Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методики прогнозирования величины вторичной пористости в карбонатных породах с учетом морфологических особенностей структур

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики прогнозирования величины вторичной пористости в карбонатных породах с учетом морфологических особенностей структур"

005010397

На правах рукописи

ЭЛЬЖАЕВ АСЛАМБЕК СИПАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ВТОРИЧНОЙ ПОРИСТОСТИ В КАРБОНАТНЫХ ПОРОДАХ С УЧЕТОМ МОРФОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ СТРУКТУР (НА ПРИМЕРЕ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ СТРУКТУР ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ)

/

Специальность 25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Грозный-2012

005010397

Работа выполнена на кафедре «Прикладная геофизика и геоинформатика» Грозненского государственного нефтяного технического университета имени академика М.Д. Миллионщикова

Научный

руководитель

доктор геолого-минералогических наук, профессор по кафедре «Прикладная геофизика и геоинформатика» Александров Борис Леонтьевич

Официальные

оппоненты

доктор геолого-минералогических наук Вобликов Борис Георгиевич

Северо-Кавказский государственный технический университет

кандидат геолого-минералогических наук Моллаев Зелимхан Хусейнович

ООО «PH - Краснодарнефтегаз»

Ведущая

организация

Комплексный научно-исследовательский институт РАН (г. Грозный)

Защита состоится 2 марта 2012 года в 12.00 часов на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.245.02 при СевероКавказском государственном техническом университете по адресу: 355028, г. Ставрополь, пр-т Кулакова, д. 2, ауд. 804Н.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского государственного технического университета.

Автореферат разослан «______» января 2012 г.

Объявление о защите диссертации и автореферат размещены на официальном сайте СевКавГТУ http://www.ncstu.ru и в «Электронной базе диссертаций и авторефератов» на официальном сайте Высшей аттестационной комиссии при Министерстве образования и науки РФ http://vak.ed.gov.ru.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять ученому секретарю диссертационного Совета по указанному адресу.

Факс: 8(8652)94-60-12; E-mail: tagirovstv@ncstu.ru

Ученый секретарь ✓

доктор геолого-минералогических наук, доцент _ J В. А. Гридин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Значимым событием для нефтегазовой отрасли страны стало открытие в конце 50-х годов прошлого столетия высокопродуктивных месторождений и залежей нефти и газа в карбонатных отложениях верхнего мела Терско-Сунженской области. Верхнемеловые отложения Терско-Сунженской нефтегазоносной области разрабатываются более 50 лет. За этот период были выявлены и разбурены основные структуры, однако верхнемеловые отложения остаются одним из наиболее перспективных объектов для поисков новых месторождений нефти и газа в пределах сопутствующих структур на больших глубинах. За последние 20 лет в регионе не проводилось бурение разведочных скважин на новых глубокопогруженных структурах. Это сказалось на снижении объема добываемой нефти. Практика многолетнего изучения верхнемеловых залежей показывает, что практически все верхнемеловые структуры, в которых были развиты коллектора с вторичной пористостью, оказывались нефтегазонасыщенными. В связи с этим организация поисковоразведочных работ на нефть и газ на основе всестороннего изучения карбонатных коллекторов и прогнозирования величины вторичной пористости для обоснования целесообразности постановки бурения в пределах новых глубокопогруженных структур является на сегодняшний день актуальной задачей.

Цель работы

Разработка методики прогнозирования величины вторичной пористости в верхнемеловых карбонатных толщах Терско-Сунженской нефтегазоносной области на основе морфологических особенностей структур для обоснования целесообразности постановки поисково-разведочного бурения в пределах новых глубокопогруженных структур.

Основные задачи исследования

1. Теоретическое и экспериментальное обоснование механизма образования трещинной пористости в карбонатных породах.

2. Сравнительный анализ емкостно-фильтрационных свойств верхнемеловых карбонатных пород по комплексу геологических, геофизических и гидродинамических методов.

3. Изучение и анализ влияния морфологических и геологических особенностей структур на величину вторичной пористости пород верхнего мела Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

4. Разработка количественных критериев прогнозирования перспективности структур по морфологическим и геологическим параметрам для обоснования целесообразности постановки бурения на вновь выявленных сейсморазведкой структурах.

Научная новизна

1. Теоретически и экспериментально обоснован механизм образования трещиноватости в карбонатных породах на примере верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

2. На основе многофакторного анализа выявлены основные математические зависимости вторичной пористости от морфологических и геологических параметров верхнемеловых структур.

3. Обоснован нижний предел вторичной пористости для границы «коллектор-неколлектор» и разработаны количественные критерии прогнозирования в процессе поисково-разведочных работ структур с вероятным скоплением углеводородов.

Основные защищаемые положения

1. Закономерности изменения общей и вторичной пористости верхнемеловых карбонатных пород Терско-Сунженской нефтегазоносной области от глубины залегания и пластового давления.

2. Методика прогнозирования величины вторичной пористости на основе многомерных математических зависимостей ее от морфологических и геологических параметров структур верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

3. Количественные критерии прогнозирования перспективности структур по морфологическим и геологическим параметрам для обоснования целесообразности постановки бурения на вновь выявленных сейсморазведкой структурах.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа выполнена в рамках Паспорта специальности 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений».

Задачи исследования соответствуют пунктам, указанным в формуле специальности:

- разработка и совершенствование теоретических основ формирования различных типов месторождений нефти и газа, изучение особенностей их геологического строения и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических областях земной коры;

- определение геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков;

- совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа.

Рассмотренные в диссертационной работе проблемы соответствуют следующим пунктам, составляющим область исследований указанной специальности:

- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре;

- методология прогнозирования;

- современные методы поисков и разведки месторождений.

Практическая значимость работы

1. На основании разработанной методики прогнозирования величины вторичной пористости в верхнемеловых карбонатных породах Терско-

Сунженской нефтегазоносной области можно судить о степени перспективности верхнемеловых структур для дальнейшей постановки поисково-разведочного бурения.

2. Разработанная методика может быть использована для карбонатных отложений верхнеюрских структур Терско-Сунженской нефтегазоносной области и в подобных геологических условиях в других регионах.

