Геодинамический подход к изучению осадочных бассейнов на протяжении последней четверти XX в. существенно изменил представления о их строении, эволюции и нефтегазоносности. Палеогеодинамическая обстановка осадконакопления обусловливает вещественный состав пород, тип, количество и условия захоронения ОВ, а последующие бассейновые автономные и отраженные геодинамические режимы влияют на генерацию (динамокатагенез), миграцию, аккумуляцию (сохранность) УВ, тип ловушек, эволюцию пород коллекторов и покрышек природных резервуаров, что в конечном итоге определяет начальные геологические ресурсы УВ-сырья.

Следует особо подчеркнуть значение геодинамики в реализации УВ-потенциала осадочных бассейнов. С одной стороны, геодинамический режим формирует в пределах бассейнов неоднородное геотемпературное поле, главными составляющими которого являются кондуктивный и конвективный тепломассоперенос и диссипация механической энергии при различных (упругой, пластической, предельной) деформациях пород. С другой стороны, в процессе деформаций пород понижается температурный барьер преобразования ОВ и генерации УВ, особенно за счет сейсмогенной составляющей (волн напряжений), возникающей при нарушении упругой сплошности пород и воздействующей по типу механизма фильтра-прессинга (Петров А.И., 1988; Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C., 1995; Петров А.И., Шеин B.C., 1999).

Ведущая роль динамокатагенеза в нефтегазообразовании и накоплении УВ и его зависимость от геодинамической эволюции подтверждаются для различных типов осадочных бассейнов, что послужило основанием, например, для разработки хронобаротермического варианта объемно-генетического метода оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти и газа [2]. В результате учет геодинамической эволюции осадочных бассейнов и их составных частей позволяет уточнить перспективы нефтегазоносности и повысить эффективность прогноза и поисков скоплений УВ.

В настоящей статье обсуждается наиболее актуальная сторона проблемы оценки ресурсов УВ-сырья - необходимость учета современной геодинамики при оценке и пересчете промышленных запасов нефти и газа. Известно систематическое изменение (уменьшение в целом на 18 %) балансовых и особенно извлекаемых запасов при их повторном пересчете в процессе доразведки и разработки, что принято объяснять более сложным строением залежей по сравнению с первоначальными подсчетными моделями [1]. Еще сложнее обстоит дело с оценкой запасов УВ-объектов с нетрадиционными плотными породами-коллекторами, представленными трещинным и сложным типами. При этом чаще всего используется статистический метод подсчета извлекаемых запасов по данным опытной эксплуатации. Однако экспериментальные и практические материалы показывают, что в связи с изменчивостью строения, продуктивности, гидродинамики и других параметров природных резервуаров этого типа полученные результаты нельзя переносить на обособленные залежи даже в пределах одного месторождения.

Для повышения надежности оценки промышленных запасов УВ и прогнозируемых коэффициентов извлечения, причем уже на ранних стадиях изучения объектов, необходимо получение более полной и достоверной информации, на которой основывается подсчет запасов. В этом аспекте использование современной геодинамики позволяет решать две основные задачи: разрабатывать более совершенные геодинамические модели, приближающиеся к строению реальных объектов, и получать уточненные характеристики фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), приемистости и отдачи флюидов и других параметров коллекторов и покрышек.

Методологически решение указанных задач и создание тем самым более объективной основы подсчета запасов реализуются следующим образом комплексной интерпретацией данных различных методов исследования и повышением их информативности за счет учета современной геодинамики (Клещев К.А., Петров А.И., Шеин В.С., 1995, Петров А.И., Шеин В.С. , 1998), системным анализом взаимосвязи строения, продуктивности, гидродинамики и других факторов с учетом современного напряженно деформационного состояния пород неоднородных объектов (Петров А.И., Шеин В.С. , 1998), экспериментальным определением на установках нового поколения (в условиях, адекватных залеганию) физико-механических и петрофизических параметров пород, их зависимостей от напряженно-деформационного состояния, что в конечном итоге позволяет получить близкие к реальным характеристики ФЕС, приемистости и отдачи флюидов в неоднородном объекте (Клещев К.А. , Петров А.И. , Шеин В.С. , 1995, Петров А.И. , Шеин В.С., 1998).

