Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Прогнозирование нефтегазоносности на Западном борту Красного моря

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

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование нефтегазоносности на Западном борту Красного моря"

АЗЕРБАЙДЖАНСКИЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ХИМИИ им. М. АЗИЗБЕКОВА

СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЙ СОВЕТ К 054.02.06

На мраиах рукописи

АХМЕД ЭЛЬ МУСТАФА ЙД

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА ЗАПАДНОМ БОРТУ КРАСНОГО МОРЯ

(Суданский сектор)

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

АВТОРЕФЕРАТ

\

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-мииералогических наук

Баку —

1990

Работа выполнена на кафедре «Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» Азербайджанского ордена Трудового Красного Знамени института нефти и химии им. М. Азнзбековп.

доктор геолого-минералогических наук, член-корр. АН Азерб. ССР И. С. ДЖАФАРОВ,

кандидат геолого-минералогических наук, доцент Э. А. ХАЛИЛОВ.

доктор геолсго-минералогических паук НАРИМАНОВ А. А. (ПО «Каспморнефтегаз»),

доктор геолого-минералогических наук ДЖЕВАНШИР Р. Д. (ИПГНГМ АН Азерб. ССР).

Ведущее предприятие — трест «Каспморнефтегазгеофизразведка»

на заседании специализированного совета К 054.02.06 в Азербайджанском институте нефти и химии им. М. Азизбекова по адресу: 370601, Баку, пр. Ленина, 20.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Научные руководители:

Официальные оппоненты:

(г. Баку).

Защита состоится

1990 г. в /У. час.

Авторгферат разослан « V. . »

г

С/Д . 1990 г.

Ученый секретарь специализированного совета, к. г.-м. н„ доцент

ХАЛИЛОВ Э. А.

ОЭДАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Тру дао переоценить значение горнодобывающей отрасли для развития всего народного хозяйства разьи-вапдихся стран, одной из которых является государство Судан, Не секрет, что добыча полезных ископаемых является ключевым элементом экономики отих стран. Это в первую очередь касается таких стратегически важных полезных ископаемых как нефть а газ. Позто;;,/ принятая к)у цаиоы и расеоггаттая на долгосрочную лорояоктиву про~ грамма интенсивных поисково-разведочных работ на нефть и газ жизненно необходима.

В пределах системы Суэцкий залив - Красное мора нефтепро-явления были установлены еще в 1868 г. Основная нефтегазонос-ность Красиоморского бассейна связана с Суэцкой частью, где к началу 198-1 г. ошю вияялено свыше 25 преимущественно* нефтяных месторождений, належи которых связаны как с отлоненияш рифтоьо-го этапа (мио- н плиоцен), так и с дорифтовнми (Нубийская серия палеозоя-мезозоя},

Суданский сектор Красного моря охватывает среднюю частд, западной акватории моря. Геологическое строение сектора xarvrntt-ризуется исключительной сложностью, обусловленной длительной г< многоэтапной эволщией всего Красноморского бассейна. До бурения первых скважин б I96I-I963 года были проведены комплексные геологические и геофизические иссладования,' бклЫавдие магнито-гязвчдку, сейоморазвед!и гравиразведку различных масштабов. В ачстопвцэ й^.л'.и г. Суданском секте! -з Красного моря пробурено 12 с квакш, вскршшх отложейия от мвлойых До че*воригйпк. В десяти из iт? ъ различных интервалах миоценового комплекса имели место не<|)тегазопроявлеиия различной интенсивности. В десяти сква-,

£Енах Суданского сектора Красного моря проведена геохимические анализы.

Проведенный комплекс геологических и геофизических исследований позволяет составить представление об основных чертах геологического строения региона. Однако, душ ликвидации "белых пятен" в изученности Суданского сектора Красного моря требуется дальнейшее обобщение результатов проведенных исследований с привлечением новейших методов анализа и вычислительной техники. Это позволит взглянуть на объект исследования с новик более высоких научных позиций и определить стратегию дальнейших работ.

Делуработы. На основе данных проведенных геолого-гаофтаи-ч веках исследований, анализа геологического строения западного борта Красного моря (Суданский сектор) выявить наиболее перспективные в' отношении нефтегазоносности комплексы и объекты с целью определения*направления дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ.

В диссертации решаются следующие основные задачи:

- изучение структурных, диалогических, стратиграфических характеристик и нефтагазонаоыщенности разреза на исследуемых месторождениях ;

- выявление взаимосвязей мевду коллекторекими свойствами, определенными по карнаы, и геофизическими параметрами разрезов скважин;

- группирование и классификация пластов по характеру насыщения и по степени неоднородности их диалогического состава; создание решающего правила распознавания пластов;

- картирование геологических и геофизических характеристик в структурных поверхностей;

- изучение эволйщонно-динашческих условий нефтегазооб-разования и нефтегазонакопления в регионе;

- 5 -

~ прогнозирование коллекторсяиу свойств на изучаемых месторождениях;

- прогнозирование ресурсов углеводородов.

При решении поставленных'задач использовались следующие математические методы: статистическая проверка гипотез, регрессионный анализ, кластер-анализ, диекриминантный анализ, тренд-анализ, крайгинг.

Для выполнения ргбот бши использова>:ы материалы региональных геофизических исслодоЬШиШ, геофизических исследований скяв-жин и результаты лабораторных анализов керна, выполненных компаниями "Аджип", "Шефрон", "Окианик", "Тексас Истерн", "Тотал", "Юнион Тексас".

