Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Прогноз нефтегазоносности локальных структур надсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины

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

Автореферат диссертации по теме "Прогноз нефтегазоносности локальных структур надсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины"

РГ6 од

- 7 М »993

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ, ВЫСШЕЙ ЦлОЛЫ И ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ Р*

ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

ПЕРСОН Михаил Эдуардович

ПРОГНОЗ ННйТЕГАЗОНОСНОСЖ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР НАДСОЛЕВОП) КОМПЛЕКСА ЮГО-ВОСТОКА прйКАСЖЙСЮЙ

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

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь 19УЗ

Работа выполнена на кафедре геологии нефти и газа Пермского государственного технического университета и КазМГШ

Научные руководители: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор С.А.Шихов

Пермский государственный технический университет

- доктор геолого-минералогических наук,

о.И.Галкин Пермский государственный технический университет

Официальные оппоненты:- доктор геолого-минералогических наук,

профессор .З.И. Азачэтов

ИГиРГИ. г.Москва

- кандидат геолого-минералогических наук,

доцент Б.А.Бачурин

Горный институт УрО РАН. г.Пермь

ьедуцее предприятие: - ПерлгМПИнефть

Защита состоится "_" _1993 года в_часов

на заседании специализированного Совета К OL3.tc.Ob при

Пермском государственном техническом университете по адресу:

С14Ю0, г. Первь, ГСП-4о, Комсомольский проспект, 29а.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ПермГГУ.

Автореферат разослан "_" _1993г.

Ученый секретарь специализированного Совета, кандидат геолого-минералогических

наук, доцент И.П.Паборщикоз

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. 3 нацсолевых отложениях Прикаспийской впадины в поисковое бурение вводятся небольшие по площади поднятия, которые нередко являются не продуктивными или содержат мелкие скопления нефти, не имеющие промышленного значения, что резко снижает эффективность поисково-разведочных работ, б настоящее время по наиболее изученной юго-восточной части Прикаспийской впадины успешность поисков нефти в юрско-меловом и верхнепермо-триасовом нефтегазоносных комплексах не превышает 20-25%. Кроме того, отсутствие опробированных методик локального прогноза нефтегазоносности, учитывающих особенности геологических условий Прикаспия, где широко развиты процессы соляного тектогенеза, не обеспечивают целенаправленного выбора первоочередных объектов постановки нефтепоиско-вого бурения.

В связи с этим, особо актуальной является задача разработки методики локального прогноза нефтегазоносности применительно к геологическим условиям надсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины, характеризуемого небольшими глубинами залегания и высоким качеством нефтей.

Цель и задачи исследований. Проведенные исследования посвящены усовершенствованию и адаптации методики оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур надсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины.

Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:

- уточнение основных закономерностей формирования залежей УВ юрско-мелового и верхнепермо-триасового нефтегазоносных комплексов юго-востока Прикаспийской впадины;

- исследование влияния структурно-тектонических факторов на нефтегазоносность локальных структур, статистическая обработка материала, построение вероятностных кривых продуктивности локальных структур;

- установление информативных критериев локального прогноза нефтегазоносности надсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины;

- создание вероятностно-статистических моделей локального прогноза нефтегазоносности;

- ранжирование локальных структур по степени перспектив нефтегазоносности;

- оценка эффективности разработанных методов локального прогноза нефтегазоносности.

Научная новизна и защищаемые положения. Впервые для специфичных геологических условий надсолевых отложений юго-востока Прикаспийской впадины разработана вероятностно-статистическая методика прогноза нефтегазоносности локальных структур по комплексу информативных критериев, выполнен количественный анализ критериев, контролирующих нефтегазоносность локальных структур, ¿первые для исследуемой территории установлены связи между вероятностью продуктивности локальных объектов и морфологическими характеристиками соляных куполов.

На защиту выносятся:

- уточненная модель формирования залежей нефти в надсолевом комплексе юго-востока Прикаспийской впадины;

- комплекс критериев, контролирующих нефтегазоносность локальных структур надсолевых отложений юго-востока Прикаспийской впадины;

- вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности локальных структур юрско-мелового и пермо-триасового комплексов.

Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации заключается в том, что они позволяют производить выбор первоочередных объектов для постановки на них поискового бурения. Более рационально планировать объемы работ в надсолевом комплексе, тем самым повышая эффективность поисков нефти и газа.

Реализация работы. Предлагаемые способы локального прогноза опробированы на землях юго-востока Прикаспийской впадины и в виде рекомендаций переданы в производственные геологические объединения "Гурьевнефтегазгеология" и "Актюбнефтегазгеология". Рекомендации по оценке перспектив нефтегазоносности объектов Южно-Эмбинской моноклинали и подкарнизной ловушки на куполе Котыртас Северный (в соавторстве с Куанышевым 19Й8, 1989) внедрены в ПГО "Гурьевнефтегаз-геология". Условный экономический эффект в ценах 1990 года составил 2.0 млн.рублей.

Методика оценки перспектив нефтегазоносности локальных объектов на основе вероятностно-статистических методов прогноза внедрена в ПГО "Актюбнефтегазгеология" (1990, 1991). Рекомендации автора использованы при составлении планов поисково-разведочных работ на 1989-1990гг по ПГО "Гурьевнефтегазгеология" и 1991-1992гг по "Актюбнефтегазгеология" .

