WWW.KNIGA.LIB-I.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Онлайн материалы
 

Pages:   || 2 | 3 | 4 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего ...»

-- [ Страница 1 ] --

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

БЕМБЕЛЬ Сергей Робертович

ГЕОЛОГИЯ И КАРТИРОВАНИЕ

ОСОБЕННОСТЕЙ СТРОЕНИЯ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Монография Тюмень ТИУ УДК 553.98 ББК 33.36 Б 45

Рецензенты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор И. П. Попов, Тюменский государственный нефтегазовый университет доктор геолого-минералогических наук В. Н. Бородкин, главный научный сотрудник ЗСФ Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН

Бембель С. Р. Геология и картирование особенностей строения месторождеБ 45 ний нефти и газа Западной Сибири: монография / С. Р. Бембель. – Тюмень:

ТИУ, 2016. – 215 с.

ISBN 978-5-9961-1223-4 Ухудшение состояния мировых запасов нефти и газа связано не столько с вступлением в позднюю стадию разработки, а скорее с устаревшей геологической парадигмой в нефтегазовой геологии и искусственно сдерживаемой мировой добычей с целью удержания высоких цен на нефть и газ. Главным резервом нефтегазовой отрасли является направлении увеличение понимания и фундаментального знания о геологических процессах, формирующих месторождения нефти и газа.



Фрактальная пульсирующая модель геолого-геофизических полей для месторождений нефти и газа вносит коренные изменения в технологию их поиска, разведки и разработки. Эффективный поиск и разведка фрактальных резервуаров, заполняемых УВС в пульсирующем режиме, возможна с применением высокоразрешающих объемновременных геофизических методов.

Главная морфологическая особенность подобных залежей нефти и газа на большинстве месторождений Западной Сибири - их чрезвычайно высокая локальность, обусловленная свойствами активных очагов зон деструкции. Это находит отражение и в высокой степени локальности высокопродуктивных участков и мозаичном характере их пространственного распределения.

Актуальность процессов геодинамики, дегазации Земли, роли флюидных систем в образовании и преобразовании земной коры, локализации в ее пределах твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых находит широкое распространение в современных научных и практических исследованиях.

ISBN 978-5-9961-1223-4 © Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

–  –  –

3.3. Особенности геологического строения сложнопостроенных залежей нефти и газа на примере месторождений Западной Сибири

3.4. Гипотеза образования месторождений нефти и газа в Среднем Приобье, перспективы ее применения

3.5. Концепция дегазации, гео - и флюидодинамика и их геосолитонная составляющая при прогнозе и картировании залежей нефти и газа

3.6. Выводы 120 Глава 4. Методика поисков и разведки малоразмерных и сложнопостроенных залежей нефти и газа на современном этапе

4.1. Совершенствование технологий сейсморазведки 3D для разведки и разработки месторождений Западной Сибири

4.2. Использование комплекса геофизических и геохимических методов при картировании очагов локальной геодинамики





4.3. Методика выявления и рекомендации по доразведке и разработке малоразмерных и сложнопостроенных залежей нефти и газа

4.4. Геодинамический аспект при поисках залежей нефти и газа 147

4.5. Разведка локальных залежей УВС на основе их взаимосвязи с геодинамикой среды в Среднем Приобье

4.6. Поиск и картирование продуктивных объектов на западном склоне Сургутского свода

4.7. Картирование залежей нефти, связанных участками трещиноватости в доюрских образованиях 181 (на примере западной части ХМАО-Югры)

4.8. Выводы 193 Заключение 195 Литература 197

Список терминов и сокращений:

ВНК – водонефтяной контакт ГНК – газонефтяной контакт ГКЗ – государственная комиссия по запасам ГРП – гидравлический разрыв пласта ГРР – геологоразведочные работы ГТМ – геолого-технические мероприятия МОГТ – метод общей глубинной точки МТЗ – магнитотеллурическое зондирование НГБ – нефтегазоносный бассейн НГО – нефтегазоносная область НГП – нефтегазоносная провинция ОВ – органическое вещество ОПР – опытно-промышленная разработка ПДГГМ – постоянно действующая геолого-гидродинамическая модель РОВ – рассеянное органическое вещество СГТ – субвертикальные геологические тела СЗД – субвертикальные зоны деструкции (горных пород) УВ – углеводороды УВС – углеводородное сырье ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства ЦКР – центральная комиссия по разработке

ВВЕДЕНИЕ

Книга освещает исследования автора в области сейсморазведки, создания и разработки геологических и геолого-промысловых моделей залежей нефти и газа на этапах от разведки до разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. Работа посвящена изучению опыта и эффективности сейсмических исследований при решении задач нефтяной геологии, связана с созданием пространственных сейсмогеологических и промысловых моделей нефтегазоносных отложений, прогноза нефтенасыщенных и высокодебитных коллекторов продуктивных отложений чехла Западной Сибири.

Современные проблемы нефтяной геологии обусловлены повсеместным переходом к освоению месторождений нефти и газа со сложной пространственной морфологией границ залежей и, на первый взгляд, произвольным распределением фильтрационно-емкостных свойств. Исследованиями последних лет в Западной Сибири установлено быстро нарастающее несоответствие между истинным повышенным уровнем сложности геологического строения разрабатываемых залежей нефти и газа и упрощенными представлениями традиционной геологоразведки, ориентированной на крупные залежи с простыми осредненными геолого-промысловыми параметрами. Эти упрощенные представления были вызваны недоразведкой месторождений, вводимых в разработку.

Повышенная латеральная неоднородность в пределах отдельных разрабатываемых залежей приводит к более быстрому падению добычи и росту себестоимости продукции. Для поддержания уровня добычи и обеспечения максимального коэффициента нефтеотдачи на таких месторождениях возникает необходимость детализационной доразведки межскважинного пространства с целью уточнения реальной пространственной структуры запасов на месторождении. Более сложная реальная структура запасов нефти и газа, отличающаяся от традиционно принятой, требует разрешения целого ряда проблем теоретического и технологического порядка с целью разработки как теории и механизмов образования мозаичных структур запасов, так и адекватных этой теории методов и технологий их разведки и разработки.

Изучением вопросов регионального геологического строения Западной Сибири и прогнозом нефтегазоносности различных районов и комплексов, в разные годы, с использованием различных критериев занимались С.В. Аплонов, А.А. Бакиров, В.Н. Бородкин, В.С. Бочкарев, Е.В. Герман, Ф.Г. Гурари, В.П. Гаврилов, Г.А. Габриэлянц, А.А. Евсеев, Е.Г. Журавлев, Н.П. Запивалов, О.М. Мкртчян, Г.П. Мясникова, Ю.Н. Карогодин, В.И. Кислухин, К.А. Клещев, А.Э. Конторович, В.В. Корж, Н.Х. Кулахметов, П.К. Куликов, С.П. Максимов, К.И. Микуленко, Д.В. Наливкин, А.Л. Наумов, Н.Н. Немченко, И.И. Нестеров, Н.Н. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, В.А. Скоробогатов, А.П. Соколовский, В.С. Сурков, Ф.З. Хафизов, Н.Г. Чочиа, В.И. Шпильман, М.М. Элланский и многие другие исследователи.

Сейсмогеологическому изучению, прогнозу и картированию ловушек и залежей нефти и газа посвящены исследования Н.М. Белкина, Р.М. Бембеля, В.А. Бененсона, И.И. Бобровника, Е.А. Галаган, В.Я. Гидиона, Л.Ш. Гиршгорна, А.Н. Задоенко, В.П. Игошкина, В.А. Конторовича, В.А. Корнева, В.И. Кузнецова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчяна, А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, В.В. Огибенина, В.Г. Смирнова, Л.Е. Сокола, В.С. Соседкова, Ю.Н. Суркова, Н.Н. Туманова, Н.А. Трапезниковой, И.Л. Цибулина и многих других.

Западносибирский бассейн является во многих отношениях детально изученным, однако отдельные принципиальные вопросы его строения и нефтегазоносности остаются дискуссионными вплоть до настоящего времени. Исследования пространственной структуры и выявление закономерностей строения сложнопостроенных залежей нефти и газа, взаимосвязи их с механизмами седиментации, локальной геодинамики и формированием мозаичной структуры коллекторских свойств открывают большие перспективы в повышении рентабельности и коэффициента нефтеотдачи на вводимых в разработку сложных месторождениях, что позволит существенно увеличить и прирост запасов за счет малоразмерных месторождений и залежей.

В условиях Западной Сибири эффективность имеющихся способов совместной интерпретации кинематико-динамических параметров сейсморазведочных материалов в настоящее время оказывается часто недостаточной для детального геолого-промыслового изучения внутренней неоднородности нефтяных и газовых резервуаров, прогноза и использования при создании цифровых параметрических геологических моделей.

Актуальность работы определена необходимостью дальнейшего развития теоретических основ и практических приемов совместной интерпретации параметров сейсмических волн, материалов грави-, магнито- и электроразведки, комплексировании с данными бурения с целью обеспечения достоверной эксплуатационной характеристики нефтяных и газовых резервуаров.

Развитию теории и концепции дегазации Земли, проявление которой определяет очаги современных скоплений нефти и газа, перспективы будущих их открытий, посвящены работы А.Н. Дмитриевского, Б.М. Валяева, Н.П. Запивалова, П.Н. Кропоткина, Н.А. Кудрявцева, А.А. Нежданова, Р.М. Бембеля и других. Проявление роли глубинной флюидодинамики в процессе формирования месторождений нефти и газа нашло отражение в работах М.В. Багдасаровой, В.П. Гаврилова, И.С. Гулиева, Н.П. Запивалова, А.Э. Конторовича, Б.А. Соколова и других.

Объектом исследования являются месторождения Западной Сибири, сейсмоморфологические и сейсмофациальные особенности и характеристики залежей нефти и газа; особенности геологического строения продуктивных залежей Западно-Сибирского НГБ и динамика их разработки; характер проявления активных геодинамических и флюидодинамических процессов в геофизических полях и связь с нефтегазоносностью территории Западной Сибири; геологические модели продуктивных объектов на различных стадиях работ: от разведки до ввода в разработку и мониторинга при длительной эксплуатации залежей нефти и газа.

С целью совершенствования технологии доразведки и разработки;

поиска общих закономерностей строения и размещения нефтегазоперспективных сложнопостроенных объектов, разработки методики их прогноза, оптимизации поисков и разведки ловушек и залежей нефти и газа по комплексу геолого-геофизических методов для повышения эффективности прогнозирования коллекторских свойств продуктивных пластов необходимо детальное изучение геолого-промысловых свойств сложнопостроенных и малоразмерных залежей нефти и газа.