Научная новизна. I. Выявлены основные черты геологического строения, особенности развития структур, установлены закономерности складкообразование и струкфурных соотношений.

2. Изучены литологические и стратиграфические особенности разреза.

3. Установлены наиболее перспективные в отношении нефте-газоносности комплексы отложений разреза, определены зональность и закономерности размещения основных очагов нефтегазообразованил.

4. Изучена связь количественного распределения ОВ с диалогическими типами и мощностью пород.

5. Разработана методика классификации пластоб по характеру насыщения и по степени неоднородности их литолоММеского сос-» тава по комплексу ГЖ.

6. Опробована методика прогнозирования коллейторских свойств пластов, получены результаты по месторождениям Суакин и Балтир.

Практическая ценность. I. Выявленные закономерности размещения очагов н'ефтеобразования, особенности складкообразования и

структурных соотношений, а также выделяемые региональные и локальные ловушки дают возможность рационально управлять направлением геологоразведочных работ в Суданском секторе Красного моря.

2. Построенная на ЭВМ методом сплайн-функций карта по данным гравиразведки может быть использована для выявления локальных аномалий силы тяжести.

3. Построенная на ЭЕМ методом крайгинга карта по поверхности формации Зейт по данным сейсморазведки позволит использовать ее для эффективной разведки месторождения Суакип. .

4. Полученная классификация основных перспективных на нефгь и газ пластов в миоценовых отложениях может быть использована при геологической интерпретации данных геофизических исследований как на изученных, так и. на других площадях Красноморского шельфа Судана, а установленные критерии и разработанные график .

и палетка позволит разделять пласты по характеру насыщения.

5. Опробованная методика прогнозирования коллекторских свойств позволяет моделировать физические свойства глубокозале-гапцих пластов и получать границы изменений параметров для изучаемых интервалов.

6. Были прогнозированы значения запасов для отдельных залежей Суданского сектора Красного моря в интервально-вероят-ностной форме.

Результаты исследований могут быть использованы при проведении геологоразведочных работ не только в Суданском и других секторах Красного моря» но также при изучении строения и прогнозирования нефтегазоносности бассейнов рифтового типа в других

регионах Мяра.

\

Реализация работы. Результаты исследований по изучению геологического строения и прогнозированию нефтегазоносности на

- 7 -

западном борту Красного моря (Суданский сектор) использованы в научных работах, выполненных е АзИНЕФТРХПМ им.М.Азизбекогзэ а ИПГНГ,-! АН Аэерб.СС}'.

А про Рация работы. Осаошше полоквтю диссертации до;:,,^-ни ¿га I 8сес1.«с.ной конференции Теодинамическив основы прогнозн -роваяяя псфтпгяэоносноети недр" (Москва, 1388 г.); на У научно-х-еорчтячвскс.й конференции молодых ученых н спвциалиотм. по газ-витию научных основ разработки месторождений нефти.и 1'ааа (Баку, 1200 г ); на научно-тейрскгзгексЯ конференции асваргштсз АзИНТОТЕШ! им.М.АзизбекоЕа (Баку, 1989 г.).

Публикации. По телк диссертации автором опубликовано 6 научных работ.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и содержит 173 страниц машинописного

¡•окота, 31 рисунок, 15 таблиц. Список литературы включает ТСЗ

нпиийнонанил.

Работа выполнена в период обучения в аспирантуре АоИ1ГК-ТК-ХЙМ им.Ч.Азизбокова с 198Б по 1990 гг. под руководством гсена-корреслондента АН Ааерб.ССР, доктора геологс-шнералоглческих наук н.о.Джафарова и кандидата гволого-минералогичеоки»' наук, доцента Э.А.Халилова, которым автор вырааавг свои глубокую благодарное 1'Ъ .

СОДЕРЖА^-РАБОТЫ

В результата многочисленны* исследований Красноморского бв?йИ5*<ч «'-ложились определенные представления о геологии региона, основанные иногда на альтернативных геологических концепциях. ¡ ичы:юй г,к..ад и гколого-г^офиэическуы изученность Красноморского бассейна внесли работы таких ученых, дик Лаугоц С.А., Дрейк С.Л., Жильдер Р.В., Аллан Т.Д., Разар, Дави Д., трамонта-

ни С., Росс Д.А., Бекер Г., Шмгдар В., Вашиндор X., Хаин В.Е., Милане-окий Е.Е., Рааваляев A.B., Зонненшайш Л.К., Монин A.C., Сорохтин О.Г. и др.

Со времени создания теории тектоники литосферных шшт бас-oef.H Красного моря рассматривается как обрасец рифтовой зоны, возникшей в результ,. ге раскола Афро-Аравийского континента и образования мевду ними молодого океана. Рифтовая долина, проходящая по оси Красного моря, в настоящее время является границей мевду Африканской и Аравийской литосферными плитами.

Бассейн Красного морд входит в так называемый Восточно-Африканский эшплатформенный орогенный пояс, осложненный почти на всем своем 7000 км протяжени: зоной региональных разломов. Этот пояс состоит из шести крупных сводовых поднятий: Нубийско-Аравийского, Араьийско-Соыли^ского, Эфиопского, Кенийского, Танэанско-Родезийского и Южно-Африканского. Эти свода осложнены вдоль оси гигантскими грабенами или рифтами. Грабены имеют четкое геоморфологическое выражение и заняты либо бассейнами морей, либо системой озер. .,

Наиболее значительным среда этих бассейнов является Красное море протяженностью около 2000 км при ширине 200-350 км и -глубине 2 5 км. Краоное море выдёляетоя среди других рифтов не только€В©дош размерами, но и геофизической характеристикой, обусловленной Глубинным строением. По данным г шиметрических и сейсмических исследований глубина эалегаНия кровли фундамента .достигает 6-6 Км, причем максимальные глубины приурочены к зонам, заключенным Между берегом .лорд и серединой рифтовой долины. Прогибание "jTHX ёон коШханоировано накоплением осадков мощностью до 5 км,

.'..'. В структуре дна КрасНоморского бассейна выделяются три зоны: осевая зона, с каадой стороны которой протягиваются пнутрен-

няя зона с относительно глубоким залеганием фундамента и внешняя зона, охватывающие бортовые зоны, включая так называемые верхние соляные ступени, расположенные на глубинах 3700 м.