Реализация результатов работы

Результаты проведенных исследований в виде «Рекомендаций по прогнозированию перспективности вновь выявленных сейсморазведкой структур на основе прогнозной величины вторичной пористости по их морфологическим и геологическим параметрам» приняты ОАО «Грознефтегаз» для опробования и внедрения при планировании поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах новых верхнемеловых структур на территории Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

Фактический материал

В основу диссертационной работы положены: результаты изучения образцов в шлифах размера выше стандартного, полученные во ВНИГРИ; результаты определений пористости по керну, полученные в лаборатории физики пласта СевКавНИГШнефти; результаты обработки данных ГИС с оценкой вторичной и трещинной пористости, использованные при подсчете запасов нефти и газа по 15 месторождениям; морфологические и геологические параметры по месторождениям Терско-Сунженской области; расчетные величины пористости по гидродинамическим исследованиям; результаты анализов керна и обработки материалов ГИС по ряду скважин, полученные лично автором.

Апробация и публикации

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Межрегиональном Пагуошском симпозиуме «Наука и высшая школа Чеченской Республики: перспективы развития межрегионального и

международного научно-технического сотрудничества» (г. Грозный, 2010 г.); Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в производстве, науке и образовании» (г. Грозный, 2010 г); IX Международной конференции «Ресурсовоспроизводящие малоотходные и природоохранные технологии освоения недр» (г. Котону (Бенин), 2010 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Наука и образование в Чеченской Республике: состояние и перспективы развития» (Грозный, 2011г.); Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире» (Пермь, 2011г.); Всероссийской научнотехнической конференции «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа» (Грозный, 2011 г.).

По теме диссертации опубликовано 16 научных работ, 3 из них в журналах, входящих в список изданий ВАК РФ.

Объем работы

Диссертационная работа выполнена в период с 2007 по 2011 годы и состоит из введения, пяти глав, заключения. Работа содержит 131 страницу текста, 16 таблиц, 23 рисунка и библиографический список, состоящий из 144 наименований.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Александрову Борису Леонтьевичу за ценные советы и всестороннюю помощь на всех этапах работы над диссертацией.

За поддержку и внимание автор благодарен руководству ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова в лице ректора, профессора Х.Э. Таймасханова и первого проректора, профессора Ш.Ш. Заурбекова, коллективу кафедры «Прикладная геофизика и геоинформатика» ГТНТУ.

За помощь в проведении экспериментальных исследований автор выражает благодарность заведующему лабораторией «Литологостратиграфических исследований» СевКавНИПИгаза П.В. Бигуну.

За консультации и предоставление необходимой литературы автор благодарен начальнику отдела «Геофизика, геология и геоэкология» Комплексного НИИ РАН, д.ф-м.н. И.А. Керимову, заведующему лабораторией геофизики, к.г-м.н. А.А. Даукаеву, декану геолого-промыслового факультета ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова, к.г-м.н. Л.И. Оздоевой, а также коллективу кафедры «Геология нефти и газа» СевКавГТУ.

Автор искренне признателен бывшему заведующему кафедрой «Прикладная геофизика и геоинформатика» Грозненского государственного нефтяного технического университета, безвременно ушедшему из жизни, профессору Дахкильгову Тугану Даутхановичу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Первая глава содержит сведения о состоянии изученности верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области, её тектоническом строении и нефтегазоносности. Кратко освещены вопросы литолого-стратиграфии и гидрогеологии.

Впервые промышленный приток нефти из верхнемеловых карбонатных отложений на территории Терско-Сунженской нефтегазоносной области был получен в 1956 году на Карабулак-Ачалукской площади. С этого момента проблема карбонатных трещинных коллекторов стала одной из актуальных задач нефтяной и газовой промышленности на Северном Кавказе. Решением этого вопроса на территории Терско-Сунженской нефтегазоносной области одновременно начали заниматься ГрозНИИ, ВНИГРИ, Грозненская лаборатория ВНИИгеофизики, Грозненский нефтяной институт (ГНИ) и производственные подразделения треста «Грознефтегеофизика». С 1959 года начали проводиться полевые наблюдения по рекам и в полосе выходов верхнемеловых отложений на поверхность. Широко стали применяться исследования верхнемеловых пород под микроскопом. Емкость и строение карбонатного коллектора изучались прямыми и косвенными способами П.П.

Лысенковым, А.В, Меркуловым, М.Х. Булач, И.М, Крисюк, Е.М. Смеховым, А.М. Нечаем, И.И. Горюновым, Г.А. Шнурманом, Б.Л. Александровым и другими исследователями. Характерной чертой 60-х годов прошлого столетия является признание исследователями приоритетной роли вторичной пористости в образовании эффективной ёмкости верхнемелового карбонатного коллектора.

Основные черты тектонического строения меловых отложений в пределах Терско-Сунженской нефтегазоносной области, как показали данные бурения, в целом повторяют структурный план кайнозойских отложений. В меловом структурно-формационном этаже выделяется ряд крупных надразломных структурно-тектонических зон: Черногорская моноклиналь, Терская,

Сунженская, Притеречная и Моздокская антиклинальные зоны, разделенные Сунженской, Алханчуртской, Притеречной синклинальными зонами. В пределах Терской и Сунженской антиклинальных зон выделяется ряд локальных поднятий, представленных резко выраженными асимметричными складками часто коробчатого типа с крутыми крыльями и пологим сводом, в значительной степени осложненными разрывными нарушениями, секущими складки в поперечном и диагональном направлениях. В формировании верхнемеловых структур участвовали тектонические движения кавказской и антикавказской ориентировок. Под влиянием тектонических движений происходило формирование трещин, обусловливающих коллекторские свойства пород верхнего мела.

Промышленная нефтеносность верхнемелового комплекса Терско-Сунженской области установлена на Карабулак-Ачалукском, Малгобек-Вознесеновском, Северо-Малгобекском, Заманкульском, Хаян-Кортовском, Серноводском, Эльдаровском, Старогрозненском, Брагунском, Октябрьском, Ястребином, Минеральном, Северо-Минеральном, Гудермесском, Правобережном, Червленном и других месторождениях. Все залежи перечисленных месторождений приурочены к мощной толще (250-600 м) трещиноватых известняков с редкими прослоями мергелей и глин.