Геодинамические модели нефтегазоносных объектов, построенные по методике ВНИГНИ, по сравнению с традиционными моделями содержат не только седиментационные характеристики и структурные планы в (страто)изогипсах по поверхности продуктивных тел и реперов, но и амплитудные разломы, зоны аномальной трещиноватости линейного и очагового типов, приразломные складки различного генезиса и флексуры, данные о современном поле напряжений, уплотнении-разуплотнении пород. Геодинамический подход позволяет классифицировать на генетической основе выделенные элементы по различным признакам пространственной ориентировке, возрасту и последовательности активизации, морфологии и размерности, кинематике, современной активности и напряженно-деформационному состоянию пород, коллекторским и изолирующим свойствам и т.д. Наложенные неоднородности наряду с седиментационными оказывают различное влияние на величину и распределение запасов УВ (особенно извлекаемых) и поэтому должны быть включены в обязательную характеристику полной изученности месторождений (залежей) нефти и газа. Таким образом, геодинамические модели нефтегазоносных объектов представляют собой наиболее информативную основу подсчетных планов на ранних стадиях исследований.

Геодинамические модели также позволяют прогнозировать современное напряженно деформационное состояние пород в пластовых условиях для получения уточненных характеристик коллекторов и покрышек при экспериментальных исследованиях. При этом учитываются особенности термобарической и флюидодинамической зональностей которые зависят от геодинамических типов НГБ (Шеин В.С. , Астафьев Д.А. , Петров А.И. , 2000). В их пределах выделяются зона гидростатического давления с флюидодинамической системой, соответствующей артезианской гидродинамической модели бассейна, зона геостатического давления с аномальной флюидодинамической системой и температурами превышающими 100 °С, зона, переходная от нормальной к аномальной флюидодинамической системе с квазиэлизионной обстановкой и локальным проявлением аномального пластового давления (АПД). Напряженно-деформационное состояние пород определяется эффективным и дополнительным давлением (главными нормальными напряжениями и пластовым давлением) и упруго-прочностными (деформационными) свойствами пород. В связи с внешним неоднородным полем напряжений, локальным перераспределением напряжений седиментационными и наложенными неоднородностями с различными упругопрочностными параметрами в пределах природного резервуара формируется неоднородное напряженно-деформационное состояние пород.

Различные типы коллекторов (поровый, трещинный, сложный) по-разному реагируют на напряженно-деформационное состояние, так как в осадочных породах коэффициент сжимаемости пор (n 10^-4 МПа) примерно на два порядка меньше коэффициента сжимаемости трещин (n 10 ^-2 МПа).

В природных резервуарах с поровым типом коллекторов в зоне гидростатического давления (свободной латеральной миграции флюидов) влияние изменения напряженно-деформационного состояния на промышленные запасы и коэффициент извлечения УВ не всегда однозначно. Наблюдаемые изменения продуктивности скважин в пределах месторождения и даже единой залежи обычно связываются с седиментационными и последующими изменениями поровых коллекторов, что не всегда подтверждается фактическими данными и часто не имеет практического выхода. Результаты детальных исследований с применением меченых растворов (Викторин В.Д. , 1988) указывают на наличие в большинстве таких залежей зон высокого дренирования и повышенной извлекаемости нефти, связанных с проницаемой "регулярной" трещиноватостью и более крупными разрывными нарушениями. В зонах аномального сжатия уменьшаются раскрытость и проницаемость трещин, падают дебиты скважин.

Современное напряженно-деформационное состояние пород наибольшее влияние оказывает на характеристики трещинных и сложных коллекторов, доминирующих в природных резервуарах с плотными карбонатными, кремнисто-глинистыми, интрузивными и другими нетрадиционными породами-коллекторами. Особенностью этих резервуаров является наличие зон разуплотнения и уплотнения пород и аномального (высокого, реже низкого) пластового давления флюидов, вызванного всесторонней ограниченной миграцией, что обычно свойственно зоне геостатического давления. Зоны разуплотнения, вмещающие промышленные скопления УВ, обусловлены в основном открытой аномальной трещиноватостью, которая развита в очаговых и линейных зонах разломных деформаций, может охватывать обособленные блоки, чешуи, массивы, отдельные пласты, пачки и комплексы с пониженными прочностными свойствами (Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C., 1995).