Осевая зона или внутренний'рифт Красного моря представляет собой узкую 4-5 км полосу, в поперечном сечении которой удается обособить центральное поднятие, симметрично обрапенное двумя краевыми впадинами. Осевая зона образована очень молодыми вулканическими постройкам базальтового состава. Материалы по сейсмическому зондированию указывают на наличие слоят? со скоростями в среднем 6,6 км/сек вдоль осевой зоны Красного моря.

Ечутри осевой зоны развиты многочисленные зияющие трещины раздвигового характера. С обеих сторон осевая иона ограничена системами супенчатых сбросов гравитационного происхождения, сместители которых наклонены в сторону зон пониженного положения фундамента. Аналогичной системой сбросовые уступы развиты в бортовых зонах Красноморско^о грабена.

В Судачком секторе Красного моря на основании анализа геофизического материала можно выделить три крупные структурные зоны фундамента, отвечающие поднятиям фундамента (горстам) :: сопряженный опусканиям (грабенам*) и параллельные общему простиранию моря. Вдоль береговой линии в акватории моря протягивается еще один региональный горст. В северо-восточной части Судаь-ского сектола отмечается постепенное уменьшение глубины залегания фундамента, региональная структура фундамента осложнена по-. перечными разломами и относительно мелкими продольными разрывами, придающими ей блоковый характер, особенно четко проявляющий-^ ся в пределах горстовых поднятий. Отмечается наличие более мелких грабенов и горстов.

фундамент представлен метаморфическими комплексами сланцевой и гнейсовой групп и интрузивными породами (граниты,

- 10 -

Габбро и др.) докембрийского и ракнепалеозойского возраста. В полосе развития пород фундамента отмечаются участки значительной площади развития вулканогенных пород верхнепротерозойского и мезозойского возраста, представленные рколигаш, дацитами, андезитами, трахитами и др., часто интенсивно метяморфизованными.

На эродированной поверхности Фундамента залегают отложения осадочного чехла. Разрез этих отложений детально изучен по данным многочисленных сквашш, пробуренных в Суэцкой нефтегазоносной области. Корреляция разрезов сквакин Суданского сектора Красного моря с разрезом Суэцкой области возможна лишь в общих чертах, вследствие их приуроченности к различным тектоническим областям. Кроме того, в Суданском секторе отмечается резкая изменчивость осадочных формаций из-за блокового строения района.

В Суданском сектора в нижней части осадочного чехла можно выделить серии и формации отложений нижнего палеозоя-мезозоя, представленные в терригенной континентальной фацйи, называемой нубийской группой. Формация нубийских песков составляет нижнюю часть дорифтового комплекса отложений.

Выше залегают преимущественно терригенные формации мукавар и хамамит, возраст которых определяется как верхний мел-олигоце-НовыЙ. Формация мукавар (верхний мел) залегает на отложен:шх нубийской группы несогласно и характеризуется неповсеместным распространением. В скважине Магарсам-1 разрез этой формации представлен красными, серыми л зелеными песчаниками и глинистыми сланцами общей мощностью около 200 м.

Хамамитская формация (палеоцен-олигоцен и, возможно, низы миоцена) всКгчта несколькими скважинами: Дунгнаб-1, Магарсам-1, Абушагара-Г, Марафит-1, Дигна-1. Разрез ее представлен, в основном песками,"- песчаниками и конгломератами с прослоями аргиллитов

- II -

и глинистых рланцев. Мощность формации достигает 1000 и в скважине Абушагара-1.

формация, родас нижнего миоцена и формация карим нижнего-среднего миоцена, которые составляют группу магарсам, лсслвдова-лись в пяти скважинах; Халайб-1, Дунгнаб-1, Аоушагара-1, Мира-фит-1 л Дурвара-2. Разрез этой группы представлен уплотненными глинистыми породами, галиташ* песчаниками с прослоями глинистых сланцев. Мощность достигает 980 м.

Выше формаций группы магарсам несогласно залегают несколько горизонтов небольшой мощности, объединяемые в формнщш оалиям, возраст которой определяется как средне-верхнемиоценовый. Нижняя часть разреза формации представлена галитами и ангидритами с прослоями сланцеватых глин, а верхняя часть Еыражвна толщей песчаников с прослоями алевролитов. Мощность формации по данным скважшш Дурвара-2 достигает 260 м.

Выше по разрезу следует формация Дунгнаб вергл.ешюцоново -го возраста, литологически представленная толщей калийных оолек, в которой встречаются прослои ангидрита и лереотло.чешшх террл-геиных пород. Мощность формации изменяется в широких пределах: от 6?' м в скважине Аоуиагара-1 до 867 м в скважше Дурьара-2.

Вшезалегающая формация Зеит охватывает по времени поздний миоцея. Она представлена преимущественно терригенными отложениями - песками и песчаниками, места ли с прослоями ангидрита и глинистых сланцев. Мощность ее колеблется от 55 до 1611 м.