Несмотря на то, что месторождения разрабатываются более 50 лет, верхнемеловые отложения остаются одним из наиболее перспективных объектов для поисков новых месторождений в пределах сопутствующих структур на больших глубинах.

Во второй главе дан обзор основных методов оценки общей, блоковой, вторичной и трещинной пористостей верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

При количественной оценке эффективной пористости важным является обоснование метода, позволяющего получить наиболее достоверную информацию о коллекторе. Пористость известняков верхнего мела Терско-Сунженской области, как упоминалось выше, изучалась прямыми (в нестандартных шлифах, по керну) и косвенными (геофизические, гидродинамические) методами.

В нестандартных шлифах оценивались величины вторичной пористости (К„втш,) и проницаемости (К„рш), а также объемная плотность трещин (Т) разных генераций (Тст , Тмии , Тэф). По керну изучалась трещинная пористость путем насыщения керна керосином под вакуумом. Геофизическими методами определялись вторичная (методика БКЗ-ГК-НГК, методика БКЗ-НГК-ПС, способ совместной интерпретации материалов НТК и керна) и трещинная (метод двух растворов, способ средних значений сопротивлений по БК и МБК, экстремальный способ, способ итераций) пористости.

Одним из возможных способов оценки эффективности того или иного метода является сравнение результатов количественного определения вторичной и трещинной пористости, рассчитанных по разным методикам в идентичных условиях. Для проведения сравнительного анализа использованы данные изучения 300 образцов в шлифах размера выше стандартного, полученные во ВНИГРИ М. X. Булач, результаты определений пористости по керну, полученные в лаборатории физики пласта СевКавНИПИнефти,

результаты обработки данных ГИС в 126 скважинах 15 месторождений, а также расчетные величины пористости по гидродинамическим исследованиям.

Анализ результатов подсчета запасов и фактически добытой нефти по ряду месторождений свидетельствует, что принятые при подсчете запасов величины вторичной пористости, рассчитанные по материалам ГИС, являются достоверными и поэтому в данной работе взяты нами за основу.

В третьей главе дано теоретическое обоснование механизма образования трещинной пористости, приведены результаты экспериментальных работ.

Напряженное состояние, которое испытывают горные породы в земной коре, является результатом действия внутренних сил, возникающих в породе при воздействии на нее внешних сил. Под действием внешних сил в породе происходит деформация (е). Осадочные породы обладают дифференциальноупругими свойствами. Им присущи упругие, упруго-пластические и пластические деформации. Наиболее близки к упругим телам плотные породы с низким коэффициентом первичной пористости (известняки, доломиты). Приведенная на рисунке 1 характеристика отражает деформационные и прочностные особенности пород.

Рис. 1. График зависимости е=/(а) для доломита из интервала 5897-5902 скважины № 2 пл. Бурунная

При напряжении <т; начинается пластическая деформация, которая достигает своего предела в точке 1. Максимальное напряжение а г, которое порода может выдержать не разрушаясь, действует в точке 2, обозначающей предел прочности. Процесс деформации заканчивается разрушением породы, которое происходит после превышения предела прочности на конкретный вид нагрузок (сжатие, растяжение, изгиб и т.д.). Точка 3 соответствует пределу разрушения. В природе разрушение проявляется в виде образования трещин и разрывов.

Для подтверждения теоретических положений механизма образования трещин и выяснения причин и условий разрушения пород верхнемеловых отложений выполнены экспериментальные работы по изучению деформационных и прочностных свойств этих пород.

Исследования пород на сжатие показали, что их деформационнопрочностные свойства определяются литологией (рис. 2).

Рис. 2. Деформационно-прочностная характеристика горных пород

верхнего мела.

Скважина №130 площади Правобережная.

I - глина; 2 - мергель; 3 - известняк.

Из рисунка 2 видно, что наибольшими прочностными характеристиками

обладают известняки.

Наблюдается изменение величины предела прочности и от карбонатности пород (рис. 3).

Рис. 3. Изменение предела прочности с,с горных пород верхнего мела от карбонатности С

При изучении характера изменения пористости от эффективного давления установлено, что пористость пород верхнего мела с увеличением эффективного давления уменьшается (рис.4).

Рис. 4. Изменение предела прочности на растяжение (арас1) от пористости пород (Кп)

Экспериментальные исследования подтвердили теоретические положения механизма образования трещин и позволили установить, что деформационные и прочностные свойства карбонатных пород верхнего мела определяются их минеральным составом, пористостью и напряженным состоянием, в котором они находятся.

В четвертой главе приводится методика прогнозирования величины вторичной пористости по геолого-морфологическим параметрам структур.

Тектонические движения, вызывая перераспределение полей напряжений, приводят к интенсивному образованию систем трещин. Рост большинства структур Терско-Сунженской нефтегазоносной области проходил в палеогеновое, неогеновое и антропогеновое время. Полностью структуры сформировались в плиоцен-антропогеновое время.

В работе показано, что образование трещин различной генерации (стилолиты, минеральные и эффективные) увязывается с процессами формирования локальных поднятий во времени.

Сопоставление процентного содержания трещин разных генераций с изменением палеовысоты складок в геологические отрезки времени показало, что количество стилолитов мало зависит от палеовысоты. Это связано с тем, что стилолиты образовались в начале стадии диагенеза, когда верхнемеловые структуры были малоамплитудными.

Зависимости между средневзвешенными для структуры значениями объемной плотности минеральных и эффективных трещин от высоты складки (рис. 5) показывают, что при возрастании палеовысоты увеличивается общая плотность эффективных трещин и уменьшается доля минеральных трещин.

Экстраполируя связь между плотностью эффективных трещин с общей палеовысотой можно отметить, что если палеовысота при формировании поднятий не превышает 300 м, вероятность наличия эффективных трещин близка к нулю.