На примере отдельных месторождений Западной Сибири, в основном в пределах Ханты-Мансийского автономного округа-Югры, приведены примеры особенностей геологического строения залежей нефти и газа, выявленных при анализе материалов сейсморазведки, бурения, геофизических исследований скважин, опробования и динамики работы скважин, литолого-петрофизических исследований на разных этапах геологоразведочных работ (от поиска, разведки, ввода в разработку и поздней стадии разработки залежей и месторождений).

Использованы данные ГИС по 5000 разрезам разведочных и эксплуатационных скважин на Нижневартовском своде, около 15000 скважин на Сургутском своде, проанализировано около 10 000 км2 площадей сейсмической съемки 3D и 10 000 пог.км сейсмических профилей 2D. Интерпретация материалов по ряду сейсмопартий выполнена при участии или под руководством автора.

В комплексе проведенных исследований использованы приемы сейсмостратиграфического, геолого-промыслового и геодинамического видов анализа видов анализа. В качестве общеметодического подхода при выполнении работы использован системный анализ, основанный на комплексном изучении объектов, выявлении причинно-следственных связей между разнородными геологическими явлениями. Это относится как к выделению и изучению формирования и распределения фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов и залежей нефти и газа, так и к анализу общих закономерностей влияния геодинамического фактора при формировании месторождений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Использованы результаты геолого-геофизических исследований, обработка которых выполнена на современных программнотехнических комплексах.

Созданные при непосредственном участии автора геологические (и гидродинамические) модели успешно апробированы в течение более 10-15 лет при разработке нефтяных, нефтегазоконденсатных месторождений (прошли государственную экспертизу с защитой на ЦКР Роснедр): Западно-Варьеганском, Тагринском, Варынгском, Сусликовском, Бахиловском, Северо-Хохряковском, Ван-Еганском, Ай-Еганском, Покачевском, Лянторском, Ларкинском, Лосевом и других.

Благодарности. В первую очередь автор благодарен Бембелю Роберту Михайловичу за неиссякаемый оптимизм и веру в возможность решения сложных геолого-промысловых задач интерпретации и геологогеофизического прогноза при геологическом моделировании.

Огромную поддержку в реализации идей автора оказали в разное время главные геологи ОАО «Варьеганнефтегаз» А.Ю. Коршунов, Г.В. Пимичев, В.Н. Гайдуков, В.И. Репин, А.А. Луценко, ООО «Белые ночи» С.А. Букреев, С.К. Михалев, С.И. Неймышев.

Автор благодарен В.А. Ревнивых за 20-летнее практическое наставничество, совместное обсуждение и споры о перспективах нефтегазоносности, геологическом моделировании залежей и месторождений нефти и газа, оценке мероприятий по доразведке и разработке.

С особой теплотой автор чтит память С.К. Михалева и М.Е. Долгих, благодаря которым были воплощены многие идеи и разработки автора.

ГЛАВА 1. МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Современное состояние геолого-геофизической изученности территории Западной Сибири, состояние топливно-энергетического комплекса России на фоне общего падения уровня добычи нефти в регионе требует получения качественно новых знаний о строении залежей и месторождений. Подобный качественный скачок возможен с применением новых идей и научных концепций, парадигм, современных методов исследований, интегрирования разнородной геолого-геофизической информации.

В комплексе проведенных исследований использованы приемы сейсмостратиграфического, геолого-промыслового и геодинамического видов анализа. Системный подход, положенный в основу выполнения данной работы, предполагает формулировку решаемых геологических задач; оценку физико-геологических условий района и установление связей геологогеофизических свойств; выбор рациональной методики, техники, систем наблюдения, масштаба, точности всей совокупности геологогеофизических работ, необходимых для достижения целей и решения поставленных задач; разработку стадийности, последовательности геологоразведочных работ, построение физико-геологических моделей, их последовательное уточнение в ходе интерпретации; с оценкой их точности, геологической и экономической эффективности и т.п.

Решение более сложных задач требует совершенствования методологии и технологии исследований. Уровень сложности разрабатываемых месторождений нефти и газа в Западной Сибири достаточно высокий. Большая часть залежей по разным причинам считается сложнопостроенными. Поэтому самым конструктивным методологическим подходом к изучению подобных сложнопостроенных объектов является системный анализ, изучающий свойства геологических объектов-систем, компоненты которых обладают определенными структурными и генетическими связями [145].

Современное состояние геолого-геофизической изученности территории Западной Сибири, состояние топливно-энергетического комплекса России на фоне общего падения уровней добычи нефти в регионе требует получения качественно новых знаний о строении залежей и месторождений. Подобный качественный скачок возможен с применением новых идей и научных концепций, парадигм, применения современных методов исследований, интегрирования разнородной геологогеофизической информации.

Применительно к проблеме изучения нефтегазоносных отложений и моделирования сложнопостроенных залежей нефти и газа в связи с их поиском, разведкой и разработкой в Западной Сибири, проеденные исследования, результаты которых приведены в данной книге, базировалась на следующих принципах:

1. Использование интенсивно развивающегося в науках о Земле направления исследований неупорядоченных (гетерогенных) сред, основанного на применении теории фракталов, математический аппарат которой описывает закономерности, действующие в объектах, геометрическая структура которых сохраняет свои главные черты при ее рассмотрении в разных масштабах длин, т.е. обладает свойством самоподобия.

2. Применение системного подхода — выделение в геологическом разрезе взаимосвязей (либо детерминистских закономерно обусловленных, либо вероятностных связей) источников геофизических аномалий (оценка физико-геометрических параметров аномалосоздающих объектов) и геологических неоднородностей земной коры (структурно-геологических, литолого-петрографических). Характерным свойством является парагенетическая связь элементов этих систем; установление причинно-следственных связей между региональными и локальными геодинамическими явлениями и их проявлением в процессах вторичного изменения осадочного чехла, образования ловушек и нафтогенеза.

3. Использование современных научных теорий и парадигм, в первую очередь, геодинамического и флюидодинамического подхода к обоснованию генезиса образования месторождений нефти и газа, концепции дегазации Земли, идеи которой можно найти в работах Д.И. Менделеева, В.И. Вернадского, геосолитонной концепции образования углеводородов. Представление Земли как динамической системы, а подавляющее большинство взаимодействий в природных геологических процессах как нелинейных.

4. Иерархический подход к выделению и изучению объектов. Создание геологических моделей строения нефтегазоносных отложений в региональном и локальном плане с использованием материалов региональных и площадных сейсморазведочных работ МОГТ 2D и 3D.

5. Комплексирование геолого-геофизической информации, использование приемов сейсмостратиграфического анализа, геодинамического и геолого-промыслового анализа при создании геолого-гидродинамических моделей залежей и последующей их адаптацией к истории разработки.

1.1. Фракталы и фрактальность природных объектов и процессов

Широкое распространение за последние 20 лет в различных областях естествознания получили идеи нелинейной динамики, исключением не стала и геология. Земная кора и отдельные ее элементы рассматриваются сегодня как открытые диссипативные динамические системы.

Образование различных геологических структур, нефтегазоносности, особенности распределения фильтрационно-емкостных свойств, трещиноватости, очагов гео- и флюидодинамической активности рассматривается не как результат последовательных линейных воздействий различной природы, а как следствие сложного совместного взаимодействия многих факторов. Отличительной особенностью таких систем является иерархическая структура их организации, или фрактальность. Большинство фрактальных геологических систем недоступны непосредственному наблюдению, для изучения их свойств используют геофизические данные.

Существует и другой аспект проблемы исследования фрактальных структур. Одним из основных свойств фрактальных систем является их крайняя неоднородность, причем в силу свойства самоподобия неоднородности присутствуют в широком диапазоне масштабов. В геологической среде, в которой преобладают горные породы, разбитые трещинами, и структуры, сформированные длительными процессами разрушения, смешивания, агрегации, физико-химического метаморфизма, приводящие появлению широкого спектра неоднородностей горных пород и геологических структур [74] очень часто обнаруживаются закономерности иерархического строения геологических объектов, например, свойства самоподобия, возникающие в ходе процессов самоорганизации геологической среды [111, 176]. Статистическое самоподобие характерно также и для внутреннего строения многих геологических пород в достаточно широком диапазоне масштабов.

Фрактальные свойства геологических систем в сейсмоакустических полях наблюдаются и проявляются в геофизике на разных временных и масштабных уровнях — от распределения неоднородностей в литосфере, до высокочастотного сейсмического шума [13]. Фрактальными свойствами обладают также распределения в объеме пористой среды фильтрующихся сквозь нее несмешивающихся флюидов. Перечисленные примеры имеют разную по происхождению физическую природу, что подтверждает широкое распространение фрактальных объектов в геологической среде.

В настоящее время в практике для описания систем со сложной, статистически упорядоченной структурой используются методы анализа фрактальной геометрии. Концепцию фракталов - объектов с дробной мерностью выдвинул Б. Мандельброт в 1980 году [238]. С помощью этой концепции стало возможным математически описывать объекты необычайной сложности, которые до того считались хаотическими. Впоследствии оказалось, что практически все окружающие нас объекты в том или ином аспекте проявляют фрактальные свойства.

Понятие дробной (фрактальной) размерности было впервые сформулировано в работах Ф. Хаусдорфа [234] и А.С. Безиковича [231], которым предшествовали исследования выдающихся математиков конца XIX начала XX века, таких, как Кантор, Вейерштрасс, Пеано, Кох, Серпинский.

Основы топологической теории размерности были заложены замечательным российским математиком П.С. Урысоном.

Термин фрактальная размерность стал частью физического лексикона около 30 лет назад, начиная с фундаментальных работ Б. Мандельброта [234] по геометрии случайных процессов. Бесспорной заслугой Б. Мандельброта стала демонстрация необычайно широкого круга явлений, приводящих к формированию фрактальных множеств, а также определение фрактала как «структуры, состоящей из частей, которые в каком-то смысле подобны целому» - Федер Е. [212]. Классическими примерами фракталов являются изрезанные береговые линии, случайные временные ряды, русла рек, траектории броуновских частиц [238] и др.

Использование термина «фрактал» в геологии и нефтегазовом деле становится все больше. Некоторые исследователи рассуждают о возможности применения фрактального подхода при моделировании процесса осадконакопления [158], рассматривая фракталы «как способ работы со сложными природными объектами, способ редукции сложного к простому как некоторый фильтр, позволяющий выделить и разглядеть главное на фоне множества второстепенных деталей». Другие подчеркивают значение фрактальной размерности диаграмм гамма-каротажа «для более достоверной моносетной корреляции и прогнозирования неантиклинальных ловушек углеводородов, соответствующих наиболее молодым зонам седиментационных комплексов низкого уровня моря» [155].