Разуплотнение, возникающее в результате образования аномальной трещиноватости (трещинных коллекторов) при нарушении сплошности горных пород, является их основным свойством. В условиях преобладающего в осадочном чехле неравномерного объемного сжатия пород увеличение их объема происходит за счет раскрытия существующих и образования новых трещин в процессе деформации за пределом упругости (Павлова Н.Н., 1975; Петров А.И., 1988; Ставрогин А.Н., Протосеня А.Г.,1992). При этом открытые серии трещин ориентированы субпараллельно максимальному сжатию и перпендикулярно к направлению минимального давления. Такой процесс изменения объема породы, именуемый дилатансией, часто сопровождается интенсивным растворением пород (коррозией под давлением) с образованием каверн и "катаклазитов" как в карбонатных и карбонатно-терригенных, так и в других литотипах, что приводит к формированию сложных коллекторов.

Величина разуплотнения зависит от параметров современного напряженно-деформационного состояния пород и непосредственно влияет на ФЕС коллекторов трещинного и сложного типов. Разработанные нами совместно с А.Н. Ставрогиным, Б.Г. Тарасовым и О.А. Ширкесом методические подходы позволяют опытным путем при термобарических условиях, соответствующих пластовым, определять: величину разуплотнения; значение исходной пористости и влияние на нее деформаций; изменения общей и эффективной емкости при необратимой деформации, в том числе за пределом прочности; коэффициент проницаемости и влияние на него деформаций; параметры отдачи породой жидкого и газообразного флюида в зависимости от деформаций и режима воздействия на пласт; зависимость скорости упругой волны от деформаций при наличии порового давления, а также другие комплексные параметры (Петров А.И., Шеин B.C., 1998). Ниже приводятся конкретные примеры исследований некоторых указанных зависимостей.

На рис . 1 приведены графики, полученные при деформации доломитизированных известняков подольского горизонта (Домодедовский карьер). Они отражают объемное изменение образца, рассчитанное по значениям продольной и поперечной деформаций (кривая e_v = 2e₂ -e₁ ) и дополнительному объему поступления воды в образец при постоянном поровом давлении (кривая e_Vэф ). По мере увеличения осевого сжатия на стадии упругой деформации (до точки 1) наблюдается уменьшение объема (уплотнение), а затем на стадиях упруго-пластической деформации, при разрушении (точка 2) и далее за пределом прочности происходит увеличение объема образца (разуплотнение). Различие в изменении объема на графиках e_v и e_Vэф объясняется образованием при дилатансии изолированных (нефильтрующих) трещин и их эпизодическим вскрытием в процессе деформации.

Зависимость величины разуплотнения от вида напряженного состояния и деформационных свойств пород обсуждалась во многих работах. В данном случае необходимо лишь подчеркнуть особое влияние порового давления на изменение объема пустотного пространства ( рис. 2 ). При постоянном поровом давлении объем заполняющего образец флюида во времени асимптотически приближается к постоянной величине. Изменение порового давления при прочих равных условиях приводит к деформации пород и изменению объема флюида, что необходимо учитывать при определении емкости коллекторов и количества извлекаемых флюидов. Р.Ч. Медведский и К.В. Светлов (1986) исследовали влияние снижения давления на деформационный процесс и извлечение нефти из пород баженовской свиты непосредственно в эксплуатационных скважинах Салымского месторождения. В бажените последовательно развивались три стадии деформации: упругая, пластическая и дилатансионного разрушения, что отражалось на индикаторных диаграммах, графиках зависимости суммарного отбора нефти от текущего пластового давления и коэффициента продуктивности от забойного давления.

На рис. 3 приводятся наиболее типичные графики, показывающие зависимость изменения в процессе деформаций эффективного объема DV в продуктивной карбонатной толще Астраханского газоконденсатного месторождения в условиях, близких к пластовым. Изменение порового пространства в образце в данном случае определяется по перемещению штока шприца, питающего образец, в котором автоматически поддерживается постоянное пластовое давление. Объем образца - 19,8 см³, открытая пористость до деформации - 7,0 %, после деформации - 9,1 %.

