов).

Выполненный анализ корреляции параметров для структур с залежами УВ и пустых структур показал, что существуют группы взаимозависимых параметров, причем их сходимость друг с другом, как правило, выше у нефтяных структур. В первую такую группу входят показатели, характеризующие положепие структур относительно ККСП: Моч , Ьо, Ьб, Мое- Ко второй группе взаимокоррелированных параметров относятся Ню и Ни., с которыми для нефтяных структур также связаны амплитуды структур (г=0,47-0,63) и толщины региональных покрышек (г=0,50-0,65). Для пустых структур подобной взаимозависимости Н0з и Нц, с амплитудами и толщинами региональных покрышек не отмечено. Характерно, что если для нефтяных структур толщины покрышек тесно связаны между собой (г=0,43-0,56), то для пустых такая связь, особенно для Пул, практически отсутствует. Для амплитуд Л11 и АПп для обоих классов отмечается очень высокая сходимость (г=Ю,93 и г=0,91). Самостоятельную группу коррелированных параметров образуют Мрз и Мц.> которые тесно связаны друг с другом (г=0,56 - для нефтяных и г=0,41 - для пустых структур) и не коррелируются больше ни с одним из рассмотренных параметров. Также не связано ни с одним из рассмотренных параметров Ярдз •

Для изучения характера влияния показателей на пефтегазоносность структур и выявления особенностей размещения залежей по разрезу каменноугольных отложений были построены вероятностные кривые, которые по сути являются графическими моделями прогноза. Ранее эти вопросы были решены в работах ряда авторов, однако при построении вероятностно-статистических кривых в этих работах одновременно использовались все структуры вне зависимости от их приуроченности к тектоническим элементам. Как было показано выше, тектонический фактор существенно влияет на формирование залежей УВ. Учитывая это, в данной работе, впервые, сделана попытка раздельного вероятностно-статистического изучения платформенной части и территории Предуральского краевого прогиба. Другой убедительной причиной раздельного прогнозирования нефтегазоносности этих двух районов является принципиальные различия в геофизических характеристиках их разрезов, приводящие к различной достоверности сейсмической информации. Наличие мощных соляных отложений в Соликамской депрессии, позволяет фиксировать в большинстве ее районов лишь высокоамплитудные структуры (А>30 м) с относительно большой погрешностью определения глубин. Тогда как в пределах хорошо разбуренных территорий с благоприятными сейсмогеологическими условиями строения ВЧР, например Башкир-

1 ^

с кий свод, в насто-'^цсс врсмл ооьд: „¿.и.сь.вллшкл к иурсшии нг:\од.'Лс;.' структуры с амплитудами до 10 метров, причем надежность определения амплитуд здесь несравнимо выше.

Учитывая вышеприведенные факты, в данной работе построены вероятностно-статистические кривые прогноза нефтегазоносности для Пермской области раздельно для платформы и Предуральского краевого прогиба. Всего для Предуральского прогиба имеется информация по 34 нефтяным и 20 пустым структурам, для платформы при анализе использовались данные по более чем 200 структурам. Следует заметить, что для Предуральского прогиба, ввиду ограничешюсти объема информации по разбуренным на данной территории структурам, достоверность вероятностно-статистических оценок при построении моделей значительно ниже.

На рис.2 приведены некоторые вероятностно-статистические кривые прогноза нефтегазоносности структур. Для параметра Ьо внешне характерен схожий вид вероятностно-статистических кривых нефтегазоносностп для платформы и Предуральского краевого прогиба (рис. 2.а). При положении структур внутри ККСП (Ьо-0), для платформы перспективы иефтегазоносно-сти низки. Далее при возрастании Ьо, на бортах ККСП Р(Ьо) достигает максимальных значений и при дальнейшем удалении от бортов ККСП, начиная примерно с 40 км, закономерно снижается. Последующее повышение значения Р(Ь0), начиная с Ьо~65 км, объясняется присутствием в анализе нефтеносных в С2 высокоамнлитудных структур Верхнекамской впадины. Для территории Предуральского прогиба в целом характерны повышенные значения Р(Ь0) при близком положении ККСП и снижение Р(Ьо) при удалении от ККСП. Минимум Р(Ьо) при Ьо—0 подтвержден крайне малым количеством структур и вполне может иметь случайный характер.

Вероятностно-статистическая кривая параметра Ьб для платформы также имеет минимум нефтегазоносности внутри ККСП, в дальнейшем на бортах ККСП (Ьб =0-10 км) Р(Ьв) резко возрастает и далее, по мере удаления от бортов^ закономерно снижается вплоть до территории Всрхнекамской впадины (Ьб =45 км), где наблюдается всплеск Р (Ьб). Показательно, что для территории Предуральского прогиба вероятностно-статистическая кривая имеет абсолютно иной вид. Здесь, напротив, при Ьб<-20 км - Р(Ьб)=0,59, затем Р(Ьб) закономерно снижается вплоть до 0,27. Различие в виде Бсроятностно-статистических кривых нефтегазоносности объясняется прежде всего строением бортовой зоны ККСП. Так если для Предуральского прогиба бортовая зона ККСП имеет значительную ширину, то для платформы ширина бортовой зоны ККСП гораздо меньше. Таким образом, при прогнозе перспектив нефтегазоносности совместное использование для всей территории Пермской области данного параметра было бы менее эффективным.