По мнению Н.П. Запивалова [87] фрактальное и наноструктурное моделирование помогает определить текущий уровень самоорганизации и управлять сбалансированной разработкой месторождений, а, в конечном счете, существенно увеличить коэффициент извлечения нефти и газа.

Ряды геофизических данных, полученные в результате профилирования над фрактальными геологическими средами, в работе В.А. Любчича [117], обладают фрактальными характеристиками и несут информацию о фрактальных свойствах исследуемых геологических систем.

Т.Ю. Тверитинова, Н.Н. Курдин [203] рассматривают как фрактальную систему дизъюнктивные нарушения - реальные сложные плоскостные объекты, находящиеся в сложной геологической среде. Кроме геометрического фрактала, авторы этих исследований справедливо присваивают системе дизъюнктивов динамическое свойство фрактальной системы. Доказательством динамического свойства фрактальной системы дизъюнктивов является сходство параметров постоянно меняющихся во времени динамических полей тектонических палеонапряжений в любой точке Земли [203].

Среди методов анализа фрактальной геометрии наиболее широко применяется мультифрактальный подход, который помимо геометрии анализируемого образца позволяет учесть его физико-химические свойства в виде так называемых мультифрактальных мер или мультифрактальных спектров. Сложностью этого подхода является получение в результате анализа не ограниченного набора данных, а бесконечного набора мер или непрерывного спектра. Кроме того, при этом применяется достаточно сложный специальный математический аппарат.

Так, для исследования структуры геологических объектов необходимо знать их локальные характеристики, и для этой задачи применение традиционных методов теории фракталов ограничено. Таким образом, мы подходим к понятию фрактальных множеств, имеющих пространственное распределение локальных фрактальных свойств, это - нестационарные фрактальные множества.

Выполненные исследования Н.П. Запивалова, Г.И. Смирнова и др.

[90] доказывают, что разрабатываемые в настоящее время новые методы комплексного анализа нефтегеологических систем, на основе современных достижений физики фракталов, геофизики и математической физики принципиально позволяют конкретизировать информацию об их динамике с учетом сложности топологии нефтегазовых коллекторов, пористой структуры напряженных нефтегазоносных слоев, изменения состояния месторождений под влиянием техногенных процессов.

Именно комплексный (системный) подход к решению задач геологического моделирования с привлечением понятия «фрактала» и фрактальных свойств, как характерных особенностей залежей УВ, необходим на всех этапах ГРР, начиная с методики поиска и разведки с учетом фрактальности объектов поиска, построения геолого-геофизических моделей резервуара с учетом геофлюидодинамических и дегазационных концепций

– как реализации динамического фрактального свойства процесса образования ловушек и их заполнения УВ, до разработки месторождений.

1.2. Современные представления о геодинамическом и флюидодинамическом факторе при формировании месторождений нефти и газа В последнее время появляется много фактов, научных работ, подтверждающих взаимосвязь проявлений геодинамики и гидродинамики осадконакопления, распределения ФЕС, формирования и заполнения ловушек. Вопросы взаимосвязи с геодинамикой в отдельно взятых локальных воздействиях геодинамических процессов, проявляющихся в виде аномальных геологических объектов, которые картируются по результатам полевых геофизических работ - сейсморазведки, электроразведки, грави- и магниторазведки, данных поверхностных геохимических исследований, тепловой съемки сегодня становятся актуальными при создании геологических моделей на любом этапе жизни месторождения.

Рассматривая эти локальные очаги как следы проявления внутренней геодинамической активности, вне зависимости от их наименования (динамически напряженные зоны, субвертикальные зоны деструкции и т.д.) можно и следует выделять очевидные взаимосвязи между проявлением динамической активности Земли (как в глобальном, региональном масштабе, так и локальном) и седиментационными процессами формирования осадочных толщ, распределения в них песчано-глинистого материала с соответствующими фильтрационно-емкостными свойствами, постседиментационными процессами локальной геотектоники вплоть до настоящего времени.

Важным следствием активных локальных проявлений геодинамики в Западной Сибири следует считать и формирование многопластовых месторождений, зачастую также называемых “сложнопостроенными”. Подобная «сложнопостроенность» связана, с тем, что на этапе разведки, ввода в эксплуатацию, месторождение еще не доразведано. Выделяется продуктивный пласт, объект разработки, вводится в эксплуатационное бурение и разработку. И здесь начинают появляться необъяснимые с точки зрения пластовых моделей «сложности геологического строения»: резкие изменения (скачки) ВНК и ГНК, раннее обводнение или, наоборот, обводнения не происходит очень долго; быстрое падение дебитов при форсировании отборов, «кинжальное» обводнение при нагнетании в соседних рядах скважин и следующих за ними и т.п.

Разведываемые и разрабатываемые продуктивные на нефть и газ пласты, объекты, залежи, месторождения имеют гораздо более сложное строение по сравнению с априорными представлениями. Так, морфология поверхности геологических продуктивных тел может не быть такой гладкой (как мы обычно ее упрощаем при составлении цифровых геологических карт и моделей), продуктивный объект может быть представлен (и обычно представляет) серией отдельных линз песчаников со сложным распределением в пространстве ФЕС (а не единым гидродинамически связанным пластом).

По всей вероятности, именно с такими особенностями геологического строения продуктивных объектов, связаны все просчеты, расхождения, наблюдаемые в процессе эксплуатации залежей и месторождений при сопоставлении с модельными расчетами и проектируемыми геологотехническими мероприятиями, которые рассчитаны и планировались на «заведомо» упрощенных представлениях о геологическом строении залежей.

1.2.1. Гео - и флюидодинамика

В последние годы выявляется все большая роль флюидных систем, как универсального механизма в образовании и преобразовании земной коры и локализации в ее пределах всей гаммы известных ныне полезных ископаемых. В непрерывных региональных геологических структурах и слагающих их комплексах пород рудо- и нефтеносные скопления занимают дискретное, вполне закономерное положение.

Исследования современной геодинамики осадочных бассейнов начали проводиться сравнительно недавно. Первые специальные геодинамические полигоны были организованы в начале 70-х годов. Проводились геодезические работы (высокоточное повторное нивелирование и светодальномерные замеры) с целью изучения вертикальных и горизонтальных перемещений земной поверхности зон нефтегазонакопления в платформенных регионах (Припятский, Дороховский, Салымский полигоны) и в предгорных и межгорных впадинах (Предкавказский прогиб и Притбилисский регион), повторные геофизические наблюдения изменчивости во времени гравитационного и магнитного полей, геохимические съемки и режимные наблюдения флюидных систем в приповерхностных горизонтах и залежах углеводородов на разных глубинах.

Основные результаты многолетних исследований опубликованы в работах Багдасаровой М.В., Сидорова В.А., и др., [6, 192].

По представлениям Г.Л. Поспелова (1967), тектонические структуры являются «стоковыми структурами», по которым происходят главные стоки глубинной энергии и глубинного вещества [168], а поля тектонических напряжений в земной коре могут генерировать потоки вещества и влиять на их интенсивность в проводящих тектонических структурах. Характерная периодичность энергомассопереноса в пространстве, по мнению Г.Л. Поспелова, определяется сквозной решетчатой трещинной макроструктурой земной коры. Важной особенностью подобных сквозных решеток трещинных зон является их полимасштабность, что означает сосуществование самостоятельных решеток с разным шагом между трещинными зонами и трещинами - от десятков и сотен километров до нескольких метров.

Г.Л. Поспелов назвал эту систему «геотектонической решеткой».

Современная динамика литосферы в виде сейсмичности и влияние ее на флюидные системы нефтегазоносных территорий в этот же период исследовались М.Н. Смирновой с соавторами (1988), С.Д. Талиевым (1976), Д.Г. Осикой (1979) и др.

Изучением связи геодезических и промысловых материалов, отражающих современную динамику геологической среды и флюидодинамику залежей нефти, занималась Н.А. Касьянова, которая опубликовала много интересных и необходимых для промышленности и экологии сообщений о связи современной динамики и режима залежей углеводородов для Восточного Предкавказья и Западной Сибири (1994, 2000 и др.).

Разноплановыми исследованиями и экспериментальными наблюдениями современной динамики литосферы и флюидодинамики в ее пределах накоплен обширный фактический материал, свидетельствующий о существенной подвижности литосферы, особенно в зонах разломов земной коры, как в платформенных, так и геосинклинальных областях, нестабильности флюидных систем в осадочном чехле и фундаменте, а также, миграции флюидов по проницаемым зонам, возникающим в результате меняющихся напряжений в земной коре.

Структурно-геодинамическое картирование (Панов Б.С., Тахтамиров Е.П. и др., 1980) активно применяется при поисковых работах и изучении рудоносных разломов с конца семидесятых годов двадцатого века.

Изучением современной геодинамики зон нефтегазонакопления в разных тектонических обстановках установлены общие закономерности их локализации. Показано, что скопления углеводородов контролируются системами глубинных разломов, уходящих корнями в мантию и характеризующихся современной тектонической активностью, которая проявляется в современных движениях земной поверхности и изменчивости во времени геофизических полей [192]. Результаты комплексного геолого-геофизического, флюидодинамического и геохимического изучения зон нефтегазонакопления свидетельствуют о том, что формирование залежей продолжается и на современном этапе. Оно связано с очагами разгрузки глубинных флюидных систем в наиболее проницаемых участках разломных зон. Эти процессы находят отражение как в потенциальных геофизических полях, так и в современной динамике последних. Наиболее четко они контролируются аномалиями теплового поля и геохимическими аномалиями. Последние проявляются как в залежах нефти, так и в приповерхностном слое при проведении геохимических съемок. Аномалии обычно приурочены к местам выхода на поверхность разрывных нарушений или проницаемых трещиноватых зон.

Важным результатом геодинамических, геолого-геофизических и геохимических исследований на специальных полигонах в нефтегазоносных территориях с разным геологическим строением и возрастом осадочного выполнения явился вывод о глубинной гидротермальной природе флюидных систем в глубоких горизонтах осадочного чехла и фундаменте нефтегазоносных территорий. Накоплено достаточно много фактов и аргументов, позволяющих считать, что нефть, газ и воды нефтегазовых месторождений являются накопленными и пополняемыми в настоящее время гидротермальными системами, связанными с вулканическими и поствулканическими процессами при дегазации глубинных сфер Земли [5]. Эти выводы базируются на многочисленных исследованиях вторичных преобразований пород-коллекторов нефти и газа, связи этих преобразований с разломами осадочного чехла и фундамента и спецификой флюидных систем, определяемых предшествующими вулканическими [5, 6].

Проявления современной вертикальной миграции флюидных систем отражено в геохимических аномалиях внутри осадочного чехла и в приповерхностных отложениях, где установлены углеводородные аномалии над имеющимися месторождениями нефти, а в наиболее подвижных участках аномалии гелия в воде четвертичных отложений [192].