Плиоцен-плейстоценовый седиментационный комплекс в Суданском секторе Красного моря представлен обломочными породами и карбонатами рифового происхождения, называемыми группой абушага-ра, которая подразделяется по формации вардан и шагнра. Разрез' отложений начинается с гравия ь песка, которые налегают на различных комплексах миоценового,.возраста, и завершается рифовыми

известняка!®.,. Мощность группы абушагара'достигает 1670 и.

Голоцен представлен современными морскими осадками, включая рифовые образования много .исленных банок и отмелей.

Слои осадочного чехла в общих чертах отражают региональную структуру фундамента, причем вверх по разрезу влияние структуры фундамента постепенно ослабевает. Строение верхней части разреза осадочных толщ связано преимущественно с процессами соляной, тектоники, обусловленной течением громадных масс солей, заключенных в разрезе среднего и верхнего-миоцена. В связи с течением солей в надсолевом комплексе образуются различные типы структур, основными из которых являются соляные диапиры.

В разрезе осадочного чехла можно выделить два основных '-структурно-формационных комплекса - нижний, охватывающий досоло-вой комплекс осадков, и верхний этаж, соответствующий надсолево-му комплексу. Структурные планы этих э/ажей кардинально отличайте ч друу от др^га.

Структура подсолевого комплекса может быть охарактеризована по структурной карте, построенной по кровле формации Хаыамит по данным сейсморазведки и буровых скважин, вскрывших дангый интервал. Она в целом отражает особенности блоковой структуры фундамента и залегающих на, нем толщ дорифтовых серий. В то же время эта поверхность носит *!а себе следы размыва, поэтому ее можно считать, в целом, тектоно-эрозионной.

В,,структуре надсолевого комплекса по данным.сейсморазведки ввделяегоя рад .отражающих-поверхностей, непрерывное прослеживать которнх а пределах Суданского шельфа не представляется воз-■ молвим. На- Карте.изохрон вырисовываются отдельные поднятия, которые раополоаенн в узкой прибрежной полосе шельфа и в тектоническом отношении приурочены к грабеновой зоне.

■ В пределах Суданского сектора Красного моря ч в обрамляю-

- 13 -

шей полосе суши до настоящего времени пробурено 12 поисковых .•

слваяэдГ, гсариввгах одотсоняя чегла ох пеяовюс до четвертичных

?:!»<»рэ»оч 03Т!Ч,4 м. Они были пробурены на антиклинальных.

•т) рчу., 5кяз..е:кпк ге о Тяз ¡пестами методаии исследований. Б лс?.нг- нпх в разлпчнмх интервалах ияспенового яетятяеясч шелл' песте '!>газогтроявлсш;я различно.! интенсивности. Е скваяго'в Сутзш- Т получен пскток газового конденсата, в сквагдше ВаМа-ир-1А - лриток сухого газа, а в скважинах Дурвара-1 л Дигна-1 бн-

Представления о площадном и стратиграфическом распределен нил возможно нефтегазоматеринских пород и региональном изменении уроеня пх ррелостп базируются на результатах анализов, про-ведепных в 10 скважинах Суданского сектора Красного моря. Кроме того, привлечены частично материалы по соседним областям (Эфиоа-ггст"; сшггор, Суэцкий бассейн)Анализ тлеющегося материала ука--зываст пз весы я различный потенциал возможно материнских пород кап цп г.гдедяишх участках Суданского сектора, так п в разрезах с к за "ли.

5с{тияя ".укгвар изучена ликь г- одной сквашше Магарсам-1. Опровергшие интервала этой формацгш сказалось неудачным. Исследование алама показало органическую бедность пород.

Со,черчение С0 , в оазрезе формации хаглампт незначительно а наибольшего значения - 0,435» достигает в скваяше Шрафит-1. Разрез Формации родис характеризуется высоким содержанием Сп„_ , средние значения которого в скважине- Дурвара-2 и Халаиб-1 достигает соо7ветст2е:шс ¿,2-& и 1,Состав г,иисрс.Хауни свидетеле-стьует о безхаслсродаои восогановительноы осадконакопленпи.

Стло;хе.чнл выселе^аиСей формации карим образовались в шро-ко:,? диапазоне палеогеографических условий, поэтому их углеводородный потенциал, характеризуемый содержанием органического уг-

- 14 -

лерода различается на разных участках сектора Так, в скважинах Дунгньб-Т я Марафит-! содержание С™, незначительно, а в сква-

уР"»

хпне Халпиб-1 содержание Сор1% в среднем I »61/5.

Содержание с • в глинистых разностях формации белайм .

Р •. .. ■ .

колэблется в сесьма широких пределах. В зоне Суэцкого запва они считаются неТ'тематоринскими. В Суданском секторе характеризуются з целом значительным содгрзюйием органического углерода. На о-дельны* участках, в частности, Магарсам-1, Содержанке С0рГ< 2,20-2,50^. Газовая хроматография показывает наличие смеси водо-рословоС сапропели и восковой сапропеля, которая отлагалась в сильно восстановительной среде.

Сланцы формации дунгнаб обогащены органическим веществом, среднее содержание которого колеблется от 0,905? в скважине Диг-на-1 до 2.30а в скважине Дурвара-2 и 2 «44$ в скважине Халаиб-1. Органическое вещество включает значительный гуминовый компонейт пкесте с водорослевым керогеном, который отлагался в сильно вос-становьт'-вьной сверхсоленой среде.

