К оглавлению журнала

  

УДК 550.83:553.98

© П.А. Петренко, С.А. Варягов, А.А. Ярошенко, 1997

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

П.А. Петренко (ИГиРГИ), С.А. Варягов, А.А. Ярошенко (СтГТУ)

Прямое прогнозирование залежей УВ и их фазового состояния по совокупности геологических и геофизических показателей - важнейшая проблема всего поискового процесса. Значение этого прогнозирования непрерывно возрастает в связи с все более усложняющимися геолого-техническими и геофизическими условиями выявления новых месторождений (залежей) УВ. В последние годы разработаны многочисленные методы раздельного прогнозирования залежей нефти и газа по различным геофизическим параметрам, однако для глубокопогруженных и сложнопостроенных горизонтов наиболее информативен комплекс сейсмической разведки и высокоточной гравиметрической съемки с привлечением различных геологических данных.

В настоящее время не существует метода прогнозирования, позволяющего одновременно определять и местоположение скоплений УВ, и их фазовое состояние. В данной статье описывается метод прогнозирования залежей УВ и их фазового состояния, который основывается на термобарическом моделировании с учетом реального гравитационного поля и является более совершенным методом выделения гидродинамических ловушек.

Местоположение прогнозной гравитационно-флюидодинамической ловушки УВ устанавливается методом схождения, при котором отметки следов (V) "пересечения" трансформированной структурной поверхности горизонта с его пьезометрической поверхностью находят из выражения

V=Hн - Hа(gв- gув)/gвп, (1)

где

На - абсолютная отметка кровли перспективного горизонта, м;

gвп, gв, gув - плотность в пластовых условиях соответственно пресной воды, пластовой воды и УВ (значение плотности выбирают по аналогии с соседними площадями), кг/м3;

Нн - напор пластовых вод, определяемый как Hн=Pпл106/ggв, (2)

где

Рпл - прогнозное пластовое давление; g - ускорение свободного падения (УСП) в недрах, м/с2.

Структурная поверхность трансформируется в относительную избыточную энергию, создаваемую разностью плотностей флюидов в гравитационном поле и приведенную к уровню моря, на что впервые обратил внимание И.М. Михайлов [1]. Существенное отличие выражения (1) от предлагаемого в [1,2] состоит в том, что при расчете следов не используются приведенные напоры. Следы "пересечения" трансформированной структурной поверхности горизонта с его пьезометрической поверхностью образуют семейство замкнутых кривых, последняя из которых оконтуривает гравитационно-флюидодинамическую ловушку ({Vi} ѕ> min или max). Положительные аномалии семейств замкнутых кривых {Vi} необходимо так же, как и отрицательные аномалии, рассматривать в качестве ловушек, но приуроченных к участкам энергетического максимума инжекционных геофлюидодинамических систем.

О характере насыщения (нефть, газ, конденсат, вода и т.д.) прогнозной ловушки судят по относительной амплитуде аномалии УСП на структурной поверхности перспективного горизонта (dg) и барометрическому коэффициенту (Кpm). Относительная амплитуда УСП определяется по формуле

dg = 1 - gmin/gmax, (3)

где gmax, gmin - соответственно максимальное и минимальное значение УСП на структурной поверхности в пределах контура прогнозной ловушки, м/с2.

Величина баротермического коэффициента представляет собой отношение среднего начального пластового давления (НПД) к средней температуре в пределах ловушки. Прогнозные НПД определяют из выражения, рассматриваемого в работе П.А. Петренко, С.А. Варягова, А.А. Ярошенко (1997). Прогнозирование температур проводят на основе замеренного теплового потока, теплопроводности горных пород, определенной по данным лабораторных теплофизических исследований, и мощности горизонтов по уравнению

где q - плотность теплового потока на глубине Н1 с температурой Тн, Вт/м2 lj - теплопроводность в пластовых условиях, определяемая по вещественному составу аналогичных отложений, находящихся на глубине

Hj - мощность j-го слоя горных пород, лежащих ниже глубины H1, м;

dТ - поправка, значение которой равно

Формула (4) отличается от известных только наличием поправки dТ, введение которой необходимо в связи с уменьшением накапливания ошибок, обусловленных тем, что значения lj снимаются с графика l =f(ТПЛ,РПЛ) (рис. 1) при температуре, равной предшествующей (Тj-1).