Вероятностно-статистические кривые прогноза для Нш (рис. 2.6) и Нц, также имеют различный вид для Предуральского прогиба и платформы. Для Предуральского прогиба вид кривых Р(Ноз) и Р(Нп.) практически идентичен.

16

N

о ю 20 зо 40 5а ео 70 ео эо

а

АН, м

0.85 о.75 0 65 3 0.55

сС"

0.45 0.35 0.25

|

— ГГ- у

Г /

/ / /

--

--- ...

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 В

Крэз, км

09

08

0.7

„ (1Я

га а 0.5

1Г 04

а.

03

0.2

0.1

т—

; \ 1

к1. ,1 1

Т" — • 1

* • < * • 1

1 1 1

10 12 14 18 18 20 22 24 26

Д

го

I

□г о.4

0.3 0.2

/

/

/-- . /

ч

/ / —

/ /

1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 б

Мс!с, м

0.9

0.8

0.7

ТГ 06

■и

0.5

а 0.4

0.3

0.2

-- -- /

1 /

/ /

/ Ч/

600 Г

Условные обозначения:

---для территории

платформы

-------- для территории

Предуральского прогиба (Соликамской депрессии).

400

500

Рис. 2. Вероятность нефтегазоносности структур в зависимости от расстояний центра структур до осевой зоны ККСП (а), глубин залегания (б) и амплитуд структур (в) по сейсмическому отражающему горизонту II, мощности отложений верхнедевонско-турнейского комплекса (г), расстояний от центра структур до ближайшего глубинного разлома (д).

при у^ея^мени,; .«»ус,* :.:|>.п-ллм1')>1 ксфтегазо!юсности

закономерно увеличиваются. Для платформенной части территории кривые Р(1Трз) и Р(Нц) имеют иной вид. Здесь, имеется интервал повышенных значений Р(Ыцз) при Нпз= -1650- -2050 м, причем внутри его при 11ш - -1900- -2000 м наблюдается еще один максимум Р(Нш)= 0,62. Для кривой Р(Н]х) также существует интервал повышенных значений, однако она имеет значительно более изрезанный характер, что снижает возможности успешного прогнозирования нефтегазоносности по данному параметру в сравнении с Ноз-

Влияние величины амплитуд на нефтегазоносность структур объясняется, во-первых, большей способностью более крупных структур аккумулировать и содержать УВ, а во-вторых, тем что малоамплитудные антиклинальные поднятия имеют значительно большие возможности раскрытия, что часто приводит к завышению амплитуд структур по данным сейсморазведки в сравнении с реальными или полному раскрытию антиклинальной ловушки. На рис.2.в приведены вероятностно-статистические кривые прогноза нефтегазоносности по параметру АЛ. Из рис.2.в видно, что как для Предуральского прогиба, так и для платформы, кривые Р(АД) имеют однонаправленный вид, с увеличением амплитуд структур величина Р(А11) также увеличивается. Однако, для платформы наименьшие перспективы имеют структуры с амплитудами менее 10-15 метров, и в дальнейшем по мере возрастания амплитуд, лишь начина.« с А>20 м, Р(АП) становится более 0,5. Для Предуральского прогиба, напротив, даже при А>30 м, вероятность нефтегазоносности Р(А11) остается низкой и, лишь начиная с А>35 м, Р(АП) резко возрастает.

По параметру Мое более четко на перспективные и малоперспективные на наличие залежей УВ разделяются структуры Предуральского прогиба. Как видно из рис.2.г, при значениях МСс>550 м подавляющее большинство структур содержат залежи. Для территории платформы данная закономерность имеет менее выраженный вид, однако при Мос>650 м большинство структур содержат залежи УВ.

При оценке влияния глубинных разломов на нефтегазоносность производилось сопоставление карты размещения нефтяных месторождений с картой региональных разломов. При этом, рассматривалось влияние около 100 разномасштабных глубинных разломов различной ориентации и протяженности. Наиболее значительное влияние на нефтегазоносность локальных структур отмечается в зоне непосредственной близости от разломов (рис.2.д) на расстоянии 0-1 км для Предуральского прогиба и на расстоянии от 0 до 2-3 км - для территории платформы. Концентрирование основной массы нефтяных структур в близком расположении к разломам является, вероятно, с одной стороны - результатом структурообразующей роли разломов, а с другой - указывает на проводящую роль региональных нарушений. Следует заметить, что на большем удалении от разломов их влияние не отмечается, и максимум нефтеносности в интервале расстояний до ближайшего разлома

4,5-9,5 км объясняется^корее всего, влиянием не самих разломов, а комплексом других факторов.