Содержание С0рГ_ в сланцевой породе формации зейт колеблется от 0,5% в Магарсам-1 ■ до 0,9? в Халаиб-1, а в "интервале 216270 м в Башаир-1Л содержание С0рГ,колеблется от 0,4$ до 6,18/5, ^ интервале 2С4Й-2Ь40 м в Суакин-1 С0рГ составляет 5,1^.

Таки-,» образом, анализы показывают, что в Суданском секторе Красного моря содержание С0рГ> ниже среднего - среднее, содержатся щкимущеетвеня° инертные керогены.

Исходя из среднего содержания ОВ, наиболее богатыми считаются отложения формации эейт (0,6-2,0^) и дунгнаб (0.7-2,655), минимальное содержание отмечается в формации балайм (0,3-0,^).

Были исследованы зависимости мевду концентрацией ОВ (Слт,_ ) в

орг •

осадках к скоростью накопления этих осадков. На построенных нами графиках зависимости, имеющие линейный характер,

- 15 -

наблюдаются в разрезах скважин Лурв'ара-2, Дигня-1, Суакин-1 и др. Исходя из рассчит«. иных скористей осадкона.;опления, изменяющихся в среднем от 100-500 м за Юб лет, можно сделать вывод, что степень сохранности ОБ. является достаточно высокой.

Анализ количественного распредзления ОВ в зависимости от литологического типа содержащих пород показывает, что наибольшее их количество отмечается в глинистых сланцах формации зейт и дунгнаб Сот 0,5 до 5,17%), наименьшее количэство зафиксирогано в мелководных песчаянх' образованиях <до 0,49$).■

Следует отметить, что прослеживается определенная зависимость межйу количеством ОВ-в различных формациях в зависимости от геолого -Т0о\ рафического местоположения площадей отбора образцов. Тыс, наблюдается увеличение содержания ОВ в восточном нап~ равлении, т.е. от периферии к его центру. Эта закономерность оог-ласуатся с вышеуказанной мыслью о связи между концентрацией ОВ и скоростью накопления осадков, т.к. наблюдаемое увеличение мощности осадков в восточном направлении является следствием воз» *

растания интенсивности прогибания и осадконакопления..

Что касается типа ОВ, то по своему происхождению они носят в основном сапропелевый характер, обогащенный местами гу>лшовым компонентом. Накопление ОВ в рифтовых и -. шрифтовых комплексах происходило преимуществе!::« в сильно восстановительной- среде.

. Исходя из преимущественно субаквального характера условий формирования развитых в Суданском секторе Красного даря осадоч- j .rax пород и содержания достаточного количества рассеянного ОВ, ! теоретически все'встреченные в разрезе осадочного чехла формации могут рассматриваться как нефтематеринские* При этом среднее ,

значениэ ОВ имеет тенденцию увеличения от древних к более молодым отложениям: от 0,48$ в домиоценовых отложениях до 2,32% в верхнемиоценовых, что свидетельствует о большом нефтегазоносном

- 16 -

потенциале миоценового комплекса?

Учитывая примерно одинаковые значения палоо- п современных температур па сравнительно небольших глубинах, можно предположить, что на большинстве площадей Суданского сектора миоценовые отлокенкя современную ваоху почти полностью находятся в стадии меюкатагенеза. Начинал о района Дурвара и дш.ае к востоку низы миоценового комплекса и да>»ее древние образования находятся, возможно, уже в зоне апокатагенеэа. В современном разрезе мозшо условно выделить главную зону нефтеобразовачия (ГЗЮ и главнув зону газообразования (ГЗГ). ХВН охватывает формации различного возраста, начиная с хамамита на западе до Еардаи и даже шагара на востоке. Учитывая непрерывный характер погружения бассейна с накоплением осадков, мозшо сказать, что на большей части Суданского сектора-наибольшим нефтепроизводящим потенциалом обладают отложения формаций зейт, т.к. более древние отложения уже прошли главную фазу нефтеобразования (ГОН) и вошли в ГЗГ. Нвлкне^лмй характер, границ этих зон связан с дифференцированным режимом тектонического развития отдельных блоков (горстов и грабенов) бассейна.

Таган.! образом, с определенной уверенностью молено установить современное гсложение основного очага нефтегазообр^зования. Однако этого недостаточно для выяснения динамики процесса нефте-газообразовання - установления времени начала этого процесса, его длительности, а также определения потенциала отдельных комплексов и формаций.

Для освещения некоторых из перечисленных вопросов нами применен метод моделирования прогрева. Наиболее полные данные представлены по площади Дурвара.

Анализ показывает, что Суданский сектор Красноморского . бассейна межет рассматриваться как полиочаговый.- Формация зейт,

- г? -

которая всзгз п ГЗН и шЕонсао з находится в ней по настоящее

цро:дн, представляет собой сскопнс*! оча? неД.тооЗра..! шал;»;. итло-

залегало ¡¡¡'-.-.-ч ;; :;>ь; ¡1

.^цс^: 2 131', н с-¿зй-зш. ис^р^лл аьо/. ¡ю;и

ь!г.:!елог.ьшпо корна!;;«!, к >';:Ялг,а, нагодя'л;.;, и или^по^ ьчь

СУМ, я их кефтегазоненврирующий потенциал еще не реализован.