Апробация работы. Основные положения диссертации излагались и обсуждались на конференциях молодых ученых и специалистов КазНИГЙ!

и ПГО "ГНГГ" (Гурьев 1987,1988,1989), всесоюзных конференциях молодых ученых (Москва 1988, Ленинград 1989), на рабочем совещании по вопросам применения математических методов в геолого-прогнозных исследованиях института Математики и механики АН Казахстана (Алма-Ата 1991), в Пермском политехническом институте (Пермь 1991, 1992,1993), а также на геологических секциях Ученого совета КазНИГРИ, НТО ПГО "Гурьевнефтегазгеология" и "Актюбнефтегазгеоло-гия".

Результаты исследований автора изложены в 10 печатных работах.

Исходные материалы. 3 основу работы положено детальное изучение характеристик нефтяных месторождений и "пустых" структур юр-ско-мелового и пермо-триасового комплексов юго-востока Прикаспийской впадины. Фактический материал был получен при выполнении научно-исследовательских тем в КазНИГРИ. Кроме того, использованы данные опубликованных материалов и фондовых работ ПГО "АНГТ", "ГНГГ", объединений "Эмбанефть", "Казгеофизика", треста "Эмбанефтегеофи-зика" и научно-исследовательских организаций: БнИГНИ, ¿НИГРЛ, НЗНИИГГ, ИГиРГИ, ГАНГ им.Губкина, ППИ.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на КЬ машинописных страницах, иллюстрирован '¿в рисунками и III) таблицами. Список литературч включает 97 наименований.

Результаты, изложенные в диссертации являются итогом исследований автора, выполненных в заочной аспирантуре Пермского политехнического института.

Работа выполнена под научным руководством доктора геолого-ки-нералогических наук, профессора С.А.Шихова и доктора геолого-минералогических наук Б.И.Галкина, которым автор выражает самую искреннюю благодарность и признательность. Автор также благодарит доктора геолого-минералогических наук С.У.Утегалиева, кандидата геолого-минералогических наук Б.М.Куандыкова, главного геолога Актюбинском геофизической экспедиции Е.Б.Троппа за ценные советы и помощь в проведении исследований; кандидата геолого-минералогических наук В.Л.Верина и кандидата химических наук К.К.Дюсенгалиева за поддержку и внимательное отношение к выполняемой работе, а также всем тем, кто способствовал работе автора над настоящей диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Б главе I "Состояние проблемы локального прогноза в пределах территории исследований" освещены методы и приемы, используемые

*

для определения перспектив нефтегазоносности локальных структур в геологической практике в целом, и на территории солянокупольной области Прикаспия в частности.

Главной задачей локального прогноза является получение наиболее реалистичной оценки ожидаемого успеха поисков с использованием различных критериев. Эти вопросы разрабатывались с применением различных методов. Прогнозные задачи решались по картам изобар (Н.И.Ростовцев, А.М.Никашкин и др). Использовался метод оценки перспективности структур, опирающийся на выделение этапов наиболее активного развития поднятий (А.Н.Ласточкин, В.М.Проворов, Б.П.Кабышев, М.Г.Волков и др). Широко применялся для оценки нефтегазоносности возраст ловушек (А.А.Бакиров, Э.А.Бакиров, А.Левор-сен и др). Для оценки продуктивности локальных объектов применялись графические методы прогноза (Ф.К.Салманов, А.Э.Конторович и др). Большое значение при локальном прогнозе ряд исследователей уделяли местоположению структур относительно разломов (В.П.Гаври-лов, И.Б.Дальян, Н.А.Кудрявцев, 13.П.Бухарцев и др).

Работы в этом направлении по территории Прикаспийской впадины ставили своей задачей решение ряда вопросов, связанных со структурно-тектоническими особенностями формирования локальных объектов солянокупольной области, особенностями миграции и аккумуляции УВ, условиями существования и сохранения залежей.

Сотовое строение надсолевых отложений отмечал У.А.Акчулаков (1977). Такое строение надсолевого комплекса обуславливает автономное развитие межкупольных депрессий и независимый характер формирования отдельных куполов (В.С.Журавлев, А.А.Аккулов, Ф.М. Куанышев). Это обстоятельство, отмечаемое П.Я.Авровым. Г.А.-пС. Айзенштадтом и др., оказывает влияние на размещение залежей на куполах. О.С.Турков и др., пришли к выводу, что залежи нефти тяготеют в основном к восточным, южным и юго-западным крыльям соляных куполов. Перспективы нефтегазоносности структур М.Ф.Горфун-кель связывал со степенью нарушенности соляных куполов. В то же время У.А.Акчулаков высказал мысль об отсутствии устойчивой связи между степенью прорыва соли надсолевых отложений с распределением УВ. Исследования А.Л.Завгороднего, В.Ф.Поплевина позволили выделить ряд структурно-тектонических условий, благоприятствующих образованию залежей нефти. Работами С.П.Максимова, И.Б.Дальяна определена возможность струйной миграции из подсолевых в надсоле-вые отложения на участках сокращенной мощности соли или ее полного отсутствия.