Таким образом, проведенный анализ влияния структурно-тектонических показателей на нефтегазоносность каменноугольных отложений показал, что полученный на основании модельных представлений о процессах формирования каменноугольных залежей набор показателей несет в себе информацию о природных процессах, контролирующих образование УВ. В комплексе характеристики отражают основные факторы, обусловливающие возможность возникновения и сохранности залежей нефти и газа, ведущее значение этих показателей показано при обосновании геологической модели прогноза. В результате при оценке общих перспектив нефтегазонос-ности каменноугольных отложений в качестве информативных был выбран следующий набор показателей : Lo ,Lj, RpA3, Нпз, Нц, Mdc , Мто, Mil, Mb , All, Пщ,-

Прогноз нефтегазоносности выполнялся в 3 вариантах. В первом варианте использовались все вышеперечисленные показатели. В результате, при подстановке параметров структур обучающей выборки в формулу для подсчета условной комплексной вероятности верно классифицируется 85,7% пустых структур (24 из 27) и 89,4% структур с залежами УВ (59 из 66), причем 3 го 4 неверно классифицирующихся структур имеют в каменноугольных отложениях нефтепроявления. Однако, определение таких параметров как Моз, Мц. , Мв и Пщ. до проведения на структурах глубокого бурения бывает крайне затруднительным и часто возможно только с помощью интерполяции. По данным сейсморазведки, как правило, достоверно они не известны. Поэтому, во втором варианте они были исключены из параметров, по которым производился прогноз, при этом достоверность прогноза несколько ухудшилась. Для пустых структур в этом случае верно классифицируются 71,8% (51 из 71), для нефтяных - 74,2% структур (66 из 89). Для контроля также было проведено прогнозирование в 3 варианте, при котором учитывались только показатели, характеризующие местоположение структуры и ее амплитуду (Lo, LB, Ярдз , АН). Информацию по этим показателям получить наиболее просто, поэтому на их основании возможно делать оперативный экспресс-анализ перспектив нефтегазоносности. В результате 72,0% (77 из 107) пустых структур и 63,2% (79 из 125) структур с залежами УВ классифицируются верно. Как видно из приведенных статистических характеристик, точность прогноза постепенно снижается по мере уменьшения количества использованных в анализе параметров, что свидетельствует о принципиальной верности комплексного подхода при решении поставленной задачи.

После определения вероятности существования залежей УВ, в случае положительного результата, важно определить перспективы нефтегазоносности различных горизонтов. Поэтому, для платформенной части территории построены вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности одновременно нижне и среднекаменноуголытых отложений. При построении

этих моделей использовались два класса структур: структуры с залежами УВ в С] и структуры одновременно с залежами и в Q и в Сг. При этом сознательно в анализе не учитывались структуры с залежами только в Сг и не решалась задача прогноза таких месторождений, так как их подавляющее большинство на территории исследования расположены далеко от основного фонда структур и четко приурочены к определенным районам Верхнекамской впадины, ввиду чего включение их в обучающую выборку признано нецелесообразным.

При анализе вероятностно-статистических кривых информативными для решения этой задачи были признаны: М0ч, L0 , Lb, Rpa3, Щз, Htl, Мое , Мю, Mtl, Мв , АЛ, Пмь , П-п. . Также как и при оценке общих перспектив нефтегазоносности, данные модели проверялись в 3 вариантах на структурах обучающей выборки. В результате, при использовании всех вышеперечисленных параметров верно классифицируются 84,6% (22 из 26) структур, имеющих залежи только в Сь и 91,7% (22 из 24) структур с залежами в Ci и Сг . Показательно, что пустые и нефтяные в Су структуры, имеющие одновременно нефтепроявления и в Ci , и в Сг, часто (5 из 13 - 38,5%) классифицируются неверно. При использовании параметров, определяемых по данным сейсморазведки, верно классифицируются уже лишь 68,3% (28 из 41) структур, имеющих залежи только в С] и 90,3% (28 из 31) структур с залежами в Cj и Сг , при этом опять пустые и нефтегазоносные в Q структуры, имеющие одновременно нефтепроявления и в С] , и в Сг, очень часто (9 из 21 - 42,9%) классифицируются неверно. При использовании показателей, характеризующих только местоположение структур и их амплитуды (Моч. Lo , Lb, Крдз , АН), верно классифицируется 76,7% (56 из 73) структур, имеющих залежи только в С], и 78,8% (26 из 33) структур с залежами в С] и Сг. Ошибка неверной классификации структур с нефтепроявлениями здесь составляет 29,4% (10 из 34). Полученные данные свидетельствуют о достаточно надежном определении перспектив нефтегазоносности на обучающей выборке структур. Трудности определения классов структур, как показывает приведенный анализ, часто связаны с неверной оценкой структур, имеющих нефтепроявления, так как структурно-тектонические параметры таких структур часто близки к нефтегазоносным структурам.

По полученным в данной работе вероятностно-статистическим моделям были оценены перспективы нефтегазоносности 17 прогнозных подготовленных к бурению структур (табл. 1). К настоящему времени ряд структур, по которым выполнялся прогноз, разбурен. В результате, как видно из табл. 1, прогноз по Чукавинской структуре, отнесенной к неперспективным на содержание залежей УВ, подтвердился. На отнесешюй вероятностно-статистическими методами к малоперспективным Леконцевской структуре получены лишь нефтепроявления в С]. Нефтеносными в С] оказались Вос-точно-Аспинская и Моховская структуры, прогноз по которым подтвердился. Также верно оценены вероятностно-статистическими методами перспективы