Лля доо.гфтового г-.'ц,' оного лилли-^? _ ^йлыа:,^,. нем, о-леносной толщей, а таюге корн выветривания фундамента наиболее

ватте залежи, приуроченные к повышенным и наиболее эродированным частям блоков в пределах зон возмолиого ио^тегазонакоплешш. На формирование ловушек, благоприятных ддн скопления У В с отло-яениях надсолевого комплекса, значительное влищще оказала саг,-по-купольная тектоника. Крона того, внутри, звапоритовой тащи ог 1тъ ветгс-гопл :п'г;;>гп, ::;,:);;! и':л;;;,;лл:!.1л: •••ирр.и-йк •

/олоплй либон гглиюгллеекол '.;зд1чп сл.ол.ллся к л^/челль; ллл ¡шоа эаконоуориестч, слолс'Теол:!"^ !-ллллгл1ил:;:;ол:у ту. Картирование позволяет уычнитть ч-шю геологически ааконо-;,ор};ос?и, который невозможно шшкть другиш зедыш ксьлвцогки«!». Поэтому задача каптирован!« ге'ологичест.'ОО'ьвкт.ой во все времена являлась главней задаче;; талюгил.

. Благодаря «цролх.4асаиаа аатииаг^еаайшхудед и.ЗЩ б р.о~ щенки геологических задач стало-/во^мряшм- картировав; различные характеристик« гпологичр.олппс объектов с'помощь» ЭМ. В настоящее вро!ля существуют р-злпчвнв аатшатичвские и иятвриоляциошив методы карТ'Иров'йния Ш ЗЕ;л,' срвД'й Чсо?орых ко.тяо лвдедкгё' треВД-ме--тод, методы, связанные с теорией сплаНи-фушсцнН и мето".ь гво<. та-тпстикл (крайгинг). '•• * ' ' -'••■ 4

Аналитическое описание №делируемой поверхности пооредст-

' - 18 -вом сплайн-функций характеризуется простотой, возможностью свести к алгебраическому виду, что важно при изучении геофизических полей. Именно поэтому для аппроксимации гравитационных аномалий Суданского сектора Красного моря был использован метод оплайн--функций, '

Площадь исследования характеризуется резко дифференцированным гравитационным полем. С целью детального изучения гравитационной картины этой площади здесь в 1982 г. проведена площадная гравиметрическая съемка, по результатам которой была построена карта аномалий Буге в масштабе 1:250000 с сечением изолиний I мгл.

При моделировании не ЭВМ удается привлечь также дополни-, тельную априорную информацию. В качестве дополнительной информации можно ьзять данные сейсморазведки, бурения и других геологических исследований. Полученная с использованием сплайн-интерполяции капта локальных аномалий соответствует негодно!1, карте Буге. А заданная степень полинома позволила выделит^ все локальные аномалии. Таким образом, проведенные исследования свидетельствуют о высокой эффективности сплайн-интерполяции при трансформации гравимагнитных полей. •

Что касается геологической природы выделенных локальных аномалий, то результаты анализа гравитационного пая и геолого-геофизических данных показывают соответствие поднятия гравитационному максимуму, интенсивность которого достигает 20 мгл. Однако, размеры этого максимума примерно в 2,5 раза превышают размеры самого поднятия (25 км и ГО км). Это указывает на то, что локальные аномалии силы т-шести площади исследования обусловлены не только структурой осадочной толщи, но и рельефом поверхности фундамента'.

, Для картирования поверхности формации зейт на площади Суа-

- 19 -

кян по данным сейсморазведки был использован другой интерполяционный метод - краЯптчг. Суть метода заключается ь том, что он позволяет находить значение исследуемого пэрамьгра в уз;.их сот картирования о наименьшей ошибкой, причем имеется воз«ожгтосп> оценить величину, самой ошибки. Для использования метода требует -сп сначала оценить характер изменчивости поля параметра. яг?-производятся на основе анализа полувариограмми. Полувариограмм"1 'стр7'стурняя фунчппп) оц^ниваоточ с¡:огу^поброзог.т

д-Г.О Л, 5

где .Л/ - количество пар .значений параметра, находящихся на расстоянии к- друг от друга, 2(Хс) и ?- (Хь +■ Ь] - значения параметра с точках Хь и Хь-Иь

Полученная зависимость позволяет судить о характере изменчивости поля параметра, в частности выявлять непрерывность, ани-З'тг'-'Опност!-, наличия трепла и т.д.

Для значен:::; -лубишд залегшая поверхности ]ч',р--аи;г- з^.г'

п;ь:;;;ад;: Су акт по данным сс!1сг;ораэв«лкч на зил. была г^'-.оа.......

полувариогра'лмэ для двух направлений: север-юг к заиад-вогт к. Анализ полученной полувариограмми позволил выявить анизотропность полл (изменчивость вкрест простирания примерно в 2 раза резче, чем по.простиранию) и наличие тренда. Для изучения характера тренда были построены тренд-поверхности 1,2 и 3 порядков. После исключения тренда 2 порядка была рассчитана•полувариограм ма отклонений от тренда, которая.имела-изотропный характер и была использована при картировании-на ЭВУ методом крайгййга.

Полученная карта даот хорошее приближенно картируемой по-гзрхностс, т.-:. грайгинг-метод является точным интерполятором, т.р. исходило и вычисленные в точках наблюдения значения совпадают. Полученная карта поверхности, Й также карта ошибок могут

- 20 -

быть использованы для целей разведки данного месторождения.

Для изучения коллекторских своРотв пород миоценового воз-р&зта были 1фоинтерпретированы материалы ГИС. Комплекс промысло-во-геофизических исследований, применяемый в скважинах месторождений Судансгого сектора Красного моря включает: двойной боковой каротаж, микрокаротаж, индукционный каротаж, нейтронный гамма-каротаж, гамма-карогак, гамма-гамма-каротаж, акустический каротаж, кавернометрию и др.