Проведенным анализ геолого-геофизической информации по районам юга и востока Прикаспийской впадины позволил выдвинуть гипотезу, что вертикальная миграция У В могла происходить по пластам пермо-триасовых пород (¿.У.ауаньппез, Ш.Э.Мерсон). Я.М.Куанутев и др. показали, что надсолевые заложи связчны с ловушками на крыльях соляных куполов, сопряженные мульдовые зонн которчх :да?»эт асимметричное строение.

Одним из путей совершенствования методики эффективности прогноза является разработка и применение формализованных методов, максимально исключающих субъективизм при оценке перспектив геологических объектов.

С середины С 0-х годов при решении прогнозных задач используется построение геолого-математических моделей разделения объектов на продуктивные и "пустые" (А.И.Холин, Р.И.Быков, 1ц. А.Губсрмян и лр). Существенную роль в развитии геолого-математических методов прогноза нефтегаэоносности сыграли исследования й.Л.Белонина,^.и. Бухлрцева, А.М.Волкова, .З.И.Галкина, ¿з.П.Кабышева, З.Л.иаливкинэ, .¡.Л.'Лпильмана, А.й.Холина, Дж.Харбуха и др.

¡'л территории Прикаспия локальный прогноз нефтегаэоносности с применением математических методов обработки информации производился по подсолевым комплексам (М.С.Арабаджи и др). о последние годи при определении перспектив локальных объектов Прикаспийской впадины исследователи все болыпе обращаются к помощи формализованных методов прогноза (М.С.Арабаджи, Д. Мухамедгалиев, М.Э.Мерсон, Куаныыев и пр).

.¡ариянты геолого-математических моделей оценки перспектив нефтегаэоносности локальных объектов были успешно использованы в геологических условиях различных регионов (.).И.Галкин, Ю.А.Жуков 19о7; •з.Л.Галкин, 0.А.Маршаев, М.Э.Черсон 1939; ¿.И.Галкин, Н.А.Лядова, Г. ¿офанова 1992; :1.й.Галкин, ¡л.Э.Мерсон, Б.Никулин 1993 и др).

Гаким образом, обзор методов локального прогноза нефтегазоносное™ свидетельствует о возможности их использования для повышения эффективности поисковых работ, что позволило автору усовершенствовать их применительно к геологическим условиям надсолевнх отложений юго-востока Прикаспийско4 впадины.

■д второГ. главе "Особенности геологического строения и нефтеносности надсолевого комплекса" дана краткая литолого-стратигр-афи-ческая характеристика разреза, рассмотрены особенности геологического развития и тектонического строения надсолевого комплекса ис-сляяуемого оайона.

Вопросами геологического строения Прикаспийской ьпацины в связи с нефтегазоносностыо занимались: П.Я.Авров, Г.А.-Е.Айзенштадт, У.А.Акчулаков, Н.И.Буялов, З.Е.Булекбаев, Ю.М.Васильев, Ю.А.Волэж, Э.С.Воцалевский, Р.Г.Гарецкий, Р.И.Грачев, И.Б.Дальян, Т.Н.Дкума-галиев, В.С.Днепров, В.С.Журавлев, Г.Ж.Жолтаев, А.К.Замаренов, А.Л.Завгородний, М.П.Казаков, Н.А.Калинин, Ю.А.Косыгин, Ю.С.Кононов, Б.М.Куандыков, Н.Я.Кунин, В.Н.Кривонос, С.П.Максимов, 11.В. Неволин, И.Г.Пермяков, В.Ф.Поплевин, В.Е.Беженцев, О.С.'Гурков, С.У.Утегалиев, Д.Л.Федоров, Э.Э.Фотиади, С.В.Шумилин, А.Л.Яншин и другие исследователи.

Для Прикаспийской впадины характерно развитие в платформенном чехле трех основных комплексов: цокунгурского, кунгурского и над-солевого. Последний в свою очередь содержит две регионально-нефтегазоносные толщи - юрско-меловую и верхнепермо-триасовую.

Отмечается, что толща пермо-триаса сложена в основном красно-цветными континентальными образованиями, представленными чередованием песчаных и глинистых пачек. Породы пермо-триаса с угловым и стратиграфическим несогласием перекрываются отложениями юрско--мелового комплекса.

Наибольшая мощность пермо-триасовой толщи наблюдается в межкупольных зонах, уменьшаясь и практически отсутствуя на сводах соляных куполов. Мощности юрско-мелового комплекса более выдержаны по площади.

Структурный облик надсолевого этажа контролируется процессами развития соляного тектогенеза. Тектонические процессы, происходящие в мезозое формировали многоликий облик соляных массивов.

Основными структурными элементами надсолевого комплекса являются соляные купола (положительные) и межкупольные депрессии (отрицательные). Развитие куполов в поздней перми и мезозое влияло на формирование облика прилегающих межкупольных зон. Г.Ж.Жолтае-вым и др. (1969,1970), У.А.Акчулаковым, А.А.Аккуловым, Ф.М.Куаны-шевым (1977,1982) и др. выполнена типизация межкупольных зон в связи с особенностями их строения и нефтеносности.

Нашими исследованиями установлено влияние угла наклона пермо--триасовых горизонтов, воздымающихся к соляному куполу на нефте-газоносность локальных структур надсолевого комплекса (Ф.М.Куаны-шев. М.Э.Мерсон 1988,1989). Ю.А.Воложем и др., (1989) отмечается наличие двух структурных этажей: юрско-мелового и пермо-триасово-го. Эти два комплекса имеют много общего: в первую очередь - связь с солянокупольной тектоникой.