20

Сагринской структуры, имеющей одновременно залежи УВ как в Сь так и в Сг. На Заводской структуре, для которой перспективными считались и нижне- и среднекамегаюугольные отложения, нефть получена только в Сг. Для Северо-Горской структуры, для которой перспективными считались как нижнекаменноугольные, так и среднекамеппоуголыгые отложения, прогноз не подтвердился, структура оказалась пустой. Новобахтинская структура, относившаяся при прогнозе нефтегазоносности к классу неопределенности, оказалась пустой. На Юрковской структуре, отнесенной при прогнозе нефтегазоносности к классу неопределенности, с высокой перспективностью наличия залежей УВ одновременно в С] и в Сг в случае нефтегазоносности каменноугольных отложений, нефть получена и в С], и в С2. Щербаковская структура, как было показано выше, не подтвердилась при бурении. Ряд структурно которым давался прогноз^к настоящему времени еще не разбурен. Следует заметить, что перспективы Барсайской, Мошановской и Ляховской структур, несмотря на достаточно высокие значения прогнозных оценок нефтегазоносности, низки ввиду большой вероятности их неподтверждешш.

Таким образом, вероятностно-статистический прогноз нефтегазоносности структур оказался достаточно точным по разбуренным структурам (точность около 80%), абсолютно неверно оценены перспективы лишь Северо-Горской структуры, оказавшейся пустой.

Табл. 1.

НАЗВАНИЕ ПРОГНОЗНОЙ СТРУКТУРЫ ПРОГНОЗ ПОДТВЕРЖДАЕМОСТИ СТРУКТУР ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СТРУКТУР

Р (пда) Р (укв1) Р (укв2) ПР рез. бур. Р нефть ПР нефть Р С1+С2 ПР С1+С2 рез. бур.

ЗАВОДСКАЯ 0,97 0.89 0,90 + + 0,56 + 0,81 + с2

С-ГОРСКАЯ 0,78 0,67 0,75 + + 0,87 + 0,57 + -

САГРИНСКАЯ 0,98 0,95 0,97 + + 0,55 + 0,74 + С1+С2

В-АСПИНСКАЯ 0,88 0,46 0,56 + + 0,81 + 0,31 - с.

ЩЕРБАКОВСКАЯ 0,84 0,72 0,79 + - 0,79 + 0,31 - -

ЮРКОВСКАЯ 0,98 0,85 0,90 + + 0,47 ? 0,78 + С1+С2

ЛЕКОНЦОВСКАЯ 0,98 0,81 0,86 + + 0,40 - 0,68 + С1

ЧУКАВИНСКАЯ 0,99 0,83 0,88 + + 0,22 - 0,50 - -

БАРСАЙСКАЯ 0,11 0,13 0,16 - ? 0,43 - 0,02 - 7

НОВОБАХТИНСКАЯ 0,80 0,85 0,81 + ? 0,47 ? 0,03 - -

МОШАНОВСКАЯ 0,12 0,34 0,38 - 7 0,57 + 0,30 - 7

ЛЯХОВСКАЯ 0,09 0,09 0,13 - ? 0,55 + 0,14 - ?

В-ГРИГОРЬЕВСКАЯ 0,43 0,61 0,48 ? ? 0,17 - 0,28 - ?

ЗЕЛЕНИНСКАЯ 0,72 0,59 0,59 + 7 0,86 + 0,94 + ?

ОПАРОВСКАЯ 0,57 0,44 0,54 + 7 0,67 + 0,76 + 7

КАРПОВСКАЯ 0,48 0,72 0,62 + ? 0,37 - 0,15 - 7

МОХОВСКАЯ 0,90 0,98 0,97 + + 0,65 + 0,47 7 С,

Р(ЛДА) - вероятностно-статистическая оценка по методу ЛДА; Р(УКВ) вероятностно-статистическая оценка по методу УКВ; ПР - результат прогноза вероятностно-статистическими методами; рез. бур. - результат проведения поискового бурения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее важные результаты диссертации заключаются в следующем:

- впервые построены и детально исследованы вероятностные кривые, используемые при прогнозировании подтверждаемое™ структур. Показано, что подтвердившиеся и неподтвердившиеся структуры отличаются по ряду критериев. На основе полученных вероятностных кривых и линейного дискримипантного анализа разработана методика оценки перспектив подтверждаемое™ локальных объектов до их ввода в глубокое поисковое бурение.

- но разработанной на основании вероятностно-статистических моделей методике в интересах «Лукойл-Пермнефта» оценены перспективы подтверждаемое™ 17 подготовленных сейсморазведкой структур Пермской областа до их ввода в глубокое поисковое бурение. В результате верно дана оценка подтверждаемое™ 8 из 10 (80%) разбуренных к настоящему времени структур. Сравнение результатов прогноза подтверждаемое™ структур с результатами поискового бурения свидетельствует о надежности применения веро-ятностно-статисгаческих методов при подготовке структур сейсморазведкой к глубокому бурению.