При интерпретации материалов ГЧС решались вопросы выделения коллекторов, определения характера изс насыщения с дальнейшей оценкой параметров, необходимых дгч определения прогнозных эапвюв УВ.

Проинтерпретированы материалы ГИС по скважинам г'уакин-1, Башаир-1А и Дигна-1. ■

С целью комплексной интерпретации материалов ГИС для группирования пластов был.использован многомерный статистический метод - кластер-анализ.. Расчеты на ЭВМ про1.зв дались по программе "Кластер" с использованием в качестве метода стандартизации -метода отношений Хь/Хыпох . где Хь - значения параметра, л1тдх - максимальные значения параметра.

При разделении, пород на литологические разности и по характеру насыщения использовались результаты анализов кернов и испытаний скважин.

Для разделения пластов по характеру насыщения^ предлагается график и палетка, на которых сопоставлены показания двух методов: сопротивления и пористости для. опробованных пластов.

Установлено, что граничное значение коэффициента нефтега-зонасвдет.эсти для коллекторов составляет 0,55.

Полученная классификация основных пзрспективкых на нефть и газ пласгов в миоценовых отложениях площадей Суакин, Башаир и

- 21 -

Цигна может быть использована при геологической интерпретации данных геофизических исследований 'скьа:х.ш как на изучэнчы* щаднх, так и на других плоцадях Красналорского шель!« Судана.

Метод статистических испытании - ¡опте-Карло бая и.-п. ш..» ваи для прогнозирования физических свойств пород-к< >локп».-т-.

Задача наших исбледований зацшочалась в юваипим про, яозе важнейших физических свойств пород-коллалтороь: степени уплотненности, плотности, пористости, проницаемости, коэффшщец та гаэонасыщенности. Последние три н«;>ашотра являются основа? при оценке запасов углеводородоь в недрах.

В соответствии с разработанной (Д.А.Куряковским, И.о.Джа-•раровим, Р.Д.Джеванширом) методикой прогнозирования маты, 1агачо екая модель, отражающая степень уплотнения осадков в определон-момент времени, имеет вид:

Ц - Ху ХН Х-ц ХС

где Хк - доли влияния Различных природных факторов на степень уплотнения; Хл доля влияния геологического возраста пород; Ху - доля влияния, учитывающая число тектонических циклов; Хм - доля влияния глубины залегания пород; Хв - доля влияния содержащегося в породе кварца; Хс - доля влияния цементации'породы; X» - доля влияния коэффициента сортировки; Х1 - доля влияния температуры; . .

Ху - доля влияния скорости осадконакоплвтш.

Доли влияния ХТ и Ху можно задавать постоянными, т.к. геологический возраст и количество'тектонических циклов для моделируемых свойств не меняется. Далее вычисляется величина:

- 22 а

которая используется для определения физических свойств пород, а расчетные формулы для физических свойств следующие: для пористости Кп= Кп.О ' У для проницаемости Кир =. Кя)>10 ■ У*1 для плотности б - ()0 (-1- К«.о • У) для коэффициента нефтегазонасшценности

Киг = Ьа,(Кйг.о - У)"'

где К п.а , Квр.о > ~ значения пористости, проницаемости, плотности без влияния термобарических факторов, 1 и { -эмпирические коэффициенты.

Данная методика позволяет получать не только средние значения физических свойств пород, но и предельные границы интервалов измэнения и их.распределения. Для пород-коллекторов миоцена месторождения Суакин получены следующие средние значения физических свойств: Кп = Кпр— 15,4 мд, <э = 2,33 г/см3, К|д = 35?, Кйг = £5$. Все расчеты выполнялись на компьютере с помощью метода Монте-Кьрдо при числе реализаций \{ - 300.

Прогнозные значения Кп . Квр и Киг лля отдельных интервалов площадей Суакин.'и Башаир приведены в таблице I.

Предложенные оценки пористости, проницаемости и коэффициента нефтегазонасыщенности могут быть использованы при подсчете прогнозных запасов углеводородов.

- Оценка запасов осуществляется обычно по средним значениям параметров, так что запасы оцениваются в среднем. Известен другой подход, когда запасы определяются в виде распределения вероятности, исходя из распределений вероятностей исходных параметров на основе метода Монте-Карло. В этом случае получается ин-тервально-вероятностная оценка запасов, что позволяет учитывать

Таблица I

Прогнозные значения коллекторских свойств и коэф- ■ фициента нефтегазонасшенности

Объекты пл. Суакин (2312=2325л5)м . йл.Башаир (1836-1844)м пл.Башаир (Т856-Т8ЙТ)м

Параметры мин. знач. наи-бол. вер. макс, знач. мин. знач. наи- макс, бол. энач. вер,- мин. знач. наи- макс, бол. знач. вер.

% 15 20 р г 14 19 24 14 19 24

Кор. МЛ 6 10 . 26 1,8 1,9 2,1' 12 12,5 13 •

пг /о 40 65 75 45 55 '65 45 55 65

ошибки и неопределенности при определении исходных данных. Предполагая, что параметры в формуле объемного метода ~ случайные величины, оценку запасов можно осуществить по равенству математических ожиданий:

М (0.) = М (5 • К. ■ Кл • Кг • $ • Р« )

где - прогнозные запасы свободного газа, млн.м3; $ - пло-

щадь газоносности, м^; - газонасыщенная мощность, м; К^ -

коэффициент пористости; Кг- коэффициент газонасыщенности;

£ - поправка на температуру; Рн - начальное абсолютное давление в залежи газа, атм.; ^ - поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта. , •

Исходные параметры задавались в интервально-вероятностном виде (треугольное распределение), поэтому оценка запасов также имеет интервэльно-вероятностный вид, а пределы изменения запасов по площадям даны в табл.2.

