|
УДК 553.98.041.003.12(574.14) |
Методика оценки нефтегазоносности локальных структур
На примере Южного Мангышлака.
А.И. ТИМУРЗИЕВ (Мангышлакнефть)
Результаты практической деятельности геологов-нефтяников в значительной мере зависят от достоверности критериев и совершенства методов, применяемых при оценке нефтегазоносности природных объектов.
Известно множество вариантов решений задач прогнозирования нефтегазоносности [1, 3-5, 7]. Оно должно базироваться на использовании комплекса показателей, отражающих совокупность процессов от генезиса УВ до разрушения залежей [7].
Предлагаемая нами методика прогнозирования нефтегазоносности локальных структур основана на определении факторов, обусловливающих миграцию и аккумуляцию УВ, а также их сохранность в промышленных количествах и предусматривает дифференцированную оценку перспектив нефтегазоносности объектов (независимо от их типа) по литолого-стратиграфическим комплексам.
Первоочередная операция при прогнозировании - установление показателя или группы показателей, наиболее существенно влияющих на прогнозируемую величину. Каждый параметр должен отвечать следующим требованиям: 1) обобщенно характеризовать какое-либо качество прогнозируемого объекта, 2) иметь количественное выражение, 3) содержать минимум информации для определения численной его величины, 4) образовывать в сумме с другими показателями, используемыми при прогнозировании, оптимальную совокупность, каждый член которой должен быть независим от другого [7].
При реализации этих принципов мы учитывали результаты анализа геологических критериев и эмпирически установленные закономерности нефтегазоносности для Южно-Мангышлакской НГО. Важно отметить, что предлагаемая методика базируется на минимально необходимом объеме исходных данных, характеризующих условия миграции, аккумуляции и сохранности (консервации) скоплений УВ. Известные методы прогнозирования, основанные на максимальном использовании геологической информации и сложном математическом аппарате исследования, теряют практическое значение в реальных условиях, когда объекты прогнозирования слабо изучены. Дефицит геологической информации на ранних этапах освоения территорий либо исключает возможность применения этих методов, либо делает прогноз маловероятным. Дополнительная геологическая информация, поступающая по мере изучения прогнозируемых объектов, используется в предлагаемой методике с помощью введения коэффициентов, уточняющих значения исходных показателей (факторов) миграции, аккумуляции и сохранности, определенных по наиболее коррелируемому с нефтегазоносностью (запасы) признаку.
Рекомендуемая методика рассматривается на примере юрской продуктивной толщи (ЮПТ) Южно-Мангышлакской НГО, имеющей высокую степень разведанности. Для количественной характеристики миграционных, аккумуляционных и консервационных возможностей прогнозируемых объектов введено понятие потенциалов.
Генерационный потенциал ЮПТ нами не оценивался. Анализ распределения и содержания РОВ и ХБ в Южно-Мангышлакской НГО показал отсутствие корреляции между их концентрацией и разведанными запасами по структурным элементам и НГ-комплексам и несопоставимость их объемов с запасами УВ, что не позволяет использовать имеющиеся геохимические данные для зонального, а тем более локального прогнозирования нефтегазоносности. Представляется целесообразным (из-за высокой миграционной способности УВ) рассматривать генерационный потенциал осадочного бассейна общим для всех осложняющих его структур, а неравномерность распределения УВ объяснять причинами другого характера.
Миграционный потенциал характеризует интенсивность вертикального перетока УВ из доюрского нефтегазоносного комплекса в ЮПТ и оценивается по активности неотектонических движений (градиенту амплитуд G). Активность новейших деформаций земной коры является комплексным показателем, объемлющим как тектонические, так и сопутствующие (и обусловленные) им факторы миграции УВ (формирование уклонов структурных поверхностей и комплексов, прирост амплитуд структур, общая трещиноватость и проницаемость осадочного чехла, прогретость недр, гидродинамический и гидрохимический режимы пластовых вод и др.). С учетом результатов анализа и оценки неотектонических условий нефтегазоносности Мангышлака вывод о новейшем времени проявления последней фазы миграции и перераспределения УВ был количественно обоснован нами ранее и рассматривается составным элементом модели формирования нефтегазовых скоплений и оценочным критерием нефтегазоносности. Анализируя неотектонический фактор в комплексе критериев нефтегазоносности, подчеркнем его преимущественное влияние на условия и масштабы вертикальной миграции УВ и сопутствующих флюидов в разрезе осадочных бассейнов. Новейшая активность структур (независимо от их типа и геологического развития) определяет гипсометрический уровень локализации залежей УВ и служит в сочетании с экранирующими свойствами региональных флюидоупоров фактором стратиграфической приуроченности залежей УВ в земной коре (табл. 1).