- уточнены и в процессе практической реализации проверены основные принципы локального прогнозирования пефтегазоиосно-ста в нижне- и среднекаменноугольных отложениях, используемые при поисковых работах. На вероятностао-статистическом уровне обоснована необходимость построения моделей прогноза раздельно для территорий платформы и Предуральского краевого прогиба;

- впервые построены и детально исследованы вероятностные кривые используемые при прогнозировании нефтегазоносное™ каменноугольных отложений раздельно для платформенной части и для Предуральского краевого прогиба. Показано, что нефтегазоносные и пустые структуры отличаются как по региональным, так и по локальным критериям. Для платформы вероятностные кривые прогноза нефтегазоносное™ построены как в целом по каменноугольным отложениям, так и отдельно для нижне- и среднекаменноугольных отложений. Выполнен комплексный анализ критериев, определяющих различную нефтегазоносность каменноугольных отложений;

- па основе комплекса информативных критериев разработаны геолого-математаческие модели прогноза нефтегазоносносги каменноугольных отложений, как для нефтегазоносное™ каменноугольных отложений в целом, так и раздельно для нижне- и среднекамен-

ноугольных отложений. Эффективность прогноза по разбуренным структурам составила 80%;

- разработанные методики прогноза могут быть составной частью при оценке перспектив нефтегазоносности локальных объектов для территории Пермской области.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Структурные особенности строения Верещагинской группы месторождений / Сборник тезисов к научной конференции "Прогнозирование и методика геолого-геофизических исследований месторождений полезных ископаемых на Западном Урале" / Пермь, ПГУ, 1994, с. 39 (в соавторстве с Сотиным В. В.).

2. О влиянии региональных углов наклона на пефтегазонос-ность / Сборник тезисов к научной конференции "Современные проблемы геологии Западного Урала" / Пермь, ПГУ, 1995 (в соавторстве с Галкиным В.И. и Мерсоном М.Э.).

3. Методы прогноза нефтегазоносности различных геоструктурных зон Пермского Прикамья / Тезисы докладов XXVIII научно-технической конференции ПГТУ, выполненных в 1991-1994 гг. / Пермь, ПГТУ, 1995, с. 46 (в соавторстве с Галкиным В.И. и Лядовой H.A.).

4. Прогнозирование нефтегазоносности верхнедевонских отложений центральной части Ижма-Печорской впадины / "Депонированные научные работы"/№ 2,1995,б/о 197 (в соавторстве с Галкиным В.И. и Мерсоном М.Э.).

5. Применение вероятностно-статистических моделей при подготовке структур сейсморазведкой к глубокому бурению / Пермский гос. техн. ун-т. Пермь, 1996. 61 с. (в соавторстве с Галкиным В.И., Растегаевым A.B., Левинзоном В.И.). Монография.

6. Прогноз нефтегазоносности нижне- и среднекаменоуголь-ных отложений на локальных структурах с—веро-восточной части Волго-Урала / Пермский гос. техн. ун-т. Пермь, 1996. 95 с. (в соавторстве с Галкиным В.И. и Лядовой H.A.). Монография.

7. Прогнозирование нефтегазоносности структур в различных геоструктурных зонах / ОАО "ПермНИПИнефть", Пермь, 1996. 78 с. (в соавторстве с Галкиным В.И., Мерсоном М.Э., Шурубором O.A., Левинзоном И.Л., Лядовой H.A., Фофонозой Т.В., Растегаевым A.B., Пономаревым В.А., Поносовым Э.Н.). Монография.

8. Применение вероятностно-статист'тческих методов для оценки нефтегазоносности верхнедевонсках отложений Ижма-

Печорской впадины / "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", №8-9/, М., 1996.

9. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур вероятностно-статистическими методами // Известия вузов. Нефть и газ, 1997, №1, Тюменский государственный нефтегазовый институт, с. 35-40 (в соавторстве с Галкиным В.И., Левинзоном И.Л., Пономаревым В.А.).

10. Прогнозирование дебитов нефти в добывающих скважинах Пашнинского месторождения / Сборник тезисов к научной конференции «Моделирование геологических систем и процессов» / Пермь, ПГУ, 1996, с. 200-203 (в соавторстве с Галкиным В.И.)

11. О влиянии размеров и возраста структур на их нефтегазо-носность / Сборник тезисов к научной конференции «Моделирование геологических систем и процессов» / Пермь, ПГУ, 1996, с. 161-163 (в соавторстве с Галкиным В.И.).

12. Роль вертикальной миграции в формировании залежей нефти в палеозойских отложениях Волго-Урала / Сборник тезисов к научной конференции «Моделирование геологических систем и процессов» / Пермь, ПГУ, 1996. с. 158-161 (в соавторстве с Галкиным В.И. и Лядовой H.A.).

13. К вопросу о подготовке структур сейсморазведкой к глубокому бурению // Геология месторождений полезных ископаемых. / Пермский гос. техн. ун-т. Пермь,1997. С. 100-106.

14. Оперативная вероятностно-статистическая оценка под-тверждаемости структур, подготовленных сейсморазведкой к глубокому бурению // Геологическое изучение и использование недр: на-уч.-техн, штформ. сб. / ЗАО «Геоинформмарк». - М., 1998,- Вып.2. с. 51-54 (в соавторстве с Растегаевым А. В.).

15. Методика вероятностно-статистической оценки подтверждаемое™ структур, подготовленных сейсморазведкой к глубокому бурению // Тезисы докладов XXIX научно-технической конференции горно-нефтяного факультета ПГТУ. Пермь, ПГТУ, 1998, с. 3-4. (в соавторстве с Растегаевым А. В.).