По мнению М.В. Багдасаровой [6], геодинамические и флюидодинамические параметры зон нефтегазонакопления, полученные на специальных геодинамических полигонах, являются первыми методическими разработками, позволяющими понять связь современных глубинных процессов с формированием флюидогенных полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, а геодинамические критерии могут явиться основой новых прямых методов их поисков.

Для территории Западной Сибири известен ряд блоковых схем на различных уровнях масштаба, построенных независимым образом и отражающих, по мнению авторов, схему неотектонических процессов и их прямую связь с образованием залежей углеводородов (Соколов Б.А., 1985, Змановский Н.И., 1988, Песковский И.Д., 1992, Хаин В.Е., 1996, Шпильман В.И., 2000, Фурсов А.Я., Сим Л.А., 2000, Губерман Ш.А., 2001, Устинова В.Н., 2004 и др.). В наиболее известных подходах, опубликованных в последние годы, строятся регулярные блоковые структуры по осям флексурно-разломных зон на основе комплексного анализа дешифрирования дистанционных методов и результатов интерпретации грави-, магнито- и сейсморазведки (Сим Л.А., Фурсов А.Я., Постников Е.В., 1991-2000 гг., Устинова В.Н., 2004).

Общими параметрами этих блоковых схем для условий Западной Сибири являются:

- два преобладающих азимута границ блоков в 320 и 0 градусов (северо-запад и меридиан);

- размеры изометричных блоков на уровне масштаба осадочного чехла находятся в пределах 2-12 км;

- размеры блоков на уровне фундамента составляют порядок 30-50 км.

В.Б. Писецким в конце 90-х годов ХХ века была разработана методика оценки флюидодинамических параметров по сейсмическим данным («ДФМ – технология»), основанная на теоретических и экспериментальных выводах о механизмах блоковой динамики осадочного чехла, упругих модулях дискретных сред и их связи с параметрами флюидных течений с одной стороны, а с другой – с параметрами сейсмического отклика [165].

Автор согласен В.Б. Писецким, подчеркивающим в своих работах, что успешное решение различных задач прогноза флюидодинамических параметров может быть обеспечено при синхронизированной работе группы интерпретаторов в составе специалистов по сейсморазведке, геологии осадочных бассейнов, геодинамике и гидродинамике. Подобная «синхронизированная» работа отвечает принципам системного подхода в решении задач геологического моделирования и прогноза.

Согласно флюидодинамической модели нефтегазообразования [196], ведущим фактором ее функционирования являются природные породные растворы и расплавы. Они возникают в очагах нефтегазообразования на глубинах 2-10 км при температурах 60-120°С и концентрируются в зонах разуплотнения. Образуются неравновесные, неустойчивые системы с высоким внутренним флюидным давлением, приводящим к блоковым перемещениям пород и гидроразрывам пластов.

В работах А.Н. Дмитриевского [75, 77, 79, 80] делается вывод о связи энергетики, динамики и дегазации Земли, вводится понятие энергоактивных зон Земли (ЭАЗ) и механизма их формирования в результате взаимодействия неоднородной геологической среды с потоками энергии и физическими полями различной природы. По мнению А.Н. Дмитриевского активность флюидизации контролируется автоколебательными процессами дилатансии и компакции [75].

В работах Соколова Б.А., Старостина В.И. [196, 198] предложена единая флюидодинамическая концепция формирования месторождений полезных ископаемых – и металлических и углеводородных. Общая схема генерационного процесса состоит из двух этапов. Первый этап - мобилизация исходных пород и превращение их в природные породные растворы и расплавы; второй - миграция их и аккумуляция полезных ископаемых, имеющая ступенчатый, пульсационный характер.

В верхней части земной коры флюидодинамические системы реализуются в форме двух групп региональных геологических структур: рудномагматических (вулканогенно-рудных) центров и осадочных нефтегазоворудных бассейнов [198].

Проявление внутренней геодинамической активности тесно связано с седиментационными процессами формирования осадочных толщ, распределением в них песчано-глинистого материала, постседиментационными процессами локальной геотектоники и флюидодинамики вплоть до настоящего времени. По мнению Н.П. Запивалова «практически все скопления нефти и газа в литосфере приурочены к очагам трещиноватости, к системам нарушений и разрывных дислокаций, а также к различным градиентным зонам» [85]. Поэтому изучение очагов и зон активной геодинамики и флюидомиграции представляет ценнейшую информацию о природе резервуара углеводородов в целом. Нефтегазоносность пространственно связана с областями региональной миграции флюидов из глубины по зонам субвертикальной трещиноватости [85].

Несомненна приуроченность высокопроницаемых пород к зонам современной сейсмической неустойчивости. Геометрия проявления этих процессов в пространстве имеет чаще локализованный субвертикальный, а не строго линейно-плоскостной характер [14, 85]. Современные глубинные геодинамические и флюидодинамические процессы определяют очаговую генерацию углеводородов и создают залежи нефти и газа с большим разнообразием форм и фазовых ношений.

1.2.2. К вопросу о вращательных (ротационных) движениях, вихрях при формировании литосферы В последние 30 лет активно развивается направление ротационных процессов и вихревой геодинамики (И.В. Мелекесцев, Е.А. Мясников, О.И. Слезнак, А.В. Викулин и др. [124, 125, 139, 188, 44]), участвующих в процессах как на Земле, так и за ее пределами. Влияние ротационного эффекта на геологические процессы рассмотрено в работах геологов и геофизиков. Упоминания о вихревых структурах в геологии впервые появились в первой половине XX века в работах Ли Сы-гуана [116, 237], выделившего вихревые структуры с горизонтальной осью вращения в геологических разрезах Китая, и С. Фузыхара и др. [233], где было показано вращение крупного блока земной коры вокруг залива Сагами.

В дальнейшем, в 60-70-х годах XX века ученым удалось зафиксировать детальную структуру спиральных вихрей - циклонов, тайфунов, с помощью спутников были открыты спиральные вихри в океанах – ринги.

Их диаметр составлял 300-500 км, а длительность существования достигала 3 - 4 лет. Ряд исследователей обратил внимание на сходство облачных систем циклонов с рисунком наземных геологических структур [140]. Распределение вулканических образований, созданных за последние 50-100 млн. лет на дне океанов, позволило создать вихревую вулканическую гипотезу [124, 125].

Гигантская вихревая структура, охватывающая большую часть северного полушария Марса, была выявлена с помощью космических аппаратов. Большое Красное пятно диаметром ~ 40 тыс. км на Юпитере также можно отнести к разряду активных вихревых структур [111]. Полученные данные позволяют сделать вывод о большом воздействии ротационного эффекта помимо физико-географической среды на формирование геологических структур, магматическую деятельность [44, 125]. По мнению А.В. Викулина, вращательное движение является характерным свойством пространства-времени Вселенной [44]. Вихревое (вращательное) движение, в соответствии с законами сохранения, либо существует в природе, либо его нет (И. Кеплер и Р. Декарт). Во многих возникших независимо друг от друга теориях (Г. Гельмгольц, Дж. Томсон, В.А. Ацюковский и др.) элементарные частицы, ядра атомов, атомы, молекулы и др. образования до галактик и силовых полей включительно рассматриваются как вихревые структуры среды, заполняющей Вселенную (Эстерле О.В., 2003 [227]).

Квантовый характер образований в таких теориях естественным образом вытекает из свойств этой среды, поскольку вихревые структуры могут иметь только такие параметры, которые допускают существование целого числа стоячих волн.

Вращательные (вихревые) движения являются характерным свойством материи галактик (Комаров В.Н., Пановкин Б.Н. [101]). На планетарном уровне интенсивные вращательные движения проявляются в виде циклонов в атмосферах Земли, Сатурна, Юпитера [146], Нептуна [161]; замкнутых течений в мировом океане Земли, кольцевых [101, 112], вихревых [116, 124, 139, 188] и других образований, объединенных в пределах твердой части литосферы в орогенную планетарную систему [220].

Результатом движения блоков твердой среды является образование дислокаций и дисклинаций [44]. Их размеры и характерные времена изменяются от микротрещин R10-8 м, 10-8 сек до очагов сильнейших землетрясений R106 м, 100 лет 109 сек [44].

С 50-х годов ХХ века (Ли Сы-гуан, [116]) появилось много данных, прямо или косвенно указывающих на существование вихревых (кольцевых) структур в литосфере, выделенных на геологическом материале всех геологических эпох на самых разных масштабных уровнях: от локального до планетарного [47, 100, 112, 124, 166, 188]. Существование вихревых движений в земной коре подтверждается данными прямых геодезических наблюдений (Сато Х., [184]).

Законы сохранения и уравнения в физике движения тесно связаны с симметрией пространства-времени. Поэтому вихревые структуры необходимо рассматривать в их тесной взаимосвязи, в первую очередь, с проблемой организации структуры вещества в пространстве и во времени [44].

Феномен глобальной упорядоченности установлен не только для поверхности твердой Земли – рельефа, но с достаточной надежностью прослежен в более глубокие оболочки планеты: литосферу, верхнюю мантию, и с меньшей уверенностью до границы с внешним ядром. На сегодняшний день обобщено и сведено в целостную картину достаточно большое количество фактических данных, которые демонстрируют со всей очевидностью упорядоченную структурную организацию Земли. Не менее важно и то, что подобный феномен установлен на всех планетах земной группы [44].

Интерес к вихревым структурам в литосфере, проявлению их в геологических и геофизических полях в Западной Сибири связан, прежде всего, с концепцией геосолитонов, концепцией дегазации Земли и флиюдодинамикой, определяющих как процессы образования, так и формирования месторождений нефти и газа, контролирующих характер распределения физико-гидродинамических свойств геологической среды.

–  –  –

В качестве альтернативы представлениям о формировании месторождений нефти и газа за счет углеводородов, генерированных из РОВ осадочных пород на разных стадиях катагенеза, в последнее время активно разрабатываются две группы концепций. В соответствии с одной из них преобразование ОВ и миграция генерированных таким образом углеводородов обеспечиваются энергией сейсмотектонических процессов (Э.М. Галимов, Н.В. Черский, А.А. Трофимук и др.) или аномальными потоками тепла и глубинных преимущественно водно-углекислых флюидов (Б.А. Соколов и др.). В соответствии с другой скопления углеводородов формируются при вторжении в осадочный разрез глубинных эндогенных углеводородов, генерированных либо из ювенильного (первичного) углерода, либо за счет рециклического углерода, затянутого повторно на большие глубины вместе с метаморфизующимися осадочными и изверженными породами (Валяев Б.М.

[40]). Эти разновидности глубинных углеводородов трудноразличимы даже на изотопно-геохимическом уровне, поэтому в аспекте поисков различать механизм их генерации непринципиально [40].