На рис. 4 отражено автоматическое определение открытой пористости по перемещению штока штуцера при постоянном давлении в нем азота. При полном заполнении образца азотом кривая приобретает горизонтальное положение. Максимальный объем (V_max) азота, заполнившего поры образца, соответствует объему открытого порового пространства (V_nop) при данном виде напряженного состояния.

Для оценки величины разуплотнения пород важно знать зависимость скорости распространения упругих волн от деформации. В качестве примера ( рис. 5 ) показаны графические зависимости скорости продольной волны от продольной деформации, изменения объема от деформации, полученные при условиях испытания, соответствующих пластовым. Наблюдается закономерное уменьшение скорости на всех стадиях деформации за пределом упругости в связи с образованием и раскрытием трещин (разуплотнением). Следует отметить, что прозвучивание осуществлялось вдоль оси образца в направлении действия максимального напряжения, т.е. параллельно формирующимся при деформации трещинам отрыва, поэтому изменения скорости волны не столь значительны, как могли бы быть при регистрации их поперек образца Выявленные зависимости позволили, например, впервые определить по времени прихода отражений от горизонтов I П, II П¹, II П величину разуплотнения пород (в относительных процентах) в подсолевом комплексе Астраханского месторождения до глубины 7 км. Неучет изменения скорости упругих волн, зависящей от современного напряженно-деформационного состояния пород (см. рис. 5 ), приводит к неточностям в структурных построениях, особенно по глубоким горизонтам. На Астраханском месторождении, вероятно, по этой причине наблюдается кажущееся смещение наиболее приподнятой части свода по глубоким горизонтам к северо-западу в район Володарской скважины.

Важное значение имеют комплексные параметры (максимальная и остаточная прочность, коэффициент Пуассона, коэффициент бокового распора и др.), позволяющие прогнозировать современное деформационное состояние пород в условиях залегания и выявлять различные зависимости, характеризующие природные резервуары. В качестве примера на рис. 6 показана зависимость открытости вертикальных трещин в продуктивном карбонатном комплексе Астраханского месторождения от коэффициента бокового распора и пластового давления, рассчитанная для нормального поля напряжений при среднем значении вертикального (литостатического) давления 102,5 МПа. Необходимо обратить внимание на то, что в зонах современного аномального латерального сжатия, в которых общее боковое давление (в сумме с давлением бокового распора) превышает 65 МПа, т.е. значение АВПД, вертикальные трещины закрыты в пределах всего продуктивного этажа. Разведочные и эксплуатационные скважины, пробуренные в таких зонах сжатия (без учета этой особенности), оказались "сухими" (скв.316Э и др.) или с низкими неустойчивыми дебитами (скв.55А, 717Э и др.), хотя с традиционных позиций они расположены в благоприятных условиях в центре месторождения, иногда на участках наиболее высокого положения продуктивного комплекса (скв.316Э). Такая же учесть постигла Володарскую глубокую скважину, расположенную на Астраханском своде в зоне уплотненных пород, на что авторы обращали внимание еще во время ее проектирования.

Результаты рассмотренных исследований свидетельствуют о вариациях в широких пределах параметров трещинных и сложных коллекторов, которые зависят от исходных характеристик литотипов, вторичных изменений и остаточных деформаций, современного напряженно-деформационного состояния пород. Необратимая деформация большинства литотипов сопровождается ростом порово-трещинного пустотного пространства (дилатансией) с линейной зависимостью V - e. Оптимальное увеличение объема плотных пород за счет дилатансии до глубины 12 км составляет 4-5 %, иногда достигает 12 %. Эффективная пустотность по насыщению флюидами изменяется на 4-5 ± (0,5-2,5) %, редко более при подключении нефильтрующей матричной пористости либо при структурной перестройке. Необратимые деформации сопровождаются ростом коэффициента проницаемости в 10-10⁶ раз, на который основное влияние оказывают раскрытость и размерность трещин (вид и параметры напряженного состояния). Заведомо неизвлекаемый объем флюида определяется петлей гистерезиса при насыщении и снятии давления. Коэффициент извлечения жидких и газообразных флюидов возрастает после деформации породы и зависит в основном от величины упругой и пластической деформации при снятии порового давления.