16. О возможности прогнозирования подтверждаемое™ структур, подготовленных сейсморазведкой к глубокому бурению // Известия вузов. Нефть и газ, 1998, №4, Тюменский государственный нефтегазовый институт, с. 22-27.

Сдано в печать 24.09.98 г. Формат 60x84/16. Объем I уч.-изд.л. Тираж 100. Заказ 1090. Ротапринт ПГТУ.

Текст научной работыДиссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Галкин, Сергей Владиславович, Москва

<9 4 /¿г-*

4 /У

ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

ГАЛКИН СЕРГЕЙ ВЛАДИСЛАВОВИЧ

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДГОТОВКИ СТРУКТУР СЕЙСМОРАЗВЕДКОЙ И ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ (НА ПРИМЕРЕ ПЕРМСКОГО ПРИКАМЬЯ)

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель доктор геолого-минералогическйх наук, профессор С. А. Шихов

Пермь, 1998

СОДЕРЖАНИЕ

Введение............................... 4

Глава 1. Анализ состояния проблемы эффективности подготовки структур сейсморазведкой и оценки их нефтегазоносности. . . 8

Глава 2. Применение вероятностно-статистических методов при прогнозе подтверждаемости структур, подготовленных сейсморазведкой к глубокому бурению..................36

Глава 3. Использование статистических методов для обоснования модели формирования нефтегазоносности каменноугольных отложений.............................. 74

Глава 4. Применение вероятностно-статистических методов при прогнозе нефтегазоносности структур в каменноугольных отложениях.............................. 99

Заключение.............................. 137

Список литературы..........................139

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы.

В последние годы для территории Пермской области наблюдается снижение эффективности поиска новых нефтяных месторождений. Это связано, главным образом, с перемещением работ в зоны более сложных сейсмогеологических условий и увеличением количества мелких поднятий, вводимых в глубокое поисковое бурение, а также частично с отсутствием должных объемов финансирования геофизических организаций, которое приводит к уменьшению количества подготовленных к глубокому бурению перспективных объектов. Начиная с 1992 года в Пермской области происходит заметное снижение коэффициента подтверждаемости подготовленных сейсморазведкой структур в результате проведения на них глубокого нефтепоискового бурения. Так , если в период 1981-1991 гг. по данным работы треста «Пермнефтегеофизика» коэффициент подтверждаемости был стабилен и составлял 83-85%, то например, в 1995 году - подтвердилось лишь 13 из 20 (65%) подготовленных сейсморазведкой структур. Начиная с 1987 года также произошло резкое снижение коэффициента успешности глубокого бурения на нефть (Кусп). Коэффициент успешности (Кусп) за этот временной период варьировал от минимальных 35% - в 1992 г. до максимума в 1993 г. - 55%, при значениях Кусп в 1981-1986 гг. - 63-65%.

Разбуривание несуществующих и пустых структур ведет к неоправданным экономическим потерям. Учитывая это, необходима методика количественной оценки достоверности сейсмических данных на основе выделения факторов, оказывающих наибольшее влияние на качество сейсмо-разведочных работ, с последующей оценкой перспектив нефтегазоносно-сти структур. В идеале такая методика на первом этапе должна достаточно надежно выделять подготовленные сейсморазведкой реально существующие структуры и отбраковывать несуществующие "мнимые" структуры, а на втором этапе - оценивать перспективы нефтегазоносности реально существующих структур.

Средне- и нижнекаменноугольные отложения в пределах территории Пермской области являются наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности и наиболее изученными глубоким бурением. Их высокая разведанность с одной стороны привела к введению в поиск малоамплитудных относительно малоперспективных поднятий, с другой - по объектам с нефтегазоносностью в каменноугольных отложениях накоплен обширный фактический материал. Таким образом, решение проблемы достоверности методов локального прогноза нефтегазоносности для каменноугольных отложений Пермской области с одной стороны как никогда актуальна, с другой - объем фактического материала свидетельствует о принципиальной возможности постановки задачи прогноза. Для ее решения не-

обходимо разработать такие методы прогноза, которые бы обеспечили максимальную достоверность при оценке перспектив локальных структур до начала поискового бурения. Решение данной сложной проблемы возможно только с помощью детального исследования значительного количества нефтегазоносных, «пустых» и неподтвердившихся структур с применением вероятностно-статистических методов, обработки. На основании анализа и систематизации фактического материала необходимо построение вероятностно-статистических моделей прогноза.

Цель работы.

Конечный успех поисков месторождений нефти и газа определяется выявлением на подготовленных структурах промышленных запасов углеводородов. Поэтому при оценке эффективности деятельности предприятий, занятых подготовкой структур к поисковому бурению, возникает необходимость учитывать показатели, характеризующие выявление промышленных скоплений. Такими показателями по Н. Я. Кунину (66) в первую очередь являются : степень подготовки структуры, относительная нефтегазо-перспективность площади и объем ловушки. Под степенью подготовки структуры понимается комплексный параметр, учитывающий глубину освещенности разреза и кондиционность подготовки структуры (66). Учитывая то, что все структуры Пермской области готовятся сейсморазведкой по сходной методике по сейсмическим отражающим горизонтам I, II, Пп, III глубину освещенности разреза для Пермской области условно можно считать одинаковой. Поэтому при прогнозе существования структуры решающим фактором является кондиционность ее подготовки. Объем ловушки подготовленной структуры оценивается по данным сейсморазведки и присутствует в документации по подготовленной структуре в качестве ресурсов категории Сз. Принимая гипотезу, что в случае наличия структуры, содержащей промышленные запасы нефти и газа прогнозные запасы категории Сз соответствуют истинным, задачу прогноза нефтегазоносно-сти можно сформулировать следующим образом.