Вышесказанное подтверждает положение о том, что образование трещин обусловлено процессами складкообразования, а также носит цикличный характер и связано с историей геологического развития района. Путями фильтрации при формировании верхнемеловых залежей явились трещины, образовавшиеся в процессе неотектогенеза, и верхнемеловой коллектор окончательно сформировался в плиоцен-антропогеновое время.

Используя данные бурения, геофизических исследований и результатов оценки вторичной пористости методами промысловой геофизики по разбуренным структурам, выявлен характер изменения морфологических параметров структур и вторичной пористости в зависимости от глубины,

і, м

Рис. 5. Сопоставление процентного содержания минеральных Тмин и эффективных Т,ф трещин с палеовысотой локального поднятия /

Установлена тенденция уменьшения вторичной пористости с глубиной (рис. 6). Выявлено, что на степень уплотнения пород влияет также и градиент пластового давления.

1600

2000 -

2500 -

3000 -

3500 -

4000 -

4500 -

5000 -

5500 -

Н, м

I

влияю

К„„%

Рис. 6. Изменение вторичной пористости КПЕТ пород верхнего мела с глубиной залегания пластов Н.

Площади:

1 - Карабулак-Ачалукская;

2 - Заманкулъская;

3 - Бенойская;

4 - Малгобек-Горская;

5 - Хаян-Кортовская;

6 - Эльдаровская;

7 - Старогрозненская;

8 - Горячеисточненская;

9 - Северо-Малгобекская;

10- Брагунская;

11 - Правобережная;

12 - Минеральная;

13 - Северо-Минеральная.

рироде на величину вторичной пористости одновременно оказывают различные факторы, такие как глубина залегания пород, т.е. горное

давление, степень изгиба пластов, прочностные свойства пород, связанные с блоковой пористостью и градиент пластового давления.

Для оценки вторичной пористости методом множественной корреляции выведены статистические уравнения, связывающие величину вторичной пористости с одним, двумя и более параметрами:

гг __ СО _*0,508Н /1\

'mi вт 5,2-е (1)

(теснота связи данной парной регрессии составляет 0,725),

^„«т = 0,46-i'1'5 (2)

(коэффициент корреляции 0,6),

К„ вт = 0,047897- 0,21792Я+ 0,88930 (3)

(коэффициент множественной корреляции 0,79),

Кпт = 0,047367- 0,20801#+ 0,10406 grad Р + 0,70626 (4)

(коэффициент множественной корреляции 0,796),

Кл вт = 0,04779J-0,1881//+ 0,02487tf6 + 0,03450 grad Р + 0, 66496 (5) (коэффициент множественной корреляции 0,797),

Кп вт= 0,00023/ + 0,89506grad Р + 0,02495J- 0,02577/^ -0,06675#-0,94440 (6) (коэффициент множественной корреляции 0,86), где J - интенсивность поднятия (i/L-M, км/км2); i - максимальный изгиб складки, м; L и М - соответственно длина и ширина складки; Н - глубина залегания замка складки, км; gradP - градиент пластового давления, 10‘2Па/м;

С усложнением связи возрастает достоверность определения К„ ат. Уравнения регрессии (3-6) предлагается использовать для прогнозирования величины вторичной пористости на разведочных площадях.

По результатам комплексного изучения данных бурения, материалов ГИС и результатов испытаний скважин с использованием методов математической статистики проведена оценка критического значения вторичной пористости для границы «коллектор-неколлектор».

Для этого нами рассмотрены результаты испытаний 138 объектов, вскрывших отложения верхнего мела на изучаемой территории. К

неколлекторам отнесены пласты, из которых не были получены притоки флюидов даже после создания максимально допустимых депрессий на них и проведения необходимой их обработки.

На построенных интегральных кривых (рис. 7) распределения значений вторичной пористости пластов коллекторов (кривая 1) и неколлекторов (кривая 2) (Б, %) и кривой достоверности выделения неколлекторов (Ф, %) (кривая 3) видно, что критическое значение вторичной пористости (Ф=50%) равно 0,35%, а достоверность выделения неколлекторов при К„ вт<0,2% составляет > 85%.

1 - кривая распределения значений вторичной пористости пластов-коллекторов;

2 - кривая распределения значений вторичной пористости пластов-неколлекторов;

3 - кривая достоверности выделения неколлекторов.

Рис. 7. Вероятность выявления пластов «коллектор-неколлектор»

Таким образом, за нижний предел вторичной пористости для границы «коллектор-неколлектор» для Терско-Сунженской нефтегазоносной области с вероятностью > 85% принято значение 0,2%.

Выполненные исследования позволили предложить методику прогнозирования вероятного значения вторичной пористости для вновь выявленных методами сейсморазведки структур, которая сводится к следующим операциям:

1. Выделение по результатам сейсмических исследований антиклинальной структуры по верхнемеловым отложениям;

2. Построение геолого-сейсмического профиля;

3. Определение основных геолого-морфологических параметров структуры: глубины залегания кровли верхнего мела, длины и ширины структуры, радиуса изгиба пластов, палеовысоты;

4. Определение величины блоковой пористости по глубине залегания кровли;

5. Оценка величины градиента пластового давления по аналогии с соседними структурами;

6. Расчет вторичной пористости по формулам (3-6) многомерных связей вторичной пористости с геолого-морфологическими параметрами структуры;

7. Сопоставление средней величины рассчитанной пористости с предельным значением К'рп вт=0,2%;

8. Выдача рекомендации на бурение скважины в зависимости от соотношения К„ вп/КПРп ет-

—> 1,2 - бурение трех зависимых скважин вдоль длинной оси структуры;

^ пит

К

= 0,7-Н,2 - бурение одной разведочной скважины в своде структуры;

^ тт

К

< 0,7 - нецелесообразность бурения в связи с отсутствием коллекторов

и условий формирования залежей.

В пятой главе дается оценка эффективности использования разработанной методики прогнозирования величины вторичной пористости для ряда структур, в которых выполнено бурение единичных скважин. Кроме того, даны рекомендации в отношении целесообразности бурения скважин на новых еще не разбуренных структурах.

Детальный анализ данных по площадям, находящимся в начальной стадии разведки, показал следующее.