Современное напряженно-деформационное состояние пород влияет на надежность покрышек, латеральных экранов и флюидоупоров, обеспечивающих условия АВПД в резервуарах с трещинными и сложными коллекторами. Покрышками обычно служат породы с низким пределом текучести (глина, соль, гипс при температуре более 100 °С и др.), которые деформируются без разуплотнения (не дают хрупкого разрушения) в широком диапазоне нагрузок. С увеличением глубины залегания пород (и соответственно эффективных напряжений), а также аномального сжатия, в том числе в обрамлении зон разуплотнения, происходят "залечивание" трещин и переход в разряд покрышек, боковых экранов и флюидоупоров плотных ангидритов, доломитов, известняков, аргиллитов, алевролитов и других литотипов. Наглядно этот процесс проявляется на Тенгизском нефтяном месторождении, где в целом разуплотненный продуктивный карбонатный комплекс с этажом нефтеносности более 1,5 км в связи с аномальным сжатием и уплотнением в обрамлении месторождения приобретает свойства бокового экрана. Непосредственно в контуре этого месторождения неоднородное разуплотнение - уплотнение и поле напряжений обусловливают изменение продуктивности в широких пределах до полного отсутствия притоков по простиранию единых горизонтов (Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C., 1995). Сходная обстановка весьма характерна также для баженовского кремнисто-глинистого резервуара Салымского месторождения (Петров А.И., Шеин B.C., 1999).

Таким образом, геодинамические модели позволяют рассматривать залежи с трещинными и сложными коллекторами, приуроченные к геостатической и переходной (к гидростатической) зонам, не как единые в рамках их контура нефтегазоносности, а как ячеистые (зонально-блоковые) системы с различными ФЕС и запасами, определяемыми современным напряженно-деформационным состоянием пород ( рис. 7 ). Применение имеющихся методов подсчета запасов УВ, разработанных в основном для месторождений с поровым типом коллекторов зоны гидростатического давления, для объективной оценки промышленных запасов залежей данного типа требует учета указанных выше факторов, специальных экспериментальных исследований и введения различных поправочных коэффициентов.

Анализ крупных месторождений и обособленных залежей нефти и газа показывает, что основные промышленные запасы сосредоточены в зонах дилатансии, совпадающих с зонами современного относительного растяжения. Значительная часть запасов приурочена к палеозонам разуплотнения с наложенным умеренным сжатием, однако коэффициент извлечения нефти и газоконденсата в них уменьшается. Зоны уплотненных пород и современного аномального сжатия являются либо слабопродуктивными, либо непродуктивными ("сухими") и не имеют промышленного значения. Эта часть объема залежи должна быть исключена при подсчете промышленных запасов. Особенно большое влияние на величину извлекаемых запасов оказывает современное поле напряжений. Например, на Салымском нефтяном месторождении с трещинным кремнисто-глинистым коллектором накопленная добыча из зон относительного растяжения превышает 85 % (Клещев К.А. , Петров А.И. , Шеин В.С., 1995, Петров А.И., Шеин В.С., 1999), тогда как на участках сжатия, даже при благоприятном сочетании других критериев и АВПД, дебиты скважин низкие, нестабильные, резко падают при депрессиях на пласт 10-20 МПа и более. Скважины, вскрывшие баженовский резервуар в условиях аномального сжатия, имеют непромышленные притоки или являются "сухими", в том числе скв 705 с горизонтальным стволом около 300 м. При объемном районировании залежей и составлении подсчетных планов геодинамический подход позволяет учесть указанные особенности и охарактеризовать их параметры.

Например, выполненные геодинамические построения и экспериментальные исследования ФЕС с учетом современного напряженно-деформационного состояния пород позволяют поставить вопрос о пересчете и пересмотре распределения запасов по площади даже в пределах хорошо изученного Астраханского месторождения. По результатам подсчета запасов в 1988 г был сделан вывод, что основная их доля в пределах левобережной части месторождения сосредоточена в центре (60 %) и значительно меньшая - по краям (20 %). Наши построения показывают, что в центре месторождения наряду с разуплотненными блоками с высокой продуктивностью развиты массивы уплотненных пород с аномальным сжатием. Вскрывающие их эксплуатационные скважины имеют низкие начальные дебиты и нерентабельны, что подтверждает геодинамическую модель. В то же время по периферии месторождения (на востоке левобережной части) выделяются крупные зоны разуплотнения, высокая продуктивность которых подтверждена редкими разведочными скважинами, где может быть сосредоточено до 40 % и более запасов газоконденсата, что даже при огромных запасах существенно влияет на стратегию разработки месторождения.