Далее приводятся сведения о нефтеносности юго-восточной и восточной частей Прикаспийской впадины.

Основным содержанием третьей главы "Формирование и анализ комплекса показателей, контролирующих нефтегазонооность локальных структур" является геологическое обоснование и выбор комплекса критериев прогноза.

Задачи прогнозирования решались путем сравнительного анализа прогнозных объектов с эталонными. За эталонные объекты принимались хорошо изученные геолого-геофизическими методами продуктивные и "пустые" структуры. Для реализации данного принципа необходимо построение прогностической эталонной модели, которая создавалась исходя из современных теоретических предпосылок и систематизации фактических данных по изученным объектам.

Для построения схемы формирования надсолевых залежей юго-востока Прикаспия использовались результаты исследований А.А.Акку-лова, У.А.Акчулакова, Э.С.Зоцалевского, И.Б.Дальяна, Г.К.Жолтае-ва, А.Л.Завгороднего, Ф.М.Куанышева, М.Э.Мерсона, А.^.Мухамепга-лиева, О.С.Туркова и др.

В вопросе формирования месторождений надсолевого комплекса Прикаспийской впадины существуют две концепции. Согласно первой из них - нефть и газ образовались из органического вещества, син-генетичного вмещающим породам. Согласно второй - формирование залежей в надсолевом комплексе происходило за счет субвертикальной миграции УВ из подсолевых отложений.

Выполненный автором анализ схем формирования залежей УВ ("К вопросу формирования...",1938), а также учитывая литолого-фа-циальные особенности верхнепермских и мезозойских отложений, ограниченною глубину погружения осадков юрско-мелового возраста позволяет принять точку зрения о вторичном характере нефтей надсолевого комплекса. Кроме того, ячеистое строение наясолевого комплекса практически исключает далекую латеральную миграцию У:3, а установленное генетическое единство надсолевых и подсолевых нефтей на площадях Кенкияк (Слепакова 1975,197С) и Клемес (Верин 1987,198В) свидетельствует в пользу того, что их поступление происходило из подсолевых отложений.

Таким образом, начальным элементом системы описания процесса формирования залежей УВ, лежащей в основе выбора показателей прогноза является подсолевой комплекс, конечным - локальный объект надсолевых отложений.

Определение исходной совокупности геологических показателей-,

характеристики которых позволяют оценить вероятность продуктивности подготовленных к глубокому нефтепоисковому бурению локальных структур произведено согласно принятой модели формирования скоплений УВ.

При выборе показателей прогноза нефтегазоносности руководствовались положением, по которому все диагностические критерии можно определить до ввода оцениваемых локальных структур в глубокое бурение. Показатели должны вписываться в принятую модель, быть информативными и иметь цифровое выражение.

Выделенные показатели отражают следующие основные стороны процесса формирования нефтяных залежей:

- положение относительно источника УВ и условия миграции;

- условия нефтегазонакопления;

- условия сохранения залежей.

Проведенные исследования ориентировались на локальные структуры, развитие которых происходило при приоритетном воздействии тектонического фактора, т.е первостепенным являлся анализ морфологических и структурно-тектонических показателей, характеристики которых контролируют перспективы нефтегазоносности надсолево-го комплекса юго-востока Прикаспийской впадины.

С позиции структурной иерархии, комплекс показателей прогноза нефтегазоносности описывает связь локального объекта с элементами подсолевого комплекса и соляным куполом. Дает морфологическую характеристику соляного штока, прилегающей межкупольной зоны и собственно локальной структуры. В силу имеющихся структурных различий в строении юрско-мелового и пермо-триасового комплексов анализ показателей производился отдельно, хотя ряд признаков носят общий характер.

С целью определения информативности и исследования влияния каждого параметра системы на нефтегазоносность локальной структуры была сформирована обучающая выборка объектов надсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины, куда вопши "пустые" и нефтяные структуры юрско-мелового и пермо-триасового комплекса с достоверными результатами поисково-разведочных работ. Методика выбора информативных показателей рассмотрена в работах (Галкин, 197Ь, 1977,1986,1991; Галкин и др.,1978,1986,1988,1989,1990). По всем исследуемым критериям построены гистограммы распределения отдельно для нефтяных и "пустых" структур, рассчитан критерий "X? при р = 0.95. Построенные гистограммы позволили вычислить вероятности принадлежности локальных структур к нефтяным - Х(. ). Зероят-

постные кривые построены раздельно для юрско-мелового и nepvo--триасового нефтегазоносных комплексов. Автором Енполнен детальный анализ более 70 вероятностных кривых. При исследовании ко;.-п-лексного влияния факторов на нефтегазоносность локальных структур выполнен корреляционный анализ и учтены данные кластерного анализа (Ыухамедгалиев и др..1990). Особенности влияния ряда геологических факторов на нефтеносность локальных структур приведены в работах (Мерсон и др.,1988,1990,1991,1992,1993).

Проведенными исследованиями установлено, что все критерии, контролирующие нефтеносность локальных структур в той или иной мере связаны с тектоническими процессами.