Идеи глубинной дегазации мы находим и в работах Д.И. Менделеева, который считал, что процессы химического образования газообразных углеводородов происходили не только в прошлые геологические периоды, но могут происходить и в наши дни, поэтому их запасы могут возобновляться и пополняться в случае их истощения. От геолога XIX века Г.В. Абиха, работавшего на Кавказе, Д.И. Менделеев знал, что месторождения нефти и газа часто приурочены к трещинам в земной коре, по которым газообразные углеводороды поднимаются из Земли и скапливаются в пористых пластах.

Предположение о «дыхании» нашей планеты, которая непрерывно и в огромных объемах выделяет глубинные газы в космическое пространство в начале XX века высказывал В.И. Вернадский [43]. По мнению П.Н. Кропоткина и Б.М. Валяева [107], только «холодный» вариант дегазации Земли может обеспечить сохранность и накопление углеводородов в осадочных отложениях. «Горячая» дегазация, по нашему мнению, связана с выходами глубинного водорода и гелия, имеющими отрицательный дроссельный эффект, что при расширении этих газов в верхних слоях земной коры и приводит к значительному повышению температур. В отличие от П.Н. Кропоткина и Б.М. Валяева, мы считаем, что не только «холодный» вариант дегазации Земли обеспечивает сохранность и накопление углеводородов в осадочных отложениях.

Современные данные о дегазации Земли свидетельствуют о том, что наиболее плотные потоки глубинных ювенильных газов, включая углеводороды, локализуются в континентальных рифтовых зонах [180].

В настоящее время можно дискутировать лишь о доле абиогенных углеводородов в известных скоплениях, однако нельзя оспаривать сам факт их подтока в рифте вместе с другими эндогенными флюидами. Это подтверждается как исследованиями в современных «живых» рифтах (Красноморский, Восточно-Африканские), так и приуроченностью к осадочному выполнению рифтовых впадин рудной минерализации меди, цинка и других металлов, а также глубинных газов - гелия, азота, водорода, вплоть до промышленных скоплений. Глубинные разломы, оконтуривающие и секущие грабен-рифты, играют важную роль в процессах подтока глубинных углеводородов [180].

Проблемам дегазации Земли были посвящены конференции 2002, 2008, 2010 и 2012 гг., которые проведены в Институте проблем нефти и газа РАН (г. Москва) благодаря А.Н. Дмитриевскому и Б.М. Валяеву, где обсуждались глобальные аспекты дегазации Земли и воздействие ее на процессы в приповерхностных слоях, геодинамические факторы, их роль в дегазации Земли, а также вопросы, связанные с генезисом нефти и газа, и новые подходы при поисках скоплений нефти и газа [73].

С глубинной дегазацией связаны планетарные катастрофы в биосфере. Корни глобальных геодинамических процессов сместились с уровня верхней мантии до ядра Земли. Рассматривались каналы миграции флюидов, связанные с дизъюнктивными деформациями и с инъекционными структурами (диапирами). В мантии важнейшими структурами разгрузки глубинной энергии были плюмы, суперплюмы. Наметился прогресс в термодинамическом моделировании состояния углеводородов в мантии и их трансформации на пути в осадочный чехол.

Сегодня, учитывая огромные масштабы дегазации Земли, нельзя изучать генезис и вести поиск залежей нефти и газа без учета возможного абиогенного синтеза углеводородов. Анализ путей миграции глубинных флюидов, зон разгрузки глубинной энергии позволит разработать новую стратегию поиска залежей нефти и газа и нестандартно подойти к оценке запасов углеводородного сырья. Кроме того, необходимо отметить и сближение органической и неорганической концепций генезиса нефти и газа [73, 135].

1.2.4. Элементы геосолитонной концепции и природа субвертикальных зон деструкции Геосолитонная концепция глубинного образования УВ предлагает практические рекомендации по технологии поисков, разведки и разработки месторождений, а также согласуется с большинством известных космогонических и геологических концепций, вносит определенный вклад в теорию геологических процессов и явлений.

Горячие вулканы, извергающие огнедышащую лаву, умеренно теплые грязевые вулканы, извергающие нефть, газ и воду, холодные вулканы, «извергающие» дробленые горные породы в горах, образующие потом осыпи щебня, криогенные вулканы, извергающие замораживающие породы, газы типа метана или азота, которые создают мерзлоту над газовыми месторождениями на севере Западной Сибири, - все это разные формы проявления одного и того же механизма дегазации Земли.

Практически, большинство идей, которые были высказаны Г.В. Абихом и Д.И. Менделеевым в ХIХ - начале ХХ веков, находят свое продолжение в геосолитонной концепции дегазации Земли [14].

Американский геолог Ю. Коста в начале XX века выступил с дислокационной теорией нефтяных эманаций, предсказав определенные геосолитонные идеи. Ю. Коста считал, что нефть и газ выброшены в осадочные породы по «трубкообразным каналам». Детальная 3D-сейсморазведка месторождений УВ в конце XX века подтвердила, что следы геосолитонных траекторий чаще всего в Земле имеют трубкообразную форму. Эти же геосолитонные трубки были «жерлами» грязевых вулканов, которые в начале XX века изучал Э. Штебер на Керченском, Таманском и Апшеронском полуостровах.

Одним из интересных объектов, все чаще выделяемых в последнее время на сейсмических разрезах, являются так называемые зоны деструкции горных пород (динамически напряженные зоны, разуплотнения, ослабленные и т.д.) и связанные с ними геодинамически активные очаги, оказывающие влияние на формирование как ловушек, так и залежей нефти и газа [14], а также на распределение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных объектов и, как следствие, на характер поля продуктивности.

Анализ по Приобскому месторождению в центральной части Сургутского свода, выполненный еще в конце 1980-х годов, показал, что поперечные размеры субвертикальных зон деструкции (СЗД), как правило, составляют первые сотни метров, и очень редко превышают 1 км (рис. 1).

Подобные исследования и анализ проведены и на Красноленинском своде по площадям Талинского и Ем-Еговского месторождения, где видимые размеры сечений СЗД варьируют от 50 до 550 м.

Преобладающий диаметр СЗД был определен до 1 км [13]. Сравнительный анализ временных сейсмических разрезов и промысловогеологических данных по подавляющему большинству региональных и площадных сейсморазведочных работ Западной Сибири позволил выдвинуть гипотезу о закономерных связях между местоположениями очагов высокой концентрации зон деструкции и нефтегазоносностью.

В последние годы сейсмические исследования, выполненные в акватории Каспийского моря, позволили выявить субвертикальные геологические тела (СГТ), которые пронизывают осадочный чехол от фундамента до поверхности [120]. Как правило, СГТ не имеют видимых «корней» и обычно приурочены к зонам глубинных разломов, рассекающих ЮжноКаспийскую впадину на крупные блоки. Наиболее крупные субвертикальные тела имеют диаметр от 3–4 до 10 км и высоту от 8–10 до 20 км.

Рис. 1. Гистограмма линейных размеров горизонтальных сечений субвертикальных зон деструкции горных пород на Приобском месторождении (Западная Сибирь) Субвертикальные тела отражаются в гравитационных и электромагнитных полях отрицательными аномалиями и характеризуются повышенной радиоактивностью. СГТ представляют собой сложные геологические образования и являются зонами выхода на поверхность флюидов и разуплотненного осадочного материала. Наиболее масштабное проявление этого процесса – грязевой вулканизм. Авторы делают вывод о связи генерации и накопления УВ с динамикой процессов формирования субвертикальных геологических тел [120].

Согласно нашим исследованиям [14, 28] очаги субвертикальных зон деструкции работают в импульсном режиме длительное время. В момент осадконакопления очаг сначала создает «благоприятные» коллектора, а затем на этом месте при повторной активизации очага СЗД возможно и через несколько миллионов лет начинается активная нефтегазогенерация. Преобладающая пространственная форма СЗД - узкие трубки с размытыми боковыми границами, что удалось установить с помощью наблюдений методом высокоразрешающей сейсморазведки 3D [13, 14]. Даже на площадях, удаленных от активных сейсмотектонических зон и разломов, четко фиксируются отдельные зоны деструкции и целые системы СЗД с переменной их концентрацией, проникающие из прифундаментной части геологического разреза вверх в мезозойскокайнозойский осадочный комплекс. По мере приближения от спокойных участков к активным сейсмотектоническим зонам происходит увеличение диаметра, высоты подъема и концентрации зон деструкции. На наиболее активных современных сейсмотектонических участках наблюдается подъем СЗД до самых верхних отложений разреза и унаследованность структурных форм по всем отражающим горизонтам.

Наиболее ярко выражено проявление субвертикальных зон деструкции на месторождениях Красноленинского свода, где многими исследователями эти аномалии называют субвертикальными зонами трещиноватости, связывая с ними флюидопроводящие системы, дренирующие кристаллический фундамент и осадочный чехол, приводящие к гидротермальному метаморфизму вмещающих пород [8, 9, 48, 51].

В качестве наиболее распространенных диагностических признаков, указывающих на местоположение СЗД, выделяемых по временным сейсмическим разрезам, принимались различные аномалии волновой картины [14, 28]. За информативные признаки использовались раздвоение и увеличение числа фаз, усложнение волновой картины до полной потери корреляции, появление отраженно-рассеянных или дифрагированных волн от крутопадающих границ и другие. Субвертикальные зоны деструкции выделяются на основании сейсмостратиграфического анализа временных сейсмических разрезов. Отличительной особенностью проведенного в работе анализа являлось применение технологии высокоразрешающей сейсморазведки, позволяющей максимально сохранить высокочастотные компоненты спектра как по вертикали, так и по латерали.

Большинство структур, «перегибов», которые 150 лет ищут геологи, нефтяники, имеют геосолитонный генезис. Эти «перегибы» и есть проявление геодинамики и геосолитонной дегазации, их видно даже на структурной карте. Их большое множество, в этом проявляется и их фрактальность. Объяснение причин их малоразмерности в том, что геосолитон имеет вихревую структуру, в которой осевая часть (самая центральная) «крутится» быстрее, чем все остальное. В осевой части и «пучит» поэтому сильнее, получаются правильные конические формы.

Высокая степень локальности свойств среды, насыщенной системами СЗД, создает иные исходные условия и предпосылки для разведки и разработки месторождений нефти и газа, промыслово-геологические параметры которых тоже обладают существенно более дискретными коллекторскими свойствами. В работах М.А. Садовского, И.Л. Нерсесова и др. [74, [181] обращается внимание на принципиально важную дискретность модели среды в сейсмотектонических процессах трещинообразования.