При оценке извлекаемых запасов необходимо учитывать специфику залежей с трещинными и сложными коллекторами (АПД, наличие и характер водонефтяных и газоводяных контактов и др. ). Извлечение основной части запасов этих залежей проводится на режиме истощения естественной пластовой энергии, которая определяется в основном современным напряженно-деформационным состоянием системы флюид - порода. Поэтому наиболее объективный подход при прогнозировании коэффициента извлечения - экспериментальное его определение с учетом пластовых условий при различных режимах отбора и сопоставление с промысловыми данными. Приведенный материал показывает, что геодинамический анализ позволяет эффективно решать практические задачи не только на региональном, но и на поисковом, разведочном этапах геолого-разведочного процесса.

Важным моментом, вытекающим из вышеизложенного, является необходимость использования геодинамической модели природного резервуара с трещинным и сложным типами коллекторов как концептуальной основы корректировки либо составления нового проекта разработки месторождения. Учитывая ячеистое (зонально-блоковое) строение залежи, высокую латеральную и вертикальную неоднородность коллекторов (ФЕС, продуктивность, дренаж, возможность обводнения по линейным проницаемым зонам), в пределах месторождения необходимо планировать различные параметры разработки (депрессии на пласт, оптимальное расположение куста и отдельных скважин, режимы работы каждой скважины и т.д.). Естественно, эта задача весьма сложная и ее решение возможно лишь с помощью построения геодинамической модели месторождения и составления на ее основе компьютерных программ отбора УВ.

Авторы уверены, что сложный путь, который предстоит преодолеть при переоценке промышленных запасов УВ и корректировке (пересоставлении) проектов разработки месторождений, необходим, так как его реализация принесет огромный экономический эффект.

1. Проблемы оценки промышленных запасов нефти и газа в России / Н.Н. Немченко, М.Я. Зыкин, В.И. Пороскун, И.С. Гутман // Геология нефти и газа - 1998 - № 4 - С. 4-9.
2. Резников А.Н. Новый метод оценки перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа // Геология нефти и газа - 1998 - № 3 - С. 9-21.

The application of the modern geodynamics makes it possible to develop a more perfect model of structure and to get more accurate descriptions of a natural reservoirs for the evaluation of oil and gas reserves at different stages of the study of objects. The fields (pools) with fractured and complex types of reservoires of geostatic and transitional (to hydrostatic) zones are regarded on the base of such models in their oil and gas bearing contours as the comp-lex-strutured celled (zone-block) systems with different filtration-capacity properties. The collector parameters, their reception recovery value of fluids at different wothdrawal conditions depend on the modem dissimilar strain-deformational state of rocks, that is necessary to bear in mind at the laboratory definitions. It is necessary, taking into account the preprint, -to compute the geological and recoverable reserves of the fields (pools) for each cell selected with application of the modern geodynamics.

Объемное сжатие доломитизированного известняка (s_эф = 20 МПа) при постоянном поровом давлении флюида (Рпор = 23 МПа)

Объемное сжатие (Ds_эф = 60 МПа при постоянном поровом давлении азота Pпор = 50 МПа) плотного микротонко-пористого водорослевого известняка (северо-кельтменский горизонт, Астраханское месторождение, скв. 45А); точка 1^a на кривой соответствует исход-кому напряженному состоянию

Неравномерное объемное сжатие (s₂ = s₃ = 60 МПа) при постоянном поровом давлении (Р_пор = 59 МПа веретенное масло) микротонкозернистого перекристаллизованного известняка со стилолитами (краснополянский горизонт Астраханское месторождение, скв. 32А)

Трещины: 1 - закрытые. 2 - открытые

Зоны различного качества коллекторов и газопродуктивности в пределах контура газоносности 1 - высокого 2 - среднего 3 - низкого 4 - низкого нерентабельного для освоения 5 - скважина и ее номер