Исследования в различных геотектонических зонах показало, что при увеличении степени тектонического контроля вероятность нефтеносности ловушек повышается (Галкин, Маршаев, Мерсон 1990). Для условий юго-востока Прикаспийской впадины продуктивность локальных структур над солевого комплекса значительно определяете-! местоположением их относительно борта впадины и соляного купола (расстоянием от борта впадины -Zjg^; ориентировкой купола относительно борта впадины -«¿gri* коэффициентом смещения локальной

структуры относительно свода соляного купола -Д„„).

/

Анализ распределения кривой Lg,^ показал, что при удалении от борта впадины вероятность наличия залежи - закономе:^

но увеличивается как для юрско-мелового, так и перто-триасового комплексов. Наибольшие значения PC^'/Aj 3:3)^ 0.7Ь наблюдаются в интервале "удаленности" 80*1Ь0км, что по подсолевому комплексу соответствует развитию палеозойских выступов фундамента, объединенных в Астрахано-Актюбинскую систему поднятий (ААСП). Эта система сыграла решающую роль з распределении нефтегазоносности и мощностей как подсолевой, так и надсолево-/ частей разреза юга к востока Прикаспийской впадины (Золотов 198Ь), что подтверждается установленными нами корреляционными связями между Zip5 и мощностью юрско-мелового комплекса (ГПз), причем связь более тесная для нефтяных структур (Т-н=-0.Ь2), по сравнению с "пустыми" (1п=-0.21). Аналогичные связи наблюдаются и для пер/о-триасово-го комплекса.

Анализ распределения показателей глубины залегания фундамента (Нф) и поверхности подсолевых отложений (Нп^) служит дополнительным подтверждением проявления тектонического контроля в распределении залежей УJ в надсолевом комплексе. Залежи Угё в юр-ско-меловом и пермо-триасовом комплексах расположены над перифе- .

«

рийными участками сводов локальных структур подсолевого палеозоя, что подтверждено наличием обратной связи между Нф и Hnj (l=-0.t0) Кроме того, установлена связь глубин залегания пермо-триасовых (Нрр) и юрских (Нд ) отложений с их нефтегазоносностью. Анализ вероятностных кривых глубин залегания различных маркирующих поверхностей - (Ну ), (Нрр) позволяет предполагать, что залежи в юрских отложениях образовались за счет вертикальной миграции УВ из нижележащих пород (Мерсон и др.,1992).

Распределение мощности соли (ГПс) и глубины ее залегания (Hp к) свидетельствует, что проявление соляной тектоники, характерной для исследуемой территории значительно влияет на нефтеносность надсолевых отложений.

Анализ размещения структур показал, что они нефтеносны в юр-ско-меловых отложениях в случае расположения их в присводовых частях соляных куполов, что свидетельствует об ослаблении степени тектонического контроля. При удалении локальной структуры от свода соляного купола (Аск) вероятность их нефтегазоносности уменьшается. Залежи нефти в пермо-триасовом комплексе наряду с образованием в присводовых условиях имеют распространение и за крутыми уступами соли (в условиях примыкания к склону соляного купола), тяготея к межкупольным зонам, с которыми связываются более 7С$ прогнозных ресурсов надсолевого комплекса (Мерсон, Куанышев 1988). Распределение показателя Дск свидетельствует, что УВ стремятся занять более высокое гипсометрическое положение.

Нефтегазоносность локальных структур исследуемой территории контролируется распределениемГПс и углами наклона пермо-триасовых горизонтов (dLpp) в межкупольных зонах. В межкупольных зонах приГПс<50м нарушаются экранирующие свойства соляной покрышки, а ее полное отсутствие приводит к непосредственному контакту подсолевого и пермо-триасового комплексов, что,вероятно, влияет на интенсивность перетоков УВ из нижележащих в вышележащие отложения. Исходя из принятой геологической модели наиболее вероятными путями вертикальной миграции УВ являются резко воздымающиеся слои пермо-триаса. Подтверждением этому служит полученная положительная связь междуГЛс и oLpp для нефтяных (t н=0.52) структур и наличие слабой обратной связи для "пустых" (Ч,п=-0.21). Установлено, что при повышении значений<JLpp вероятность наличия залежей - P(^/dLpp) закономерно возрастает как для юрско-мело-вого, так и пермо-триасового нефтегазоносных комплексов. При

значенияхо£рр> 14° величина достигает 0.75.

По имеющимся представлениям на нефтегазоносность локальных структур оказывает влияние их возраст (ВЛ). В качестве оценки влияния возраста структур использовался разностный параметр -- /:ЗЛ, который характеризуется отрицательной связью с Нф для нефтяных структур. Нами, в работе ("Комплексное влияние..."1990) показано, что ЗЛ характеризуется слабыми связями с другими критериями, однако выделяется сильная положительная связь с расстоянием до разломов ( Ь р). Эта зависимость установлена по ряду нефтегазоносных территорий (в том числе и юго-востока Прикаспийской впадины) и оценивается коэффициентом корреляции 1=0.£0 для нефтяных структур, что свидетельствует о взаимосвязи разломов с нефте-газоносностью локальных структур - Р(^/¿.р), показанная в работе (Галкин, Мерсон , Никулин 1993).