М.А. Садовский [74] дал краткое описание новой блочно-иерархической системы моделей геологической среды, состоящей из блоков породы различных размеров. Такая система открыта для энергообмена с окружающей средой и имеет в своей структуре аномально активные области, прочность в которых меньше прочности окружающих блоков. Именно такими аномальными областями являются субвертикальные зоны деструкции.

1.2.5. Вопросы восстанавливаемости запасов нефти и газа

Генерация, миграция и аккумуляция углеводородов в пределах Земли на доступной для человека глубине является фундаментальной проблемой естествознания и нефтегазовой геологии. По мнению ряда современных ученых [49, 85, 132, 193] объем углеводородов в глубинах Земли во много раз превышает начальные потенциальные ресурсы всего осадочного чехла.

По мере проведения исследований становится все больше аргументов в пользу данной концепции.

В последнее время наметилась тенденция к сближению двух противоречивых сторон биогенной и абиогенной гипотезы. Объединяющим началом послужила идея В.И. Вернадского о глобальном геохимическом круговороте вещества на нашей планете. Идею круговорота позволяет совместить лучшие стороны двух существующих гипотез. Так биогенная гипотеза объясняет роль механизма преобразования органического вещества в нефть и газ на нисходящей ветви круговорота, а абиогенная гипотеза – на восходящей. Так совокупность двух данных концепций можно рассматривать как взаимодополняющую систему представлений, которые отражают два основных механизма формирования углеводородов в процессе глобального геохимического круговорота.

Б.А. Соколовым и Э.А. Абля (1999) предложена флюидодинамическая модель нефтегазообразования [194]. Данная модель базируется на свойствах осадочных пород в процессе литогенеза расслаиваться на зоны уплотнения и разуплотнения. Так, исходя из данной концепции, развитие осадочного бассейна закономерно приводит к созданию зон разуплотнения, насыщенных углеводородом и находящимися под высоким давлением. Нефть и газ являются разновидностью низкотемпературной дефлюидизации нефтематеринских пород, находящихся в очагах генерации углеводородов [195].

Сторонники неорганической гипотезы (например, А.Н. Кудрявцев, [110]) считают, что ведущая роль в формировании месторождений принадлежит глубинным разломам. Механизм образования нефти и газа протекает в высокотемпературных очагах нефтегазообразования. По мнению П.Н. Кропоткина углеводороды поступают в осадочную толщу литосферы в результате дегазации мантии.

По мнению А.Н. Дмитриевского [75], при неорганическом происхождении нефти источником является углеводородный газ, выделяющийся в глубоких земных недрах из углесодержащего вещества. Сторонники неорганического происхождения нефти не отрицают происхождение углеводородов из органики, но считают, что их можно получить и альтернативным, неорганическим способом.

В.П. Гаврилов [49] приводит примеры формирования залежей за несколько лет на месторождении в Чеченской Республике, на Ромашкинском месторождении (разрабатываемом более 50 лет) в последние годы у ряда старых скважин наблюдается «второе дыхание». При разработке залежь в первую очередь отдает легкие фракции, а тяжелые выкачиваются последними. Изучение физико-химических свойств нефти Ромашкинского месторождения показывает, что на фоне общего увеличения плотности в ряде скважин отмечено поступление легкой газированной нефти [132]. На ряде залежей, по которым уже извлечены все геологические запасы, добыча нефти продолжается. Некоторые скважины характеризуются пульсирующими режимами нефтедобычи: падение дебитов сменяется долговременным его ростом. На ряде месторождений Западной Сибири также зафиксирован пульсирующий режим нефтедобычи в скважинах [49].

Многие исследователи нефтяных и газовых месторождений [76, 190] придерживаются того мнения, что возобновление запасов УВ в истощенных месторождениях, связанно с современными вертикальными движениями земной коры. Наблюдаемые с помощью инструментальных методов волновые и колебательные движения в районах интенсивной добычи углеводородов обусловлены флюидным режимом и особыми свойствами пород верхней коры. Флюиды, являясь подвижным активным и агрессивным компонентом, обеспечивают высокие скорости процессов. Ряд механизмов флюидных движений дополняется различными сопутствующими явлениями.

Р.Х. Муслимов (2004), И.Ф. Глумов и др. (2004) основываясь на тесной взаимосвязи строения месторождений в осадочном чехле и кристаллическом фундаменте, считают, что ключ к поискам нефти и газа лежит в изучении фундамента [132, 153]. Действительно, при изучении закономерностей размещения нефтяных залежей по площади и разрезу осадочного чехла (в пределах Южно-Татарского свода) четко прослеживается связь нефтеносности с блоковым строением: все нефтяные залежи в пределах свода контролируются разломами, секущими кристаллический фундамент и его осадочный чехол. Аккумуляция нефти происходит преимущественно в пределах участков дизъюнктивной раздробленности кристаллического фундамента, в частности в узлах пересечения разломов [132, 153].

Г.П. Каюкова, И.П. Зинатуллина и др. (2001) при исследовании закономерностей вертикального распределения УВ (так же в пределах ЮжноТатарского свода) установили приуроченность залежей к тектоническим разломам и аргументируют преобладающую роль восходящей вертикальной миграции в формировании промышленных скоплений нефти палеозойского комплекса [97].

Данные ряда исследователей [131, 132], основанные на изучении геохимических, палеонтологических, геофизических и геологических моделях (в пределах Волго-Уральской НГП), позволяют делать выводы о широком развитии вертикальных перетоков нефти и газа в осадочном чехле, а так же о формировании залежей в верхних горизонтах за счет вертикальной миграции. В качестве весомого аргумента в пользу вертикальной миграции нефти в палеозойском чехле свидетельствуют приуроченность скоплений нефти к тектоническим нарушениям, интенсивная битумонефтенасыщенность разреза чехла в целом.

На основании изучения фундамента сделан вывод, что фундамент является геодинамической активной системой, включающий зоны разуплотнения, которые обладают коллекторскими свойствами и флюидонасыщенностью [131, 132, 153]. При изучении геодинамической активности зон-коллекторов геофизическими методами выявлено, что геодинамические процессы, движение газа и воды не только не прекращается, но и начинают фиксироваться заново в ранее неактивных зонах [132].

Глубинная флюидизация и современная геодинамика – это взаимосвязанные процессы. Динамика процесса дегазации определяет периодичность вулканических и сейсмических процессов: проявление современной сейсмичности – косвенных признаков периодического проявления неогеодинамических процессов, вызванных глубинной флюидизацией [132, 190].

Л.М. Ситдиковой [190] на основании исследований сейсмических данных и данных по бурению глубоких скважин установлена неоднородность кристаллического фундамента сводовых поднятий древних платформ, выраженная в наличии региональных выдержанных зон деструкций пород архейского и протерозойского комплекса. Этим исследователем в разрезе кристаллического основания выделяются компрессионные и декомпрессионные зоны. На основании петроструктурного анализа выделены закономерности распределения различных типов трещиноватости зон деструкций: трещины скольжения, разрыва, трещины постдинамической релаксации [190]. Формирование зон деструкций сопровождается активным поступлением гидротермального флюида, которые влекут за собой активные процессы гидротермальных изменений горных пород, а те в свою очередь порождают каталитический процесс синтеза сложных углеводородных соединений – это подтверждается наличием углеводородных соединений в зонах деструкций [190].

А.Н. Дмитриевским проведен анализ закономерностей размещения нефтяных залежей по площади и разрезу осадочного чехла (в пределах Татарского свода), выявлена тесная взаимосвязь нефтегазоносности осадочного чехла с разломами и блоковым строением кристаллического фундамента. Разломы, по мнению ряда исследователей [131, 190]) служат проводящими каналами для всех флюидов. А.Н. Дмитриевским установлено, что большую роль в разломной тектонике кристаллической коры играют нарушения листрической формы: они почти вертикальны у поверхности, а на глубине их угол уменьшается и они образуют пологие границы. Области выполаживания разломов формируют субгоризонтальные расслоенные зоны. По мнению исследователя, механизмом, заставившим углеводороды двигаться в сторону от их первоначального положения и концентрироваться на небольших площадях, образуя месторождения, является дилатансионное расширение. Данное расширение возникает при сдвиговых деформациях в трещиноватых зонах разломов под действием тектонических сил.

Данный механизм движения флюидоупоров среди всех возможных механизмов является самым интенсивным и универсальным и действует как в разломах, так и в тонких трещинных слоях [76].

Процессы миграции и формирования (или переформирования) залежей, по мнению современных исследователей (Н.П. Запивалов, В.П. Гаврилов и др.), происходят достаточно быстро, в течение нескольких лет. Формирование скоплений нефти и газа – постоянно действующий процесс: залежи углеводородов формировались и переформировывались в прошлые геологические эпохи, формируются и сейчас [49]. Причинами активного и быстрого современного образования и миграции УВ является дегазация мантии Земли (этого мнения придерживаются и сторонники неорганической теории происхождения нефти) [49, 85].

В соответствии с геодинамической концепцией нефтегазообразования, образование нефти и газа может происходить различным путем: в крупных впадинных земной коры по классической схеме, в рифтовых прогибах, в зонах субдукции [78].

Залежь углеводородов – открытая система, способная к самовосстановлению в относительно короткое время. Разработка и эксплуатация месторождений нарушает динамическое равновесие в пласте, возбуждая естественный подток углеводородов, которые начинают компенсировать величину отбора [75].

Изучая вопрос о миграции, аккумуляции и генерации нефти и газа и рассматривая углеводородную систему как самовосполняющуюся, можно сделать выводы о наличии факта миграции углеводородов из зон деструкций фундамента в вышележащие горизонты по зонам многочисленных разломов. Так же можно говорить о «подпитке» нижних горизонтов крупных нефтяных месторождений «углеводородным дыханием» фундамента. Приуроченность путей миграции нефти к зонам разломов, молодой возраст залежей нефти дают основание предполагать продолжение процессов формирования залежей в настоящее время, наличие современной миграции нефти и восполнение запасов. Как видно из вышесказанного наиболее реален и теоретически оправдан подход к этой проблеме с позиции неорганического происхождения нефти, поскольку процесс глубинной генерации углеводородов и периодического их поступления в верхние горизонты земной коры и осадочного чехла является закономерным и подчиняется определенным геотектоническим условиям, но все же не следует снимать со счетов и биогенную теорию – как объяснение преобразования углеводорода.

Изучение проблемы подпитки УВ из глубин через нефтепроводящие каналы и уточнение механизма данного процесса, скорее всего в скором будущем приведет к коррекции методики геолого-поисковых работ и процессу разработки месторождений.

1.3. Геологическое моделирование и системный подход

Геологическая модель, представление о строении и образовании залежи нефти и газа, формировании залежей и месторождений – основана не только на данных разведки, но и разработки залежей и месторождений УВ.