Аккумуляционный потенциал характеризует объем замкнутых ловушек и определяется как произведение площадей локальных поднятий на мощность потенциального резервуара ЮПТ.
По результатам статистического анализа связей между запасами УВ месторождений Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления и объемами ловушек установлен логарифмический закон распределения, позволяющий считать объем ловушек главным фактором (при прочих благоприятных условиях, обеспечивающих нефтегазоносность структур), контролирующим масштабы аккумуляции УВ. При наличии соответствующих данных можно вводить дополнительные коэффициенты, учитывающие изменение мощности потенциального резервуара, пористости, эффективной мощности и др.
Консервационный потенциал характеризует изолированность нефтегазовых скоплений от вышележащих комплексов и определяется экранирующими свойствами регионального флюидоупора (в данном случае мощностью верхнеюрской глинисто-карбонатной покрышки). Роль локальных прослоев, экранирующих отдельные залежи многопластовых месторождений, мы не учитывали. Наличие массивных залежей и близость отметок ВНК залежей соседних горизонтов свидетельствуют об их сообщаемости, т. е. их флюидоупорными свойствами при оценке консервационного потенциала ЮПТ можно пренебречь.
Анализ влияния мощности верхнеюрской покрышки на распределение запасов УВ по месторождениям Жетыбай-Узеньской ступени показал отсутствие корреляции суммарных запасов нефти и газа и экспоненциальную зависимость по газу. Сокращение мощности покрышек сказывается главным образом на дегазации залежей. Так, процент газа от суммарных запасов УВ уменьшается от Тенге-Тасбулатской линии к Узень-Карамандыбасской в 8,5 раз (соответственно 5,8 и 0,68 %). (С учетом аномального процента газа на месторождении Западный тенге (36,3 %) это значение увеличивается до 17,4.) Промежуточное положение занимает Жетыбайская линия (1,6 %). В соответствии с этим представляется, что первоначальные запасы газа месторождений Узень-Карамандыбасской линии превышали современные (остаточные) в 8,5 (17,4) раза, а Жетыбайской линии - в 2,35 (7,4) раза, если считать содержание газа месторождений Тенге-Тасбулатской линии неизменившимся после их формирования. Поскольку нефти недонасыщены газом во всех месторождениях Жетыбай-Узеньской ступени (дефицит давления насыщения к пластовому достигает по отдельным залежам ЮПТ 20-75%), эти величины следует считать заниженными. Сказанное позволяет ограничиться использованием мощности верхнеюрского флюидоупора при определении консервационного потенциала ЮПТ. При резкой изменчивости литологического состава покрышки необходимо вводить соответствующий коэффициент, учитывающий ослабление ее экранирующих свойств.
Для сравнительной оценки отдельных значений каждого показателя (фактора) абсолютные значения показателей миграции, аккумуляции и сохранности (консервации) переводились в безразмерные величины - коэффициенты Км, Ка, Кс:
где Км и Кс определяют по отношению значений показателя по структурам к их максимальным величинам в пределах региона, Ка- по отношению объемов структур по замкнутой изогипсе к объему структуры Узень, для которой Ка был принят за единицу. Принятый способ расчета коэффициентов позволяет дать относительную количественную оценку миграционных, аккумуляционных и консервационных возможностей объектов прогнозирования, что в результирующем коэффициенте отражает относительные перспективы нефтегазоносности ловушек анализируемой выборки.
Очевидно, что только в безразмерном выражении используемые показатели (факторы) получают сравнительную сопоставимость как между отдельно взятыми показателями, так и по их совокупности. Таким образом, нефтегазоносность (Кнг) рассматривается как функция Кпр=f(Км, Ка, Кс) с пределами изменения от нуля до 1. Минимальному значению Кнг (отсутствие нефтегазоносности) отвечают три условия: Кнг=f(Км= 0, Ка>0, Кс>0), Кнг=f(Км>0, Ка=0, Кс>0), Kнг=f(Kм>0, Ка>0, Кс=0). Каждое из них соответствует «слабому звену» [6] и исключает нефтегазоносность. Максимальному значению Кнг (1) отвечает условие Кнг=f(Км= 1, Ка= 1, Кс=1), т. е. совмещение в пределах одного района (структуры) максимальных значений миграционного, аккумуляционного и консервационного потенциалов.