Для условий территории исследований влияние разломов в юрско-г/пловом комплексе оценивается показателем амплитуды тектонических нарушений (Ат.н), развитых над сводом соляного купола. С увеличением Ат.н вероятность наличия залежи - Р(М/ Ат.н) повышается от 0.3 при Ат.н=Ь0м до 0.Ь7 при Ат.н=250м.

Выполненный анализ тектонического развития Шно-Эмбинской моноклинали, выделяемой по надсолевому комплексу в пределах зоны сочленения юго-восточной части Прикаспийской впадины и Северного Устюрта, характеризующейся затуханием соляной тектоники показал, что нефтеносность связана с ловушками, основной прирост амплитуд ( й А) которых происходил в средне-позднеюрский этап развития территории, в случае если локальные углы наклона превышают региональные (ас1_) более 3° (Куанышев, Мерсон 19(38). Выявленная линейная связь между л А иаА имеет следующий вид: лА = 13.1 10.2.

В качестве критериев, контролирующих нефтеносность ловушек, приуроченных к соляным куполам использовались их морфологические характеристики (амплитуда - Ал; площадь - Бл; интенсивность --11л = Ал/5л; размеры осей - ^д, ¿к и др). Анализ показал, что независимо от нефтегазоносных комплексов при увеличении параметра Ал вероятность наличия залежи - Р(^/ Ал) возрастает. Вероятностные кривые, построенные по величине йл характеризуются симметричным видом, наибольшая вероятность нефтеносности -Р(®/5л) наблюдается при небольших площадях ловушек.

В юрско-меловом комплексе наиболее перспективны ловушки со

значениями Ал^-ЗООм и S 3 пермо-триасовом комплексе

нефтеносные ловушки характеризуются - Ал>200м и Бл^Ю-ЗОкм2.

Показатели Бл, I д и iv. характеризуются отрицательными связями с Se и ГПс. На этом фоне выявлена положительная связьГПс сНл для нефтяных структур ( 1н=0.62), а также амплитуды нефтяных ловушек с этими параметрами, что указывает на единство формирования системы купол - ловушка.

Изучение влияния 11л на нефтеносность отложений надсолевого комплекса затруднительна из-за большого размаха значений этой характеристики. Поэтому для анализа использовались разностные параметры.?!!л. Характер поведения вероятностных кривых показывает, что при изменении ¿11 л от отрицательных значений к положительным вероятность продуктивности - увеличивается. Установлена корреляционная зависимость между Un и Р^/^Кл) для надсолевого комплекса отложений юго-востока Прикаспийской впадины, имеющая следующий вид:

Р («/ЛЫ = 0.20flto + 0.5.

Таким образом, применение вероятностно-статистических методов анализа геологических характеристик позволило:

1) Установить комплекс информативных показателей локального прогноза нефтеносности юрско-мелового и пермо-триасового комплекса исследуемой территории;

2) Показать общность условий формирования залежей УВ в исследуемых комплексах юго-востока Прикаспийской впадины за счет вертикальной миграции их из подсолевых отложений.

Полученные результаты явились основой для разработки методов прогноза нефтегазоносности локальных структур по степени их перспективности.

В четвертой главе "Разработка методов локального прогноза нефтегазоносности" представлены вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности локальных структур. Вероятностно-статистические методы прогнозирования использовались в нескольких вариантах: с помощью линейно-дискриминантного анализа и на основании использования вероятностных кривых и номограмм. В последнем случае условия ранжирования произведены с помощью формулы Байеса. Эффективность ее применения показана в работе (Галкин 1977).

При применении для прогноза нефтеносности формулы Байеса, определялась вероятность принадлежности к продуктивным структурам P(W/ Xm)» при проверке эталона применялось решающее прави-

ло: при Р^/Хт )>0.5 - структуры продуктивные, менее - "пустые". Затем проводилась корректировка граничных значени» с учетом данных контрольной выборки. Для территории исследований эмпирически установлено, что при Р(^1 /Хт )> 0.6 - структуры высокоперспективные, в интервале 0.4+0.6- структуры перспективные, при Р(^/Хт)< <0.4 - малоперспективные.

Проверка значений Р(ЭД/Хт) обучающей выборки показала, что правильность распознавания для юрско-меловых отложений составила 92%; для пермо-триасовых - 9СЙ. Для контроля эффективности работы обучающей модели была оценена вероятность наличия залежей УВ на 6-ми локальных структурах, не вошедших в эту выборку. Правильность распознавания составила 87%.

С целью повышения надежности прогноза параллельно с использованием величины применялся линейный дискриминантный анализ (ДЦА). В общем случае задача дифференциации заключается в нахождении какой-то линейной комбинации всех известных информативных признаков, характеризующих две различные группы объектов, которая покажет максимальное различие между этими двумя группами. Дискриминантные функции получены в результате реализации ДЦА на ЭВМ ЕС-1022.

При разработке методики прогнозирования составлено три обучающие выборки. Выборка I составлена для оценки способности соляных куполов за счет своего развития формировать благоприятные структурные условия для образования залежей УВ. Выборка II составлена для оценки продуктивности юрско-меловых отложений. Выборка III аналогична II, но для пермо-триасового комплекса.

При реализации ДЦА применялась методика "все в обучение и все на экзамен". В результате чего вся эталонная выборка побывала в обучении и на экзамене. Кроме того, результаты ДЦА подверглись внешнему контролю. В общей сложности по каждой из выборок в процессе обучения и экзамена участвовало более 60 структур.