Все начинается с наших априорных представлений, нашей профессиональной «зрелости», осведомленности, нашей свободы от догм и принятых (часто устаревших) теорий, концепций и положений о генетической природе образования и миграции углеводородов и т.д.

Каковы наши представления о тех геологических объектах, которые мы ищем на этапе поисково-разведочных работ, такова и успешность разведки. Какими мы предполагаем (по результатам разведочных работ) ловушки, залежи и месторождения нефти и газа – таковы и методы оценки углеводородного потенциала, т.е. методы подсчета запасов и построения первых геологических моделей, которые послужат основой для проектирования разработки залежей и месторождений, проектирования обустройства будущих месторождений.

Эволюционный путь развития представлений о геологическом строении территории месторождения и составляющих его залежей нефти и газа не простой. По мере ввода месторождения в разработку продолжается этап промышленной доразведки. После бурения первых эксплуатационных скважин продолжается бурение и разведочных скважин, отбор и исследование керна и пластовых флюидов. Контуры залежей уточняются, открываются новые залежи и продуктивные пласты, изменяются оценки запасов нефти и газа. Соответственно новым построениям перестраивается геологическая модель залежей, составляющих большую или меньшую часть месторождения. Следом происходит корректировка проектных решений по разработке месторождения.

Этот процесс непрерывный, с момента поиска и открытия залежи, месторождения, до заключительной стадии его разработки (и как вариант, до момента восстановления запасов нефти и газа). Геологическая модель залежи нефти и газа, наше представление о процессе формирования и строении залежи (воплощенное вербально, картографически, математически и компьютерно-программным способом), постоянно изменяется по мере получения информации (геофизической, геолого-промысловой и др.).

Особенности геологического строения любого месторождения нефти и газа определяются характером распределения в пределах какой-либо площади песчано-глинистых толщ, обусловленных в большей степени геодинамикой среды осадконакопления и геодинамикой последующего развития и всей геологической историей района работ.

1.4. Выводы

Сложность геологического строения разрабатываемых залежей нефти и газа, закономерности распределения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов требуют применения более наукоемкого геологоразведочного процесса. Особенно важным этот вопрос становится на этапе построения геологических и геолого-гидродинамических моделей.

Все большую роль начинают играть методы амплитудно-частотного анализа сейсмических разрезов. Применение для доразведки месторождений методов сейсморазведки 3D с одновременным повышением вертикальной и латеральной разрешенности воспринимается теперь как естественная необходимость. Одновременно с повышением технологичности и объемов сейсмических работ возрос объем новой информации о геологическом строении исследуемых территорий, появились и нашли понимание новые геологические концепции и гипотезы о связи глубинного строения, геодинамической активности и распределения залежей нефти и газа.

В основе существующих представлений и моделей о распределении запасов лежат традиционные теоретические представления. Новая дискретная модель с локальными очагами улучшенных коллекторских свойств, повышенной нефтеотдачи требует переосмысления самих теоретических основ.

Комплексный (системный) подход к созданию геологических моделей залежей нефти и газа с привлечением всей имеющейся геофизической, геолого-промысловой информации может быть вполне успешно реализован, если будет опираться на современные достижения в геологической науке (в т.ч. современной геодинамики).

Принципиально новым элементом современной методологии разведки и освоения месторождений нефти и газа, предлагаемым в данной работе, является перманентное проведение высокоразрешающих сейсморазведочных работ 3D на этапе разработки месторождений с целью непрерывного уточнения модели изменяющейся его структуры и характера насыщения, коррекции и оптимизации добычи и увеличения нефтеотдачи.

ГЛАВА 2. ФРАКТАЛЬНОСТЬ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

К понятию и «образу» фрактальности автора привели многочисленные факты результатов геолого-геофизической интерпретации – временные сейсмические разрезы, структурные карты по отражающим горизонтам и кровле продуктивных объектов, данные промыслово-геофизических исследований – каротаж и динамика добычи по скважинам, распределение фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу. Большая часть перечисленного материала характеризуется именно высокой степенью неоднородности геологической среды, начиная от динамических и скоростных аномалий сейсмической информации, сложной морфологии структурных поверхностей отражающих горизонтов и кровли песчаных пластов, прерывистости и тонкослоистости песчаных линз в геологическом разрезе и по латерали, резкой изменчивости ФЕС, заканчивая закономерным следствием изменчивости дебитности скважин, продуктивности и динамики добычи. Исследованиям иерархической организации строения земной коры и фрактальных свойств различных геологических систем посвящены работы М.А. Садовского и В.Ф. Писаренко [181], П. Бака [230], П.М. Горяинова и Г.Ю. Иванюка [66].

Фрактальные свойства действительно присущи в ряде случаев реальным геологическим средам и системам, имеющим сложную пространственную и структурную организацию, как и элементам ландшафта, что подтверждено многочисленными наблюдениями. Эти свойства проявляются и в ряде других свойств и процессов, характерных для геологических сред, таких как механические свойства горных пород, особенности процессов фильтрации флюидов в них и тому подобное.

Самоподобие и свободная масштабируемость фрактальных структур означает, что для них - в идеальном случае - отсутствуют какие-либо внутренние характерные масштабы. Это приводит к тому, что спектр неоднородностей такого рода оказывается непрерывным (или может рассматриваться как квазинепрерывный). С точки зрения описания процессов распространения возбуждений, в первую очередь механических волн, это приводит к тому, что частотные спектры пропагаторов волн, возбуждаемых и распространяющихся в таких средах, обладают не дискретными особенностями (например, в виде полюсов различных порядков), а непрерывными особенностями - в виде разрезов на соответствующей комплексной плоскости.

Сами процессы формирования геологических сред и систем, содержащих фрактальные структуры, носят нелинейный характер. Появление у геологических объектов таких многомасштабных неоднородностей является результатом длительных процессов их формирования, в ходе которых могли иметь место различные нелинейные явления, во многих случаях сопровождающиеся динамической хаотизацией, такие как случайное перемешивание, растрескивание, случайное перемещение флюидов, сопровождающееся фазовыми и химическими изменениями и преобразованиями компонентов среды и тому подобными процессами. В некоторых случаях уже сейчас есть достаточно развитые и исследования математических моделей подобных явлений, имеющих отношение к геологическим процессам, например, гидрогеологического явления Харста [236] в работе Найденова В.И., Кожевниковой И.А. [141], которое связано с фрактальным характером колебаний стоков рек, катастрофических наводнений, колебаний уровня моря и глобального климата. В других случаях можно найти достаточно глубокие аналогии с нелинейными моделями, построенные и изученными вне прямой связи с геологией и геофизикой.

Понятие фрактала, используемое в работе, прежде всего, введено для описания реальных геолого-геофизических процессов, определяющих возможные пространственно-временные параметры месторождений и залежи нефти и газа. Чем основным различаются блоковые и фрактальные механизмы образования вертикальных зон деструкции и малоразмерных ловушек? В книге предложен приоритет фрактальных механизмов, а блоковые структуры рассматриваются как грубые аппроксимации их действия, широко применяемые в традиционной геологии.

Сравним плотности измерений, такая как 1 точка на 1 км2 (это самая высокая плотность сети ITRF в Калифорнии) существенно отличается от плотности при высокоразрешающей сейсморазведке 3D – 1 точка на 0,000625 км2, т.е. в 1600 раз меньше. Поэтому факты блоковой динамики земной коры, фиксируемые по слишком редкой сети, являются типичным и ярким проявлением «пространственного» эйлиас-эффекта (это то же самое, если построить карту по сетке наблюдений 1 точка/км2 и сравнивать с картой по результатам исследований 3D сейсморазведки).

Никакой самый точный математический аппарат численного геомеханического моделирования не поможет получить близкие к истине результаты по фактическим измерениям, «зараженным» эйлиас-эффектом.

Поэтому и блоковые модели с горизонтальными движениями по искаженным этим эффектом данным являются «фантомами» (или «эйлиасами»).

В традиционной геологии широко господствует блоковая модель геологических структур, которая с позиции фрактальности геологических процессов должна быть принципиально изменена. Но для этого потребуется еще много усилий и времени.

Типичным блоковым эйлиас-эффектом являются, по всей видимости, и представления тектоники литосферных плит. Геосолитонный фрактальный механизм геологических процессов в недалеком будущем позволит принципиально изменить многие теории в геологии.

2.1. Изменчивость свойств сложнопостроенных залежей нефти и газа как характеристика фрактальности Одной из основных причин низкой рентабельности добычи на месторождениях Западной Сибири является поспешный ввод в разработку сложнопостроенных и, поэтому, недоразведанных месторождений. Мировой опыт в нефтегазовой индустрии убедительно показывает, что во всех регионах истинная структура промышленных запасов нефти и газа, устанавливаемая в процессе освоения и длительной разработки месторождений, принципиально иная и более сложная, чем принятая изначально при проектировании систем разработки.

Структурная и информационная дифференциация уровней организации вещества Земли требует для каждого из этих уровней адекватных технологий поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Нарушение принципа адекватности является серьезной методологической ошибкой, которая на практике приводит либо к пропущенным неоткрытым месторождениям, либо к резкому удорожанию при разработке недоразведанных месторождений. Одним из главных признаков, указывающих на необходимость перехода на иной, чаще более высокий уровень организации среды, является высокая степень изменчивости свойств осваиваемых геологических объектов, невозможность получить приемлемый результат, если использовать традиционные, относительно простые модели геологических сред.

В последние годы в геологии получил широкое распространение системный подход. Но задолго до того, как начало оформляться соответствующее научное направление, в геологии широко использовались и системный подход и модели [46]. Широко используются графические модели, позволяющие сводить сложную картину геологического строения к простой схеме и выявляющие важнейшие свойства объектов, что способствует успешности проведения поисковых и разведочных работ.

Рассмотрим свойства сложнопостроенных залежей нефти и газа, представляющих более высокую степень организации среды по сравнению с традиционной пластовой моделью. Характер разных уровней сложности геологических моделей залежей нефти и газа, приведенный на рис. 2, наглядно может продемонстрировать несколько этапов познания геологического строения практически любой известной залежи или месторождения нефти и газа.

Исходная пластовая модель (рис. 2а) представляет собой априорную модель на этапе поиска и разведки (по данным редкой сети поисковоразведочного бурения и сейсморазведочных работ этого этапа). По данным, полученным на этом этапе и представляющим часто неадекватную модель залежи, составляются подсчетные планы и рассчитываются геологические запасы нефти и газа, а также проекты пробной эксплуатации первоочередных участков месторождений.