Сопоставляя установленное для прогнозной ловушки dg в зависимости от Крm с граничными условиями, ниже которых промышленные притоки УВ отсутствуют, определяют характер насыщения. На рис. 2 изображена диаграмма характера насыщения в зависимости от Крm и относительной амплитуды аномалии УСП в интервалах испытания продуктивных горизонтов. Данная диаграмма характерна для территории Предкавказья и Прикаспийской впадины. При ее построении были использованы данные по 1800 замерам НПД, температуры, УСП более 400 площадей. Горизонты возраста от миоцена (караганский ярус) до девона залегают на глубине от 400 до 5400 м.

Ловушка насыщена: газом, если

0 <dg< (0,19·10-5)-(0,085·10-5)Kpm при 0 < Kpm< 0,07,

dg >(0,19·10-5) - (0,085·10-5)Кpm при 0,07 <Kpm<0,13;

газоконденсатонефтью, если

dg >(0,34·10-5) - (0,15·10-5)Кpm при 0,13 <Kpm<0,19;

dg >(0,56·10-5) - (0,15·10-5)Кpm при 0,19 <Kpm<0,29;

нефтью, если

dg >(0,30·10-5) - (0,15·10-5)Кpm при Kpm>0,29;

(0,30·10-5) - (0,15·10-5)Кpm<dg <(0,56·10-5) - (0,15·10-5)Кpm при 0,19 <Kpm<0,29;

Схему прогнозирования залежей и фазового состояния УВ можно представить следующим образом:

1. На площади проводят высокоточную гравиметрическую съемку и сейсморазведку.

2. По результатам этих исследований определяется УСП на структурной поверхности перспективного горизонта, по значениям которых находят прогнозные НПД.

3. Методом схождения трансформированной структурной поверхности и пьезометрической поверхности устанавливают местоположение прогнозной гравитационно-флюидодинамической ловушки.

4. В пределах прогнозной ловушки определяют относительную амплитуду аномалии УСП на структурной поверхности горизонта и баротермический коэффициент, по величине которых, сравниваемых с граничными значениями, де лают заключение о характере насыщения прогнозной ловушки.

На рис. 3 показана структурная карта по кровле верхнемелового комплекса на площадях Лесная, Ямангойская, Южно-Ачикулакская, Махач-Аульская, Кунайская с наложением карты (dgгн + dgp + dgn + dgsp), где dgгн - наблюденная аномалия УСП на поверхности Земли, м/с2; dgn - редукция Прея; dgp, dgsp- поправка соответственно за поверхностный и глубинный рельеф. Данные площади расположены в районе пересечения Иргаклинской разломной зоны с Нефтекумским разломом и развития сложнопостроенного верхнемелового комплекса.

Ловушка 1 заполнена по прогнозу пластовой водой, насыщенной растворенным газом, что подтверждается результатами испытания скв. 21 Лесная, в которой при опробовании верхнемеловых отложений испытателем пластов в открытом стволе интервалов 2653-2689, 2689-2703, 2707-2720, 2723-2743 м получена вода с растворенным газом.

Ловушка 2 характеризуется насыщением, аналогичным насыщению ловушки 1. Скважинами не вскрыта.

Ловушка 3 описывается параметрами, попадающими в зону насыщения водой и нефтью с преобладанием первой. В результате испытания скв. 16 Лесная, в которой опробовались интервалы 2711-2714, 2697-2700 м (верхний мел), в колонне получен приток флюида с 4 % нефти дебитом 88 м3/сут при 5-мм штуцере.

Ловушка 4 по прогнозу насыщена пластовой водой (преобладание) и нефтью, что подтверждается испытанием скв. 9 и 11 Южно-Ачикулакские, в которых при опробовании верхнемелового комплекса получена пластовая вода с 0,5 % нефти; дебит составил 37 м3/сут при 6-мм штуцере, газонасыщенность пластовой воды 1900 см3/л (скв. 9).

Ловушка 5 по прогнозу насыщена пластовой водой и нефтью при незначительном преобладании последней. Это подтверждается испытанием скв. 34 и 46 Ачикулакские, в которых получен приток воды и нефти. Дебит флюида с 51 % нефти составил 72 м3/сут при 5-мм штуцере и был получен при опробовании трещиноватых известняков верхнего мела.

Ловушка 6 характеризуется параметрами, аналогичными параметрам ловушки 4. При испытании скв. 8 Южно-Ачикулакская в интервале 2670 - 2675 м из верхнемеловых отложений получен приток воды дебитом 14 м3/сут при свободном переливе с 1,5 % нефти, газонасыщенность пластовой воды 1645см3/дм3.