При разделении локальных структур на продуктивные и "пустые" использовалась величина дискриминантного индекса - Р0, соответствующая середине между центрами многомерных выборок. Для I выборки К0= - 1549266. При соблюдении условия ]? > I? - соляные купола способствуют формированию ловушек, содержащих залежи нефти. Для юрско-мелового комплекса величина ?0= - 1410520. Правило разделения на классы таково, что при - локальные структуры принадлежат к перспективным, при Й>К0 - к "пустым". Для пермо-триа-сового комплекса К0= 270941, решающее правило выглядит следующим

образом: - структуры перспективные, при Б<К0 - "пустые".

надежность распознавания составила 80$ для юрско-меловых отложений и 100/2 для пермо-триасовых.

Анализируя результаты обучения и экзамена наблюдается, что по некоторым объектам имеются неоднозначные оценки по формуле Байеса и ДЦА. Поэтому для уменьшения ошибок прогноза автором предложена схема классификации локальных структур по степени перспектив нефтеносности, выполненная на основе графического сопоставления значений Е и Р(^/Хш). Схема представлена следующими условиями: для юрско-меловых отложений - Р(1*/|/Хгп)> 0.75; К<-1.о1»10 - структуры высокоперспективные; при О.^РС^/Хгп ^0.7о; -1.51х1с£":К-;;-1.41*10^ - структуры перспективные; 0.25<Р(^/Хт)<0.4; -1.41*1(£<К<-1.32*10С - структуры малоперспективные; при Р-*0.2э; 1?>-1.32*10^ - структуры низкоперспективные;

для пермо-триасовых отложений - РС^/Хт) >0.75; Р>8.0»10 - структуры высокоперспективные; при <0.75; .0.27*1СР<К<8.0х106 - перспективные; 0.25<-Р(^/Хт ХЦ; -5.6хЮ^Я-^О.27*10® - малоперспективные; при Р(^/Хт )< 0.25; 1?<5.6*10^ - низкоперспективные. С целью анализа прогнозных решений выполнены расчеты К и Р(^/Хщ). Результаты экзамена показали, что успешность распознавания по эталонной выборке составила Ь&Х.

На основе разработанных моделей оценки перспектив нефтеносности произведен анализ локальных структур Южно-Эмбинской моноклинали: Актас, Тасым Восточный, Сазтюбе Южное, Елемес Западный, Елемес, Елемес Восточный, Тасчара, Алтыкулаш, Караой Южный. На двух из трех, прогнозируемых как перспективные открыты залежи нефти (Елемес, Елемес Западный). Нефтепоисковым бурением подтверждена бесперспективность локальных поднятий Тасым Восточный, Актас, Тасчара. В условиях проявления солянокупольной тектоники локальные структуры Кемерколь, Жантока, Жатыарал Западный определены как высокоперспективные. Залежь нефти открыта на Кемерколе. Эффективность распознавания составила для нефтяных структур 75^. для "пустых" - 1002.

Рассматривая особенности полученных моделей прогноза следует подчеркнуть, что если при использовании формулы Байеса для исследуемых комплексов градации равнозначные - 0<Р(^/Хт)<1. то для ДЦА шкалы градаций различны. Для сопоставления действия геолого-математических моделей в исследуемых нефтегазоносных

в

комплексах и переносе решающего правила в условия прогноза применен разностный параметр относительно Rq и P(W/Xm). Сопоставление показало хорошую сходимость с фактическими результатами. Прогноз подтвержден на в из 9 локальных структурах. Из 6 структур, прогнозируемых как бесперспективные - о оказались "пустыми" (Сарбулак, Кайлисай, Нубаржилан, Чилисатай, Кинжалы), на одной структуре отмечены нефтепроявления (Караганда). Одна структура с неясными перспективами оказалась "пустой" (Жаксымай). Тем са-мчм, правильность прогнозирования составила более 802. (Табл. ).

Также в качестве проверки достоверности определения перспектив нефтегазоносное™ локальных структур в работе использовались номограммы, построенные по информативным критериям. J пределах номограмм выделены зоны с высокими и низкими значениями вероятностей. Правильность выполненных определений по номограммам составила оо%. Наиболее успешная классификация с помощью номограмм проведена по длинной (^д) и короткой ( i к) осям локальных структур. Анализ значений параметров ^д и i к показал, что наиболее благоприятный характер их связи для нефтяных структур определяется выражением: ¿к = 0.57^д.

Проверка номограммы показала, что по критерию соотношения осей P(W/ tд, /к) верно расклассифицировано 6СЙ выборки юрско--мелового комплекса и 5Е$ пермо-триасового. Успешность разделения для месторождений составила 70$ и 68% соответственно. Для "пустых" структур эти значения определены как 65% и 64% соответственно, т.е лучше распознаются нефтяные структуры, хуже - "пустые".

■л целом проведенные исследования свидетельствуют о том, что с помощью разработанных геолого-математических моделей прогноза более úüfo структур могут быть распознаны однозначно, что является количественной мерой эффективности их применения для целей локального прогноза нефтегазоносности.