Для площади Северо-Старогрозненская прогнозное значение вторичной пористости верхнемеловых отложений, рассчитанное по формулам (3-6), равно

0,05%. Средневзвешенная по всей вскрытой мощности верхнего мела вторичная пористость, рассчитанная по материалам промыслово-геофизических исследований, проведенных в скважинах №№ 1, 2, составляет 0,11 %. Оба значения близки и не превышают нижнего предела 0,2 %. При испытании этих скважин получен приток пластовой воды с затухающим дебитом 1,5 м3/сут, что свидетельствует об отсутствии коллектора.

В верхнемеловых отложениях площади Андреевская прогнозное значение вторичной пористости и значение вторичной пористости, рассчитанное по материалам ГИС одинаковы (0,22%). При испытании получен приток нефти с дебитом 84 т/сут.

На Алханчуртской площади при испытании в процессе бурения методом ИПТ из верхнемеловых отложений притока не получено. По материалам промыслово-геофизических исследований разрез характеризуется как плотный. Прогнозное значение вторичной пористости с учетом глубины вскрытия верхнемеловых отложений в скважине № 1 равно 0,02%, что много меньше 0,2 и подтверждает бесперспективность разреза.

Средневзвешенное значение вторичной пористости по материалам ГИС на Ахловской площади равно 0,51%, прогнозная величина составляет 0,64%. При испытании получены притоки нефти с дебитом до 120 т/сут. через 4 мм штуцер. Таким образом, величины вторичной пористости, рассчитанные по формулам (3-6), подтверждаются данными промыслово-геофизических исследований и испытаний.

Анализ прогнозных величин вторичной пористости по слабо изученным бурением структурам показывает, что перспективными с точки зрения наличия коллекторов являются верхнемеловые отложения площадей Саясановская,

Мескетинская, Северо-Бенойская, где прогнозное значение вторичной пористости равно 0,65 % и более.

В сводовых частях структур Белореченская, Новолакская, Граничная, Петропавловская, Южно-Правобережная предполагается наличие коллекторов с вторичной пористостью (прогнозное значение) от 0,43 до 0,51%. Структуры Южно-Петропавловская, Ножай-Юртовская, Северо-Ханкальская,

Джалкинская, Северо-Джалкинская, Чапаевская, Андреевская, Арак-Далатарекская, Северо-Заманкульская также являются перспективными с точки зрения наличия коллекторов. Прогнозные значения Кпвг на них превышают 0,25 %. Согласно выполненных расчетов вторичная пористость на площадях Восточно-Ханкальская, Южно-Ханкальская, Зандакская, Алханчуртская, Межхребтовая, Лесная, Виноградная, Придорожная, Грозненская, Северо-Эльдаровская ниже границы 0,2 %, т.е. эти площади не являются перспективными для постановки глубокого разведочного бурения.

Для структур, где вторичная пористость = 0,25% необходимо заложить одну скважину и после вскрытия кровли верхнего мела определить глубину вскрытия. По уточненной глубине необходимо пересчитать параметры структуры и провести испытания в этой скважине. По формулам (3-6) пересчитать прогнозное значение вторичной пористости и уточнить перспективность структуры. Последующий этап разведки, т.е. постановку 2-й скважины решать с учетом результатов испытания первой и прогнозов вторичной пористости по уточненным данным.

Использование методики показало:

1. Максимальной вторичной пористостью и лучшими перспективами с точки зрения наличие залежей углеводородов характеризуются площади западной части Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

2. Максимальные значения вторичной пористости отмечаются в сводовых частях структур и зонах разрывных нарушений.

3. Отмечается снижение вторичной пористости на крыльях структур и с погружением пород в восточном направлении.

4. Выделен ряд площадей, для которых прогнозные значения вторичной пористости в верхнемеловой толще ниже предельного значения, что свидетельствует о неперспективности поисков залежей нефти и газа в верхнемеловых отложениях этих структур.

В заключении даются основные научные и практические выводы диссертационной работы, которые сводятся к следующему:

1. Экспериментальными работами установлено, что верхнемеловые породы Терско-Сунженской нефтегазоносной области подчиняются основным положениям теории разрушения горных пород.

2. Доказано, что процесс образования трещин карбонатных пород верхнего мела зависит от горного и пластового давления, прочностных свойств пород, форм и размеров складок, геологической истории развития района.

3. Выявлен характер изменения вторичной пористости верхнемеловых отложений от этих факторов, рассчитаны уравнения регрессий и коэффициенты корреляции.

4. Предлагается методика определения прогнозных значений вторичной пористости верхнемеловых отложений по уравнениям многомерных связей с целью определения перспективности выявленных структур.

5. Проведена оценка перспектив поисков и разведки залежей в верхнемеловых отложениях вновь выявленных структур Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

6. По результатам проведенных работ подготовлены «Рекомендации по Прогнозированию перспективности вновь выявленных сейсморазведкой структур на основе прогнозной величины вторичной пористости по их морфологическим и геологическим параметрам», которые приняты для опробования и внедрения ОАО «Грознефтегаз».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Александров Б.Л, Дахкильгов Т.Д., Хасанов М. А., Эльжаев А.С. Теоретическое обоснование механизма образования трещинной пористости // Научно-технический вестник «Каротажник», 2009, № 5(182). - С. 140 - 151 (перечень ВАК), автора - 0,45 у.п.л.

2. Эльжаев А.С., Хасанов М.А., Шаипов А.А. Сравнительный анализ методов оценки вторичной пористости карбонатных пород верхнего мела Восточного Предкавказья // Научно-технический вестник «Каротажник», 2010, № 6(195). -С. 14-24 (перечень ВАК), автора - 0,60 у.п.л.

3. Александров Б.Л., Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Определение коэффициента пластической деформации пород как фактора времени // Научно-технический вестник «Каротажник», 2011, № 12(210). - С. 39 - 45 (перечень ВАК), автора -0,30 у.п.л.

4. Дахкильгов Т.Д., Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Методика обоснования петрофизических зависимостей для карбонатных пород нефтекумской свиты с использованием методов математической статистики // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Наука, образование и производство». - Грозный, 2008. С. 238 - 242, автора - 0,06 у.п.л.