Ловушка 7 согласно прогнозу должна быть насыщена преимущественно водой с незначительным количеством нефти, что подтверждается опробованием скв. 1 и 2 Махач-Аульские, находящихся вблизи контура прогнозной залежи, в которых была получена пластовая вода с пленками нефти.

Ловушка 8 насыщена аналогично ловушке 7. Скважинами не вскрыта.

Ловушка 9 по прогнозу насыщена аналогично ловушкам 7 и 8, что нашло подтверждение в испытании скв. 1 Ямангойская, в которой из интервалов 2801-2803, 2811-2815 м получен приток воды с 1 % нефти; дебит жидкости 60 м3/сут при 6-мм штуцере.

Ловушка 10 насыщена водой и нефтью при незначительном преобладании последней. Скважинами не вскрыта.

Ловушка 11 по прогнозу насыщена нефтью с водой при значительном преобладании первой. Данная ловушка охватывает верхнемеловую залежь Лесного месторождения, по которому в 1982 г. был произведен подсчет запасов с утверждением в ГКЗ СССР. Так, в скв. 12 Лесная из верхнемелового комплекса (интервал 2719-2765 м) получена нефть с водой. Дебит флюида составил 126 м3/сут при 6-мм штуцере, воды 25-37 м3/сут. В скв. 13 и 17, расположенных около контура гравитационно-флюидодинамической ловушки, получена вода с незначительным количеством нефти (до 5 %). Площадь прогнозной залежи превышает площадь, принятую при подсчете запасов. В частности, прогнозируется расширение контура залежи к северо-востоку от скв. 72 и к востоку от скв. 41 Лесная (см. рис. 3).

Подводя итог приведенному примеру, можно заключить следующее. Практический интерес в настоящее время для освоения представляют ловушки 5, 10, 11. Спорный интерес могут представлять прогнозные ловушки 4, 6-9, в которых промышленные притоки нефти могут быть получены при хороших коллекторских свойствах верхнемеловых известняков и при применении современных технологий по отделению нефти от воды. Ловушки 1 и 2 для нефтегазовой отрасли значения не имеют, но могут быть использованы при поиске и разведке термальных, минеральных и промышленных (по содержанию I, Br, В и т.д.) вод. Ловушка 3 практического интереса не представляет ввиду незначительного своего размера.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Михайлов И.М. Потенциальная энергия пластовых флюидов. - М.: Наука, 1987.
  2. Плотников А.А. Формирование, поиски и разведка гидродинамически экранированных залежей газа /Автореф. дис. д-ра геол.-минер, наук.-М., 1989.

ABSTRACT

Direct forecasting of hydrocarbon pools by a set of geological, geophysical parameters is now the most important problem of exploration process.

The present article deals with the method of hydrocarbon pools forecasting based on the thermobaric modelling taking into consideration a real non-stationary gravity field in the subsurface and presenting a further improvement of hydrodynamic traps recognition.A character of the forecasted trap saturation is determined by correlation between the relative amplitude of gravity acceleration anomaly on structural surface of potential horizon with barothermic factor. Implementation of the above procedure is shown with reference to the Upper Cretaceous complex of some areas of Eastern Pre-

 

Рис. 1. ЗАВИСИМОСТЬ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ, ДАВЛЕНИЯ, ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ

А - алевролиты; Б - карбонаты (мергель); В - сульфаты (ангидрит); характер насыщения пород: 1 - сухие, 2 - водонасыщенные, 3 - нефтенасыщенные; 4-давление, МПа: а-0,1, б-10, в- 100

Рис. 2. ДИАГРАММА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ БАРОТЕРМИЧЕСКОГО КОЭФФИЦИЕНТА И ОТНОСИТЕЛЬНОЙ АМПЛИТУДЫ АНОМАЛИИ УСП.

1 - гравитационно-флюидодинамическая ловушка и ее номер; зона: I - газовая, II - газоконденсатно-нефтяная, III - нефтяная, IV - вода, IVA - вода, насыщенная газом; индекс: 1 - чисто углеводородная, 2 - преобладание УВ над водой, 3 - преобладание воды над УВ

Рис. 3. СТРУКТУРНАЯ КАРТА И КАРТА g ЛЕСНОЙ, МАХАЧ-АУЛЬСКОЙ, ЯМАНГОЙСКОЙ, КУНАЙСКОЙ, ЮЖНО-АЧИКУЛАКСКОЙ ПЛОЩАДЕЙ

1 - изогипсы кровли верхнемелового комплекса, м; 2 - изолинии g; 3 - дизъюнктивные нарушения; 4 - гравитационно-флюидодинамическая ловушка и ее номер; 5 - скважина и ее номер