Для определения аналитического выражения функции Кнг=f(Км, Ка, Кс) совместим Км, Ка, Кс с осями координат x, y, z (рис. 1). Центр пересечения осей соответствует нулевому значению аргументов (параметров) и функции. При этом Кнг (функция) изменяется от нуля до величины объема мнимого куба, образуемого осями Kм(x), Kа(y) и Кс(z) с предельными значениями соответствующих параметров (аргументов).
Таким образом, аналитическое выражение функции Кнг=f(Км, Ка, Кс) сводится к формуле объема прямоугольного параллелепипеда (V=abc), образуемого ребрами со значениями Км, Ка и Кс, т. е. Кнг=КмКаКс.
Для оценки корреляционной связи Кнг с нефтегазоносностью по месторождениям Жетыбай-Узеньской ступени построены графики зависимости его величины от запасов нефти и газа (в процентах от разведанных запасов УВ ЮПТ). Учитывая, что на долю ЮПТ Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления приходится 95 % запасов Южно-Мангышлакской НГО, полученную зависимость можно рассматривать как закономерность дискретно-масштабного распределения нефтегазоносности в недрах осадочного бассейна. Основные расчетные данные и коэффициенты приводятся в табл. 2 и на рис. 2. Установленная эмпирическая зависимость распределения запасов нефти и газа по месторождениям Жетыбай-Узеньской ступени от величины Кнг аппроксимируется степенной функцией вида lgQ= lga+b*lgKнг, где а и b - коэффициенты, оцениваемые по методу наименьших квадратов (а=4,685, b=l,57).
Логарифмы запасов lgQ образует прямую зависимость с lgKнг,
что подтверждает правильность выбранной аппроксимации. В свою очередь,
полученная зависимость позволяет прогнозировать нефтегазоносность в абсолютных
значениях запасов. Логнормальное распределение месторождений УВ по величине
запасов для большинства нефтегазоносных регионов как по СССР [2,5], так и по
Южному Мангышлаку (рис. 3) позволяют сделать вывод об
общности основных закономерностей распределения УВ в недрах осадочных бассейнов.
Логарифмический характер распределения дискретно-масштабного ряда скоплений УВ
подчеркивает генетический смысл функции 
и ее прогностическую силу. Таким образом, Кнг
непосредственно характеризует нефтегазоносность и, что самое главное, изменение
по площади масштабов нефтегазонакопления.
Анализ графиков (рис. 2, 3) распределения запасов УВ по месторождениям Же-тыбай-Узеньской зоны от величины Кнг показал следующее.
На долю интервала изменения Кнг= 0,001...0,01 приходится 6,2%, а Кнг= 0,01...0,07 - 93,8% суммарных запасов УВ Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления.
В старых
нефтегазодобывающих районах предлагаемая методика позволяет по корреляционной
зависимости 
судить
о продуктивности и оценивать запасы УВ подготавливаемых ловушек (независимо от
их типа). В новых районах, где нефтепоисковые работы только начинаются, она
позволяет по величине Кнг дифференцировать фонд подготовленных поднятий и
определить очередность ввода их в бурение. Месторождения нефти и газа следует прогнозировать
по максимальным значениям Кнг по структурам. Перспективы нефтегазоносности
ловушек данного комплекса или группы смежных комплексов тем выше, чем выше Кнг
(по площади и разрезу). Поскольку в новых регионах в первую очередь открываются
самые крупные месторождения, по графику 
можно прогнозировать масштабы последующих открытий.
Предлагаемая методика может быть использована и для целей зонального и регионального прогнозирования. При этом Км, Ка, Кс и Кнг определяют по усредненной площади методом скользящего окна.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Анализ схем формирования месторождений и прогноз нефтегазоносности структур (с применением математических методов и ЭВМ). Под ред. К.А. Черникова, Г.П. Сверчкова, Л., Недра, 1977.
2. Бакиров А.А. Статистическая модель распределения месторождений нефти и газа по величине запасов.- Геология нефти и газа, 1972, № 2, с. 63-68.
3. Бухарцев В.П. Вероятностный прогноз нефтегазоносности.- В. кн.: Математика, ЭВМ и АСУ в геологии нефти и газа. М., 1973, с. 7-41.
4. Геолого-математические методы прогноза нефтегазоносности локальных структур молодых платформ/Г.И. Амурский, М.Д. Белонин, Я.А. Берето и др. М., Недра, 1980.
5. Геологические основы ускоренной оценки перспектив нефтегазоносности девонских отложений в пределах Восточно-Украинской нефтегазоносной территории/А.Н. Истомин, Н.Ф. Брынза, А.В. Бобошко и др.- Газовая промышленность, сер. Геол. и разв. газов, и газоконд. м-ний, вып. 4. М., 1983, с. 1-40.