5. Александров Б.Л., Керимов И.А., Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Прогнозирование эффективной ловушки с трещинным карбонатным коллектором на структурах антиклинального типа // Материалы IX Международной конференции «Ресурсовоспроизводящие малоотходные и природоохранные технологии освоения недр». - Москва (Россия)-Котону (Бенин), 2010. С. 128-131, автора-0,28 у.п.л.

6. Александров Б.Л., Хасанов М.А., Эльжаев А.С., Оздарбиев Р.Г. Эффективность применения больших зондов электрометрии при исследовании карбонатных трещинных разрезов (на примере передовых хребтов Восточного Предкавказья) // Сборник научных трудов КНИИ РАН. - № 3. - Грозный, 2010. С. 198-201, автора-0,18 у.п.л.

7. Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Петрофизическая характеристика нижнетриасового природного резервуара Восточного Предкавказья // Материалы международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в производстве, науке и образовании», том I. -Грозный, 2010. С. 195 -200, автора - 0,06 у.п.л.

8. Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Особенности емкостно-фильтрационной характеристики нижнетриасового природного резервуара Восточного Предкавказья // Вестник Академии наук Чеченской Республики. - Грозный, 2010. С. 84 - 86, автора - 0,06 у.п.л.

9. Александров Б.Л., Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Эффективность применения больших зондов электрометрии при исследовании карбонатных разрезов Восточного Предкавказья // Тезисы докладов Межрегионального Пагуошского симпозиума. - Грозный, 2010. С. 259 - 261, автора - 0,18 у.п.л.

10. Эльжаев А.С., Александров Б.Л., Гермаханова Д.У. Анализ вторичной пористости верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Наука и образование в Чеченской Республике: состояние и перспективы развития», том I. - Грозный, 2011 С. 381 - 383, автора - 0,82 у.п.л.

11. Эльжаев А.С. Зависимость объемной плотности трещин различной генерации от палеовысоты верхнемеловых складок Терско-Сунженской нефтегазоносной области // Сборник научных трудов по материалам Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире». - Пермь, 2011. С. 137 - 139, автора - 100 у.п.л.

12. Александров Б.Л., Хасанов М.А., Эльжаев А.С., Алексеев А.А. Этапы изучения карбонатных коллекторов сложного порового строения верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья // Тезисы докладов Межрегионального Пагуошского симпозиума. - Грозный, 2010. С. 261 - 263, автора - 0,60 у.п.л.

13. Хасанов М.А., Эльжаев А.С. К вопросу об изученности карбонатных коллекторов сложного порового строения Терско-Сунженской нефтегазоносной области методами промысловой геофизики // «История наук о Земле». Сборник статей. - № 4. - Москва, ИИЕТ РАН, 2011. С. 306 - 312, автора - 0,50 у.п.л.

14. Способ оценки коэффициента пластической деформации пород. Положительное решение о выдаче патента на изобретение от 6 июля 2011 г. по заявке № 2010126691/28(037988) с приоритетом от 29.06.2010 г. Авторы Б.Л. Александров, Т.Д. Дахкильгов, М.А. Хасанов, А.С. Эльжаев.

15. Александров Б.Л., Хасанов М.А., Эльжаев А.С. Влияние пластового давления на пористость пород // Материалы Всероссийской научнотехнической конференции «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа» Грозный, 2011. С. 214 - 217, автора - 0,30 у.пл.

16. Александров Б.Л., Хасанов М.А., Эльжаев А.С., Гермаханова Д.У. Закономерности изменения морфологических особенностей признаков структур Терско-Сунженской нефтегазоносной области // Сборник научных трудов Комплексного НИИ РАН (г. Грозный). - № 2. - Москва, 2009. С. 202 -211, автора-0,35 у.п.л.

Издано 25.02.2012 г. Подписано в печать 24.01.2012г. Формат 60/84 1/16. Бум. офсетная №1. Печ. л. 1,5 Отпечатано на ЯІБО М2 770Е Тираж 100 экз.

Издательско-полиграфический центр ГГНТУ «ЛБА №> Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Грозненский государственный нефтяной технический университет им.акад. М.Д.Миллиошцикова» 2011 г.

364902, г.Грозный, ул. А.Авторханова, 14/53

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Эльжаев, Асламбек Сипаевич, Грозный

61 12-4/74

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

грозненский государственный нефтяной технический университет ' имени академика м.д. миллионщикова

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ВТОРИЧНОЙ ПОРИСТОСТИ В КАРБОНАТНЫХ ПОРОДАХ С УЧЕТОМ МОРФОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ СТРУКТУР (НА ПРИМЕРЕ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ СТРУКТУР ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ)

Специальность 25.00.12. Геология, поиски и разведка нефтяных и

газовых месторождений

На правах рукописи

ЭЛБЖАЕВ АСЛАМБЕК СИПАЕВИЧ

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Александров Б.Л.

Грозный-2012

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...................................................................................3

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ....................................................................................9

1.1. Состояние изученности верхнемелового коллектора........................9

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.....................14

1.3. Тектоника............................................................................17

1.4. Нефтегазоносность Терско-Сунженской области...........................28

1.5. Гидрогеологическая характеристика верхнемелового разреза............32

2. ОБОСНОВАНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ОЦЕНКИ ПОРИСТОСТИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД ВЕРХНЕГО МЕЛА ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ....................................................3 5

2.1. Обзор основных геофизических методов оценки пористости............35

2.1.1. Методы оценки вторичной пористости....................................35

2.1.2. Методы оценки трещинной пористости....................................41

2.2. Сравнительный анализ методов оценки пористости карбонатных пород верхнего мела.................................................................. • 46

3. МЕХАНИЗМ ОБРАЗОВАНИЯ ТРЕЩИННОЙ ПОРИСТОСТИ.............51

3.1. Теоретическое обоснование......................................................51

3.2. Экспериментальные исследования.............................................62

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ВТОРИЧНОЙ ПОРИСТОСТИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД С УЧЕТОМ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ СТРУКТУР............79