Таким образом, использование метода Монте-Карло для моделирования запасов углеводородов позволило построить статистическое распределение запасов, получать их численные оценки, учесть погрешность измерения и имеющуюся зависимость входных данных че-

Таблица 2

Результаты моделирования прогнозных запасов углеводородов

Объекты Начальные балансовые млн.м3 запасы газа,

минимальные наиболее веро ятные - максимальные

пл.Бяшаир (18361844 м) 852,2 1396,3 2090,3

пл.Бошаир (18561861 м) 323,8 688,0 1193,7

ил.Суакин 1052,5 2166,1 3633,3

рез интервально-вероятностное задание подсчетных параметров.

ОСНОВНЫЕ БЬЙЮДЫ И ЗАЩИЩАЕМЫЕ ЧОЛОШШ

В диссертационной работе получены следующие основные научные и практические результаты:

1. Исходя из преимущественно субакЕального характера условий формирования развитых в Суданском секторе Красного моря осадочных пород и содержания достаточного количества рассеянного ОВ, теоретически все встреченные в разрезе осадочного чехла формации могут рассматриваться как нефтематеринские. Однако, наибольшим нефтегазоносным потенциалом обладает миоценовый комплекс отложений.

2. Зональность катагенетических изменений разреза возможно нефтематеринских толщ показывает, что на большинстве площадей Суданского сектора, миоценовые отложения в соврекеНнуй эпоху почти полностью находятся в стадии г Зоу.атагенеза.

3. Основные региональные зоны нефтегазсна:.опления в дориф-товом и рифтовом комплексах, залегающих под соленосными толщами,

связаны с линеНиша горетообралнкми поднятиями и контролируются продольными разломами. В надсолевой толще зоны нефтегазонакопле-нил ногут быть связаны с районами развития солянокупольных струм-

4. формирование ловушек локального масштаба и связанных с

нефти и газа обусловлено развитием различиях стрг/к-туры-фгриа/уюшш комплексов, в связи с чей а пределах Судейского сектора могут быть встречены локальные скопления УВ рья-

jtci'niiu-.i. ТПП"3 = KJ'HOOOb

5. Показана эффективность аппроксиыации геофизических ¿.о лей методами сплайн-функций, а структурных поверхностей- методом крайгинга.

6. С помощьп кластер-анализа получена классификация осноа-гевс перспективных на нефть и газ пластов в миоценовых отложениях,

1'ст.'.-рь« ножет бить использована при геологический интерпретации !lt; не изучаешь шгозацял г> Судане ко« секторе Красного мзрл.

?, Ддангироран алгоритм метода Монте-Карло для ыоделиров«!-нм» коллекторских свойств пород и подсчета запасов углеводородов на площадях Су далекого сектора Красного моря. Дани рекомендации по анализу результатов моделирования.

S. Получены интервальные оценки значений пористости, проницаемости, коэффициента нефтаг&зонаыщенности по площадям Суа-кин и Бащаир.

Основные положения диссертации отражены в Следующих ра-

ßo'ittx:

I. /¡дафаров И.С. , Ахмед Эль MycTEufa йд, Адигезалова A.A. Классификация миоценовых пород Кравномсрсвого шельфа (Судан) по коиплексу ПС. - Изв. вузов. Нефть и гиз, ?? 12, 1988, с.15-1$.

2. Халилов Э.А., Алимурадов Ш.Е., Ахмед Эль Мустафа йд, Юсиф Ахмед. Некоторые аспекты нефтегазообразования и нефтегазо-накопления в красноморском рифтовом бассейне. - В кн.: Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр /Материалы I Всесоюзной конференции. - М.: МИНГ, 1988, с.393-394.

3. Ахмед Эль Мустафа Йд, йскендеров Э.Г., Мустафа ев К).Г. Аппроксимация гравитационных аномалий Суданского сектора Красного моря в классе сплайн-функций. - Изв.вузов. Нефть и газ, й II,

1989, с.15-16. •

4. Дкафаров И.С., Кузьмина-Герасимова В.Л., Ахмед Эль Мустафа йд, Юсиф Ахмед Амир. Интервально-вероятностные оценки запасов углеводородов в Суданском секторе Красного моря. - Изв. вузов. Нефть и газ, № 8, 1989, с.11-15.

5. Халилов Э.А., Алимурадов Ш.Е., Ахмед Эль Мустафа йд, Юсиф Ахмед Амир. Динамические факторы нефтегазообразования в Суданском секторе Красного моря. - В кн.: Проблемы освоения ресурсов углеводородов акваторий морей (Сборник.научных трудов). -Баку: АзИНЕФТЕХШ,' 1989, с.18-23.

6. Юсиф Ахмед Амир, Керимов В.Ю., Мамедова В.А., Ахмед Эль Мустафа ЙД. Перспективы нефтегазоносности суданского побережья Красного моря; - В кн.: Проблемы освоения ресурсов углеводородов акваторий морей. - Баку: АвИНЕМЕХИМ. 1989, с.24-29.

Зак. Тир. Г£>£> Печ. лист ¿О

Типография АзИНЕФТЕХИМа иы. М. Алибекои;). Влку—ГСП, проепы;г Лииша, 20.