На первом этапе на основе кондиционности подготовки структуры решается вопрос о существовании самой структуры, то есть антиклинальной ловушки по перспективным отложениям. На втором - на основе критериев нефтегазоносности оцениваются перспективы наличия на подготовленной структуре месторождений нефти и газа. Следует отметить, что на практике наиболее вероятны ошибки сейсморазведочных работ при поисках малоамплитудных структур. При этом, потери от пропуска малоамплитудных структур с малыми запасами нефти и газа, часто могут быть значительно меньше чем затраты на поиски и разведку малоамплитудных структур и мелких месторождений нефти и газа.

Таким образом, целью диссертационной работы является разработка методики вероятностно-статистической оценки подготовки структур к глу-

бокому бурению для территории Пермской области, с последующим (в случае высоких оценок вероятности подтверждения структур) прогнозированием перспектив их нефтегазоносности в нижне- и среднекаменноуголь-ных отложениях.

Основные задачи исследований заключаются в:

1) выполнении обзоров состояния проблем подтверждаемости подготовленных к глубокому буренною сейсморазведкой структур и локального прогноза нефтегазоносности структур;

2) исследовании влияния различных факторов на подтверждаемость локальных структур и разработке вероятностно-статистической методики прогнозной оценки их подтверждаемости;

3) исследовании влияния различных факторов на нефтегазоносность локальных структур и вероятностно-статистической прогнозной оценке нефтегазоносности каменноугольных отложений с определением наиболее вероятного количества нефтегазоносных комплексов;

4) прогнозировании оцененных подготовленных к глубокому бурению структур по степени перспективности до постановки на них глубокого поискового бурения.

Научная новизна и защищаемые положения.

На основе комплексного анализа установлены критерии, контролирующие подтверждаемость и нефтегазоносность каменноугольных отложений, определена степень их информативности.

Установлено, что количество каменноугольных нефтегазоносных комплексов в разрезе локальной структуры зависит от ряда информативных критериев. Характер этих зависимостей существенно отличается для платформенной части исследуемой территории и для территории Преду-ральского краевого прогиба. Доказано, что существуют определенные отличия нефтегазоносных и пустых структур по комплексу критериев.

Впервые, для исследуемой территории построены графические модели (вероятностные кривые), характеризующие связь критериев с под-тверждаемостью структур и с нефтегазоносностью каменноугольного разреза. Вероятностные кривые нефтегазоносности структур построены в двух вариантах: для Предуральского краевого прогиба и для платформенной части.

Разработаны модели прогнозирования локальных структур, по которым в интересах «Лукойл-Пермнефти» оценены перспективы подтверждаемости 17 подготовленных структур Пермской области до их ввода в глубокое поисковое бурение и выполнена оценка перспектив их нефтегазоносности.

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

- вероятностно-статистическая методика прогноза подтверждаемости подготовленных сейсморазведкой структур до проведения на них глубокого поискового бурения;

- комплекс критериев, контролирующих нефтегазоносность локальных структур, и прогнозная вероятностно-статистическая оценка перспектив их нефтегазоносности в нижне- и среднекаменноугольных отложениях до проведения на них глубокого поискового бурения.

Практическая ценность положений, выводов и рекомендаций позволяет на территории Пермской области путем концентрации объемов поискового бурения на наиболее перспективных объектах, избежать затрат на опоисковывание малоперспективных объектов.

Реализация работы.

Предлагаемые методы прогнозов опробованы на ряде локальных объектов Пермской области, на некоторых из которых к настоящему времени проведено глубокое бурение. Полученные результаты исследований вошли в научные отчеты. Методические разработки, касающиеся использования вероятностно-статистического анализа при оценке подтверждаемости структур, переданы в АО «Лукойл-Пермнефть».

Апробация работы и публикации.

Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих научно-технических конференциях: «Прогнозирование и методика геолого-геофизических исследований месторождений полезных ископаемых на Западном Урале» (ЛГУ, г. Пермь, 1994), «XXVIII научно-техническая конференция ПГТУ по результатам научно-исследовательских работ, выполненных в 1991-1994 гг.» (ПГТУ, Пермь, 1995), «Современные проблемы геологии Западного Урала» (ЛГУ, Пермь, 1995), всероссийское совещание «Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины» (КамНИИКИГС, г. Пермь, 1995), «Моделирование геологических систем и процессов» (ПТУ, Пермь, 1996), «конференция молодых ученых» (КамНИИКИГС, г. Пермь, 1998), «XXIX научно-техническая конференция горно-нефтяного факультета ПГТУ» (ПГТУ, Пермь, 1998). Основные положения диссертации опубликованы в 16 работах: в том числе в 13 статьях и в 3 монографиях.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю -доктору геол.-мин. наук, профессору С. А. Шихову. В процессе работы автор ощущал поддержку А. В. Растегаева, Н. А. Лядовой, М. Э. Мерсона, И. Л. Левинзона, А. И. Савича, О. Э. Денка, В. Н. Коскова, Ю. А. Жукова, Л. Л. Благиных, А. А. Маловичко, В. М. Проворова, Т. В. Карасевой, О. А. Шурубора, Б. В. Никулина. Всем им автор выражает искреннюю признательность.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 147 страницах машинописи, иллюстрирован 20 рисунками и 12 таблицами. Список литературы включает 109 наименований.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДГОТОВКИ СТРУКТУР СЕЙСМОРАЗВЕДКОЙ И ОЦЕНКИ

ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

В последние годы повсеместно наблюдается усложнение условий поиска новых нефтяных месторождений, что связано с достаточно высокой степенью изученности территорий и увеличением количества мелких поднятий, вводимых в глубокое поисковое бурение. Низкая обеспеченность фондом подготовленных структур при относительной устойчивости или росте объемов глубокого бурения приводит к вводу в поисковое бурение небольших сравнительно малоперспективных структур, что отрицательно сказывается на эффективности поисковых работ в целом. Особенность геологоразведочных работ и их элемента - геофизических исследований заключается в том, что получить какие либо результаты возможно лишь с определенной вероятностью обусловленной природными условиями и методикой ведения работ. Начиная с 80-ых годов технико-методический уровень сейсморазведки значительно вырос. Прежде всего, это связано с внедрением в практику полевых работ систем наблюдений МОГТ с повышенной кратностью (48 и 96) и с увеличенной плотностью наблюдений на профилях (с сокращением до 50 и 25 м интервалов возбуждения и приема колебаний). Совершенствование методики полевых наблюдений, дополненное повышением эффективности цифровой обработки, позволило резко поднять качество прослеживаемости опорных отражений (75). Качество подготовки структур улучшилось также и благодаря повышению плотности сети сейсмических наблюдений и сети структурно-параметрического бурения. Если например, до 1980-го года средняя плотность сети сейсмических профилей на подготовленных объектах составляла примерно 1,55 км/км2, то начиная с 80-ых годов она монотонно возрастала и к 1986 г. достигла 2,46 км/км2 (75). Одновременно значительно улучшилась и скоростная изученность верхней части разреза. Если к 80-му году лишь 25% структур были обеспечены кондиционными параметрическими данными на момент сдачи (Патрикеев, Пирожков, Нурсубин и др., 1986), то к 86-му году обеспеченность на тот лее момент увеличилась в среднем до 65%, а к моменту постановки поисково-разведочного бурения достигала 80%. Однако, как было показано выше, начиная с 1992 года эффективность поисковых работ на территории Пермской области существенно снизилась. Таким образом, в отличии от обычной сферы материального производства, где затраты общественного труда в расчете на единицу производимой продукции неуклонно снижаются, здесь могут происходить обратные явления. Они обуславливаются перемещением работ в зону более тяжелых природных условий или переходом к решению более сложных геологических задач на той же территории (50). В этих условиях особую актуальность приобретает

проблема разработки и совершенствования методов, позволяющих повысить достоверность прогноза нефтегазоносности локальных структур, в том числе оценка информативности различного рода нефтепоисковых признаков.

В работе (78) справедливо указано, что для выбора первоочередных объектов под глубокое бурение прежде всего необходимо учитывать величину ресурсов категории Сз, так как ни по амплитуде структуры, ни по площади, ни по другим параметрам нельзя однозначно судить о запасах УВ. Однако, на настоящий момент нет надежной методики подсчета ресурсов данной категории. Так, например, анализ зависимостей величин перспективных ресурсов категории Сз для подготовленных объектов от запасов промышленных категорий А4В,С]3С2 (60) месторождений открытых впоследствии, показал, что взаимозависимости для них чрезвычайно низки (для территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции -г=0,036, для Амударьинской нефтегазоносной провинции - г=0,267). Все это свидетельствует о низкой точности и надежности оценок величин перспективных ресурсов категории Сз. В то же время объективная оценка запасов категории Сз является необходимой отправной информацией для оптимизации поисковых работ на нефть и газ, на основании которой устанавливается очередность и целесообразность ввода объектов в глубокое бурение.

В работах (46,95) рассматривается подход, базирующийся на оценке надежности сейсмических построений с помощью автоматизированной системы «Поиск». Алгоритмы работы этой системы получены путем многократных расчетов величины ресурсов УВ категории С3 подготовленного объекта для различных реализаций значений подсчетных параметров и эффективного объема ловушек. При этом, конечные результаты работы автоматизированной системы «Поиск» представляются с учетом возможных погрешностей этих ресурсов. Таким образом, предлагаемая в работах (46,95) методика сразу по исходным данным выдает расчетное значение ресурсов УВ категории Сз.

По моему мнению, такая постановка задачи поисков месторождений нефти и газа не совсем корректна, т. к. при оценке перспективности глубокого бурения на локальных объектах антиклинального типа всегда существует две независимых друг от друга проблемы. Во-первых, всегда существует вероятн