4.1. Экспериментально-теоретическое обоснование методики прогнозирования величины вторичной пористости.................................79

4.2. Обоснование нижнего предела вторичной пористости для границы «коллектор-неколлектор»................................................................95

4.3. Методика прогнозирования величины вторичной пористости..........107

5. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ В ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ...................................................108

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...............................................................................-115

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ..................................116

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Значимым событием для нефтегазовой отрасли страны стало открытие в конце 50-х годов прошлого столетия высокопродуктивных месторождений и залежей нефти и газа в карбонатных отложениях верхнего мела Терско-Сунженской области. Верхнемеловые отложения Терско-Сунженской нефтегазоносной области разрабатываются более 50 лет. За этот период были выявлены и разбурены основные структуры, однако верхнемеловые отложения остаются одним из наиболее перспективных объектов для поисков новых месторождений нефти и газа в пределах сопутствующих структур на больших глубинах. За последние 20 лет в регионе не проводилось бурение разведочных скважин на новых глубокопогруженных структурах. Это сказалось на снижении объема добываемой нефти. Практика многолетнего изучения верхнемеловых залежей показывает, что практически все верхнемеловые структуры, в которых были развиты коллектора с вторичной пористостью, оказывались нефтегазонасыщенными. В связи с этим организация поисково-разведочных работ на нефть и газ на основе всестороннего изучения карбонатных коллекторов и прогнозирования величины вторичной пористости для обоснования целесообразности постановки бурения в пределах новых глубокопогруженных структур является на сегодняшний день актуальной задачей.

Цель работы

Разработка методики прогнозирования величины вторичной пористости в верхнемеловых карбонатных толщах Терско-Сунженской нефтегазоносной области на основе морфологических особенностей структур для обоснования целесообразности постановки поисково-разведочного бурения в пределах новых глубокопогруженных структур.

Основные задачи исследования

1. Теоретическое и экспериментальное обоснование механизма образования трещинной пористости в карбонатных породах.

2. Сравнительный анализ емкостно-фильтрационных свойств верхнемеловых карбонатных пород по комплексу геологических, геофизических и гидродинамических методов.

3. Изучение и анализ влияния морфологических и геологических особенностей структур на величину вторичной пористости пород верхнего мела Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

4. Разработка количественных критериев прогнозирования перспективности структур по морфологическим и геологическим параметрам для обоснования целесообразности постановки бурения на вновь выявленных сейсморазведкой структурах.

Научная новизна

1. Теоретически и экспериментально обоснован механизм образования трещиноватости в карбонатных породах на примере верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

2. На основе многофакторного анализа выявлены основные математические зависимости вторичной пористости от морфологических и геологических параметров верхнемеловых структур.

3. Обоснован нижний предел вторичной пористости для границы «коллектор-неколлектор» и разработаны количественные критерии прогнозирования в процессе поисково-разведочных работ структур с вероятным скоплением углеводородов.

Основные защищаемые положения

1. Закономерности изменения общей и вторичной пористости верхнемеловых карбонатных пород Терско-Сунженской нефтегазоносной области от глубины залегания и пластового давления.

2. Методика прогнозирования величины вторичной пористости на основе многомерных математических зависимостей ее от морфологических и

геологических параметров структур верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

3. Количественные критерии прогнозирования перспективности структур по морфологическим и геологическим параметрам для обоснования целесообразности постановки бурения на вновь выявленных сейсморазведкой структурах.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Диссертационная работа выполнена в рамках Паспорта специальности 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений».

Задачи исследования соответствуют пунктам, указанным в формуле специальности:

- разработка и совершенствование теоретических основ формирования различных типов месторождений нефти и газа, изучение особенностей их геологического строения и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических областях земной коры;

- определение геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков;

- совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа.

Рассмотренные в диссертационной работе проблемы соответствуют следующим пунктам, составляющим область исследований указанной специальности:

- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре;

- методология прогнозирования;

- современные методы поисков и разведки месторождений.

Практическая значимость работы

1. На основании разработанной методики прогнозирования величины вторичной пористости в верхнемеловых карбонатных породах Терско-Сунженской нефтегазоносной области можно судить о степени

перспективности верхнемеловых структур для дальнейшей постановки поисково-разведочного бурения.

2. Разработанная методика может быть использована для карбонатных отложений верхнеюрских структур Терско-Сунженской нефтегазоносной области и в подобных геологических условиях в других регионах.

Реализация результатов работы

Результаты проведенных исследований в виде «Рекомендаций по прогнозированию перспективности вновь выявленных сейсморазведкой структур на основе прогнозной величины вторичной пористости по их морфологическим и геологическим параметрам» приняты ОАО «Грознефтегаз» для опробования и внедрения при планировании поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах новых верхнемеловых структур на территории Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

Фактический материал

В основу диссертационной работы положены: результаты изучения образцов в шлифах размера выше стандартного, полученные во ВНИГРИ; результаты определений пористости по керну, полученные в лаборатории физики пласта СевКавНИПИнефти; результаты обработки данных ГИС с оценкой вторичной и трещинной пористости, использованные при подсчете запасов нефти и газа по 15 месторождениям; морфологические и геологические параметры по месторождениям Терско-Сунженской области; расчетные величины пористости по гидродинамическим исследованиям; результаты анализов керна и обработки материалов ГИС по ряду скважин, полученные лично автором.

Апробация и публикации

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Межрегиональном Пагуошском симпозиуме «Наука и высшая школа Чеченской Республики: перспективы развития межрегионального и международного научно-технического сотрудничества» (г. Грозный, 2010 г.); Международной научно-практической конференции

«Инновационные технологии в производстве, науке и образовании» (г. Грозный, 2010 г); IX Международной конференции «Ресурсовоспроизводящие малоотходные и природоохранные технологии освоения недр» (г. Котону (Бенин), 2010 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Наука и образование в Чеченской Республике: состояние и перспективы развития» (Грозный, 2011г.); Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире» (Пермь, 2011г.); Всероссийской научно-технической конференции «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа» (Грозный, 2011 г.).