Заключение

лаиболее важные результаты работ сводятся к следующему:

- выполнен анализ факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур, на основе которого определен комплекс информативных критериев прогноза;

- уточнена модель формирования залежей УЗ в нацсолевом комплексе территории исследований;

- построены и детально исследованы вероятностные кривые, графи-

РЕЗУЛЬТАТЫ ПГОГнОЗНЫХ РЕШЕНИЙ

.4$ п/п

Структуры

Результаты прогноза

Результаты проверки

1 Караган (Э - К)

2 Даулеталы (9 -К)

3 Кебир С)-К)

4 Кусанбай ("3-К) о Жаумбай (О -К)

6 Каракыз (3 -К)

7 Кашкымбай ( Р-Т)

В Дулат ( Р-Т)

9 Котыртас ( Р-Т) Северный

10 Кенкияк ( Р-Т)

( О-К)

11 Каратюбе ( Р-Т)

12 Караганда ( Р-Т)

13 Майлисай ( Р-Т)

14 Щубаржилан (Р-Т)

15 Чилисатай (Р-Т)

16 Жаксымай (Р-Т)

17 Кинжалы (Р-Т)

Р<1?0; Р(^/Хт) = 0.4

перспективная к<Ро. Р( *!/Хт ) = 0.4 перспективная Р^/Хт) =0.008 бесперспективная К<Е0; Р(Ж/Хш) = 0.9 перспективная Р(^/Хт)=0.002 бесперспективная

Р(^/Хт)=0.003 б е сперспективная К<1?0: Р(^/Хщ) = 0.2 бесперспективная

К<В0: Р(^/хпп)= 0.43

малоперспективная

Р(^/хт) = 0.7 перспективная К=-К0: Р(ЧОСт) = 0.5

перспективная Р>Я0: Р(^/Хт) = 0.5 перспективная Р(Ж/Хт)= 0.25 малоперспективная

Р(*1/Хт)= 0.05 бесперспективная

Р(*</Хщ)= 0.15 бесперспективная

Р(^/Хт) = 0.4 малоперспективная

Р(^'/Хт) = 0.4 перспективная Р(^/Хт)= 0.01 бесперспективная

месторождение

месторождение

"пустая"

примазки нефти в керне "пустая"

"пустая"

"пустая"

"пустая"

месторождение

месторождение

месторождение

примазки нефти в керне "пустая"

"пустая"

"пустая"

"пустая"

"пустая"

ки, номограммы, используемые при прогнозе нефтегазоносности локальных структур для отложений надсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины; -построены геолого-математические модели локального прогноза нефтегазоносности для юрско-мелового и пермо-триасового комплексов; -определена эффективность прогноза нефтегазоносности локальных структур по данным бурения поисковых скважин по 15 структурам, где прогноз был выполнен до бурения. Коэффициент успешности составил более вСЙ, что подтверждает успешность применения разработанных геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности для специфичных геологических условий надсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. К вопросу формирования залежей в межкупольных зонах Прикаспийской впадины.- Тезисы докладов всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. М., 1988, С.8-9 (в соавторстве с Ф.М.Куанышевым).

2. О перспективах нефтегазоносности Южно-Эмбинского поднятия.-Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, к., 1968, с.19-20 (в соавторстве с Ф.М.Куанышевым)..

3. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур различных геотектонических зон.- Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. Пермь, 1990, с.46-51 (в соавторстве с а.И.Галкиным, Т.В.Фофановой, Н.А.Лядовой, 0.А.Маршаевым, Б.В.Никулиным).

4. Комплексное влияние факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур. Экспресс-информация. Серия: Нефтегазовая геология и геофизика. М., 1990, вып.5, с.16-21 (в соавторстве с В.И. Галкиным, 0.А.Маршаевым).

Ь. К вопросу оценки перспектив локальных поднятий Южно-Эмбинской моноклинали. Геология нефти и газа. 1990, №6, с.18-20 (в соавторстве с Ф.М.Куанышевым).

6. Прогноз концентрации углеводородов в поровом пространстве коллекторов в Западно-Сибирской и Прикаспийской провинциях. Геология нефти и газа. 1990, с.13-1о, №8 (в соавторстве с Л.О.Сулеймено-вой. Ф.М.Куанышевым).

7. Методика ранжирования локальных объектов надсолевых отложений. Информационный листок. ЦНТИ, Гурьев, 1991 (в соавторстве с Ф.М. Куанышевым, Р.Ф.Шаягдамовым).

IS

d. О некоторых автономных критериях, контролирующих нефтегазонос-ность локальных структур в различных геотектонических зонах. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М., 1992, вып.З, с.9-11 (в соавторстве с ¡З.И.Галкиным, 0.А.Маршаевым).

9. Диагностика генетических типов карбонатных отложений подсоле-вого комплекса в восточной части Прикаспийской впадины на основе количественного анализа. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. IM., 1992, вып.7, с.7-9 (в соавторстве с Г.А. меланченко).

10. .шияние разломов на нефтэгазоносность локальных структур. Геология нефти и газа. 1993, !?2, c.I6-Iü (в соавторстве с З.И.Галкиным, Б.З.Никулиным).

Сдано в печать 21.04,93. Формат 60x84/16. Объем 1,25 т.л. Тираж 100. Заказ 1247.

Ротапринт Пермского государственного технического университета