6. Критерии и методы количественной оценки нефтегазоносности слабоизученных крупных территорий/В.Д. Наливкин, М.Д. Белонин, В.С. Лазарев и др.- Сов. геология, 1976, № 1, с. 28-39.
7. Методы оценки перспектив нефтегазоносности/М.Д. Белонин, Н.И. Буялов, Е.В. Захаров и др. М., Недра, 1979.
|
Стратиграфическая приуроченность залежей УВ |
Амплитуда среднемиоцен-четвертичных движений, м |
Амплитуда среднеплиоцен –четвертичных движений, м |
Градиент амплитуд среднемиоцен-четвертичных движений, м/км |
Градиент скорости среднемиоцен-четвертичных движений, м/(км *млн. лет) |
Густота линеаментов, км/км2 (Rуср =5 км) |
|
PZ, Т |
(-50+) -0; |
50+-100 |
0,3+-0,5 |
0,012+-0,02 |
500+-1000 |
|
T+J |
0-50 |
100-150 |
0,5-0,6 |
0,02-0,024 |
750-1250 |
|
J |
50-150 |
150-200 |
0,6-0,7 |
0,024-0,028 |
1000-1250 |
|
J+K |
150-200 |
200-250 |
0,7-0,8 |
0,028-0,032 |
1250-1750 |
|
К |
200-250++ |
250-300+ + |
0,8-0,9+ + |
0,032-0,036+ + |
1500-2000++ |
Примечание. Граничные значения параметров нефтегазоносности: + - нижнее, ++ - верхнее.
|
Месторождение |
Площадь, км2 |
Мощность ЮПТ, км |
Мощность покрышки, км |
Активность неотектонических движений G, м/км |
Км |
Ка |
Кс |
Кнг |
|
|
|
Узень |
250 |
1,0 |
0,10 |
0,90 |
0,46 |
1,0 |
0,15 |
0,07 |
- 1,155 |
2,943 |
|
Карамандыбас |
46 |
1,0 |
0,20 |
0,70 |
0,35 |
0,167 |
0,31 |
0,018 |
- 1,745 |
1,682 |
|
Туркменой |
7 |
0,98 |
0,30 |
0,60 |
0,30 |
0,021 |
0,46 |
0,003 |
-2,538 |
0,770 |
|
Асар |
21 |
0,97 |
0,35 |
0,60 |
0,30 |
0,060 |
0,54 |
0,01 |
-2,000 |
1,461 |
|
Бурмаша |
5 |
1,0 |
0,25 |
0,80 |
0,40 |
0,015 |
0,38 |
0,002 |
-2,638 |
0,508 |
|
Восточный Жетыбай |
14,5 |
0,99 |
0,30 |
0,50 |
0,25 |
0,045 |
0,16 |
0,005 |
-2,301 |
1,133 |
|
Шинжир |
4 |
0,99 |
0,30 |
0,45 |
0,22 |
0,012 |
0,46 |
0,001 |
-2,921 |
0,072 |
|
Жетыбай |
92 |
1,0 |
0,33 |
0,46 |
0,23 |
0,310 |
0,51 |
0,037 |
- 1,432 |
2,520 |
|
Бактурлы |
5 |
1,05 |
0,33 |
0,46 |
0,23 |
0,017 |
0,51 |
0,002 |
-2,699 |
0,504 |
|
Западный Тенге |
4 |
1,05 |
0,30 |
0,60 |
0,30 |
0,012 |
0,46 |
0,002 |
-2,770 |
0,223 |
|
Тенге |
41 |
0,99 |
0,27 |
0,75 |
0,36 |
0,125 |
0,42 |
0,019 |
- 1,721 |
1,699 |
|
Тасбулат |
15 |
1,08 |
0,35 |
0,50 |
0,25 |
0,049 |
0,54 |
0,007 |
-2,181 |
1,137 |
|
Южный Жетыбай |
12 |
1,1 |
0,36 |
0,50 |
0,25 |
0,038 |
0,55 |
0,005 |
-2,284 |
0,970 |
|
Актас |
7 |
1,07 |
0,35 |
0,35 |
0,18 |
0,023 |
0,54 |
0,002 |
-2,602 |
0,667 |
Рис. 1. Модель обоснования расчета кнг
Рис. 2. Графики зависимости суммарных запасов УВ (%) от Кнг в линейном (а), логарифмическом (б) и билогарифмическом (в) масштабах
Рис
3. Графики зависимости: а - 
, б -
, в -
1 - диапазон изменения 