По теме диссертации опубликовано 16 научных работ, 3 из них в журналах, входящих в список изданий ВАК РФ.

Объем работы

Диссертационная работа выполнена в период с 2007 по 2011 годы и состоит из введения, пяти глав, заключения. Работа содержит 131 страницу текста, 16 таблиц, 23 рисунка и библиографический список, состоящий из 145 наименований.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Александрову Борису Леонтьевичу за всестороннюю помощь на всех этапах работы над диссертацией и ценные советы.

За поддержку и внимание автор благодарен руководству ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова в лице ректора, профессора Х.Э. Таймасханова и первого проректора, профессора Ш.Ш. Заурбекова, коллективу кафедры «Прикладная геофизика и геоинформатика» ГГНТУ.

За помощь в проведении экспериментальных исследований автор выражает благодарность заведующему лабораторией «Литолого-стратиграфических исследований» СевКавНИПИгаза П.В. Бигуну.

За консультации и предоставление необходимой литературы автор благодарен начальнику отдела «Геофизика, геология и геоэкология» Комплексного НИИ РАН, д.ф-м.н. И.А. Керимову, заведующему лабораторией геофизики, к.г-м.н. А.А. Даукаеву, декану геолого-промыслового факультета ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова, к.г-м.н. Л.И. Оздоевой, а также коллективу кафедры «Геология нефти и газа» СевКавГТУ.

Автор искренне признателен бывшему заведующему кафедрой «Прикладная геофизика и геоинформатика» Грозненского государственного нефтяного технического университета, безвременно ушедшему из жизни, профессору Дахкильгову Тугану Даутхановичу.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ

ОБЛАСТИ

1.1. Состояние изученности верхнемелового коллектора

При поисках залежей в верхнемеловых отложениях на начальном этапе геологической службой ПО «Грознефть» разведочные скважины закладывались, главным образом, исходя из того, что верхнемеловые отложения повторяют структурный план третичных отложений. Причиной этому служило то обстоятельство, что подготовка структур геофизическими методами под поисковое бурение отставала от нужд поисково-разведочного бурения.

Сложное геологическое строение (наличие дисгармонии складчатости неогеновых, палеогеновых и мезозойских пород, широкое развитие разрывных нарушений), неблагоприятные поверхностные геологические условия (мощная меняющаяся по своим характеристикам зона малых скоростей) и сложный рельеф местности осложняли проведение исследований методом отраженных волн в рассматриваемом регионе. Это зачастую затрудняло непрерывную корреляцию волн, что приводило к наличию зон отсутствия отражений, которые в основном приурочены к сводовым частям складок и к разрывным нарушениям. Структурные построения, как правило, выполнялись по опорным отражающим горизонтам Р1+2-К2 и КгI и из-за редкой сети профилей носили схематический характер.

Кроме сейсморазведки в пределах рассматриваемой территории применялась высокочастотная гравиразведка, тогда как другие геофизические методы с течением времени были отбракованы. При этом следует отметить, что сейсморазведкой, в основном, охватывались Терская и Сунженская антиклинальные зоны, а гравиразведкой - площади, расположенные в пределах Черногорской моноклинали, изучение которых сейсморазведкой затруднено.

Тем не менее, методика заложения поисковых скважин на верхнемеловые отложения, исходя из структурного плана вышезалегающих третичных пород, вполне себя оправдала и привела к открытию крупных залежей нефти.

Наибольший опыт изучения карбонатных разрезов накоплен при разведке и разработке нефтяных месторождений в верхнемеловой толще Восточного Предкавказья. Этапы изучения верхнемеловых карбонатных коллекторов сложного порового строения Восточного Предкавказья рассмотрены нами в работе [7].

Впервые нефть из верхнемеловых отложений на изучаемой территории была получена в 1956 году в скважине № 16 на Карабулакской площади в пределах Сунженской антиклинальной зоны. Это послужило толчком к всестороннему изучению карбонатных коллекторов, выявлению литологических и структурных закономерностей изменения вторичной пористости и расширению поисково-разведочных работ в Терско-Сунженской области.

Фактические данные петрофизических исследований кернов, факты получения нефтяных фонтанов при незначительных выносах керна говорили о наличии трещин в верхнемеловых известняках. Ещё в 1959 году В.М. Николаев [105] писал: «Данные исследования плотных известняков без учета их трещиноватости не могут быть использованы для оценки эффективной пористости». «Знание параметров трещиноватости совершенно необходимо при оценке перспектив нефтеносности пород» - утверждал Е.М. Смехов [113]. Уже тогда пришли к выводу [105], что трещиноватость известняков Карабулак-Ачалукского месторождения обусловлена тектоническим фактором, хотя тектоническая трещиноватость без постседиментационной не могла бы обеспечить условий формирования залежи. Кроме того, делалось предположение, что тектоническая трещиноватость имеет закономерный характер.

Для изучения характера трещиноватости и общих её закономерностей с 1959 года начали проводиться полевые наблюдения по рекам и в полосе выходов [31, 58, 76, 85] верхнемеловых пород на поверхность. Во ВНИГРИ были разработаны определения проницаемости трещиноватых пород [100]. В результате полевых исследований трещиноватости верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области было установлено [29,30,31,69, 84, 86], что:

1. Трещиноватость пород верхнемеловых отложений имеет тектоническое происхождение.

2. Тектонические трещины, которые обусловливают коллекторские свойства верхнемеловых отложений, делятся на два класса: трещины первого и второго порядков. Тектонические трещины первого порядка пересекают всю толщу пород и поэтому еще называются многопластовыми. Трещины второго порядка также тектонического происхождения, но захватывают один-два пласта и образуют две взаимно перпендикулярные системы. Одна направлена по падению, другая - по простиранию. Количество трещин второго порядка обусловлено литологией пород и толщиной слоя. С уменьшением мощности слоя увеличивается количество однопластовых трещин.

3. Максимальная трещиноватость наблюдается в своде структуры, на переклинальных окончаниях складок и участках, осложненных разрывными нарушениями.

4. Фильтрация жидкости в пласте по горизонтали происходит по однопластовым трещинам, а вертикальную миграцию обес