Рис. 2. Характер различных уровней сложности моделей залежей УВ Следующим этапом «жизни» любого месторождения является его промышленная доразведка, когда проводятся детализационные сейсморазведочные работы по более густой сетке, бурится ряд дополнительных разведочных скважин, начинается эксплуатационное бурение на первоочередных участках. В результате представления о геологическом строении залежи часто переходят за рамки единой пластовой модели, появляются локальные неоднородности со своим характером распределения их по площади (рис. 2б). Как правило, итогом этого этапа работ является новый подсчет запасов месторождения и составление проектных документов по технологическим решениям разработки, так как уточняются представления о форме залежи, структуре и величине запасов, а это требует детального рассмотрения возможностей их освоения и разработки.

Следом за этапом доразведки и пробной эксплуатации наступает активная разработка всего месторождения, когда в основном вся площадь разбуривается по проектной эксплуатационной сетке скважин. На этом этапе по результатам бурения эксплуатационных скважин, данных ГИС, опробования и динамики разработки строятся детальные карты геологопромысловых параметров по всему месторождению, проводятся дополнительные исследования керна, свойств пластовых флюидов и газа, гидродинамические исследования и прочее.

На этом этапе мы получаем более детальное представление о строении залежей, индивидуальные характеристики распределения коллекторских свойств внутри каждой отдельной залежи и в целом по площади (рис. 3в). На данном этапе составляются трехмерные цифровые геологические модели, являющиеся основой успешной разработки, так как только подробное знание всех характеристик неоднородностей и особенностей каждой залежи может обеспечить продолжительную и эффективную работу каждой скважины. В варианте трехмерных моделей удается совместно учесть все виды информации. Как правило, на этом этапе составляются дополнения к технологическим схемам и проектам разработки, учитывающие новые представления о геологическом строении залежей нефти и газа, свойств насыщающих флюидов, опыт и динамику первых лет эксплуатации месторождения.

Проблема разведки и разработки залежей нефти и газа, имеющих тонкослоистую и линзовидную текстуру, остается одной из наиболее трудно разрешимых в нефтегазовой индустрии [137]. В ЗападноСибирском регионе в категорию таких сложнопостроенных объектов попадают, прежде всего, залежи ачимовской пачки в нижнемеловых песчано-глинистых отложениях. Кроме того, в процессе освоения большинства нефтяных месторождений установлено, что и многие другие нефтегазоносные интервалы во всем меловом разрезе очень часто имеют аналогичную структуру.

Дополнительные осложнения и проблемы при разведке и разработке месторождений нефти и газа вносят открытые в конце ХХ века и субвертикальные зоны деструкции (или геосолитонные трубки), имеющие различное флюидонасыщение и часто соседствующие друг с другом на большинстве месторождений Западной Сибири [14].

Традиционное представление о пластовой модели залежей, положенное в основу разведки и разработки, стало серьезным мешающим фактором практически на всех этапах освоения месторождений нефти и газа. Без решения этой проблемы нельзя рассчитывать на устойчивую и рентабельную добычу углеводородного сырья.

Система из гидродинамически слабо связанных тонкослоистых и линзовидных резервуаров обладает свойствами, принципиально отличающимися от свойств однородного мощного пласта с выдержанными верхней и нижней границами, и требует специфического подхода.

Перечислим только основные характерные свойств и следствия проявления таких объектов:

1. На этапе разведки при корреляции сейсморазведочных данных и промыслово-геофизических диаграмм необходимо выделить устойчивые реперные интервалы разреза. Последними, чаще всего, являются не сами нефтенасыщенные слоистые интервалы, а перекрывающие и подстилающие их существенно более выдержанные глинистые пласты, которые и должны быть использованы для структурных построений.

2. Быстрая латеральная изменчивость внутренней текстуры тонкослоистых залежей приводит к формированию неустойчивой формы отраженного импульса от них, что и делает некорректными какие-либо попытки стратиграфической увязки сейсморазведочных и промысловогеофизических данных непосредственно в этих интервалах разреза.

3. Традиционный метод законтурного заводнения, корректный для пластовых моделей залежи, теряет свою эффективность для систем, состоящих из тонких линзовидных пропластков из-за слабой латеральной проницаемости всей системы в целом. Часто возникает «кинжальное» обводнение эксплуатационных скважин в сводовых частях структур за счет прорыва пластовых вод по вертикали (из-за слишком интенсивной разработки) из нижних обводненных пропластков.

4. Мозаичный характер пространственного распределения очагов с улучшенными коллекторскими свойствами в системах тонкослоистых линзовидных резервуаров вызывает необходимость постановки детальных геологоразведочных работ с высокой степенью разрешения, как по вертикали, так и по латерали (например, высокоразрешающей сейсморазведки 3D), по результатам которых должна проектироваться технологическая схема разработки подобных месторождений.

5. Субвертикальные зоны деструкции горных пород, надежно картируемые с помощью сейсморазведки 3D в Западной Сибири, контролируют не только очаги высокодебитной добычи, но и участки наиболее вероятного «кинжального» обводнения в подобных залежах.

Условия формирования залежей нефти и газа с тонкослоистой и линзовидной текстурой принципиально отличаются от моделей однородных по литологическому составу интервалов разреза, прежде всего, существенно локальным в пространстве и во времени импульсным режимом осадконакопления. Быстрое чередование низко- и высокоэнергетических обстановок в морском бассейне, по нашему мнению, обусловлено импульсным режимом сейсмотектонической активности в локальных очагах, расположенных непосредственно на территории будущего месторождения.

Даже краткое перечисление свойств сложнопостроенных залежей нефти и газа, проявляющихся при поиске, разведке и разработке, показывает более высокий уровень организации вещества этих сложнопостроенных геологических объектов.

В соответствии с принципом адекватности для освоения этих объектов необходима разработка новой геологической концепции и новых технологий поиска, разведки и добычи нефти.

В качестве примера развития представлений о геологическом строении, характеристиках и свойствах залежей и структуры запасов нефти и газа можно привести краткую историю Варынгского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в непосредственной близости от Верхне-Коликъеганского месторождения Нижневартовского свода.

Варынгское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1988 году, введено в разработку в 1993 году. Продуктивными являются нижнемеловые (пласты БВ11 и БВ131) и верхнеюрские отложения (пласты ЮВ11 и ЮВ12-3). Основным объектом эксплуатации является пласт БВ13. При сдаче объекта БВ13 в разработку, то есть по завершении этапа разведочных работ, нефтегазоконденсатная залежь пласта БВ131 была вскрыта 10 разведочными скважинами и имела размеры 9х10 км и высоту около 45 м. При проведении корреляции объекта БВ13 верхняя часть пласта, которая имела в пределах контура нефтеносности насыщение «газ» или «нефть», индексировалась как БВ131, а нижняя часть с насыщением “вода”, как правило, была отнесена к пласту БВ132. Такое разделение позволило значительно упростить априорную модель объекта и представить запасы подсчетного объекта как пласта БВ131, имеющего в западной части границу выклинивания коллекторов, газовую шапку и характеризовавшегося максимумом эффективных толщин в юго-восточной части площади.

Эксплуатационное разбуривание началось в сводовой части структуры, и значительное число скважин вскрыли газонефтяную часть объекта.

На тот момент на месторождении не было подготовлено системы сбора свободного газа, и большинство «газовых» скважин было решено углубить до вскрытия нижнего объекта - ЮВ1.

На скважинах, оставшихся в эксплуатации на объекте БВ13, стало быстро падать давление и дебиты, вырос газовый фактор, хотя расчеты, проведенные исходя из представления о единой связанной залежи, расположенной на ярко выраженном поднятии и имевшей достаточный потенциал по законтурному питанию пластовыми водами, не подтверждали столь быстрого и значительного (до 50-80 ат) падения пластового давления. Этот вопрос требовал разрешения, к тому же остро встала задача по размещению системы поддержания пластового давления.

Детальное геологическое строение объекта БВ13 позволили изучить только результаты эксплуатационного разбуривания площади месторождения. По материалам корреляции разрезов эксплуатационных и разведочных скважин в объеме горизонта БВ13 выделено 4 песчаных пласта, в которых выявлены отдельные залежи нефти и газа, разделенные глинистыми перемычками различной мощности. Каждый из пластов представлен серией прослоев, отличающихся по мощности, коллекторским свойствам и характеру насыщения. Все выделенные пропластки имеют северо-западное простирание и линзовидное строение. В результате представление о структуре запасов нефти и газа объекта БВ13 Вырынгского месторождения изменилось.

Согласно выполненным работам по интерпретации материалов ГИС и опробования эксплуатационных скважин объект БВ13 теперь представлен серией отдельных линз песчаников, индексируемых как БВ130, БВ131, БВ132 и БВ133. В первых трех пластах выделяются нефтегазоконденсатные залежи, в последнем пласте - нефтяная. Выполненная оценка геологических запасов по проведенным построениям показала, что они ниже ранее утвержденных ГКЗ. Уменьшение запасов связано с дифференциацией и расчленением объекта БВ13 на четыре отдельных пласта, с уменьшением объема нефтесодержащих пород.

В уточненной геологической модели объект БВ13 представляет собой систему отдельных, часто разобщенных и гидродинамически не связанных малоразмерных и маломощных пластов и пропластков, составляющих отдельные залежи нефти и газа, контролируемые структурным фактором, границами выклинивания и разнообразием физических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов. Размеры выделенных по отдельным пластам залежей составляют от 200-250 м до 5-10 км; размеры неоднородностей, оказывающие существенное влияние на процесс разработки (локальные зоны отсутствия коллекторов, ухудшенных ФЕС, локальные газовые шапки и т.д.) определены от 150 до 500-700 метров.

Пример структурной карты по кровле пласта БВ131, совмещенной с эффективными толщинами, приведен на рис. 3.

Имея более детальные и близкие к действительности априорные представления о структуре запасов, строении и свойствах залежей и геологических объектов на данном месторождении или любом другом, при проектировании разработки можно выбрать оптимальные и эффективные способы эксплуатации месторождения. Постановка работ сейсморазведки 3D на этапе разведочных работ позволила бы уточнить истинную геолого-промысловую модель до ввода месторождения в эксплуатацию.

Нарушение адекватности реального геологического строения месторождения применяемой его модели проявляет себя как на этапе поиска, разведки и подсчета запасов, так и на этапе проектирования и реализации схемы разработки.

–  –  –

2.2. Достоверность геолого-геофизических построений на различных этапах разведки месторождения как проявление фрактальной структуры залежей В настоящее время все более актуальной становится проблема нарушения соответствия между уровнями сложности строения эксплуатационных объектов и применяемыми технологиями поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Большую роль приобретает задача картирования малоразмерных ловушек нефти и газа, связанных как со структурным типом залежей, так и с литологическими, стратиграфическими и тектонически экранированными ловушками.

Фактические данные, накопленные по материалам детализационных геологоразведочных работ, результатов эксплуатационного бурения дают основание выдвинуть сегодня как одно из перспективных направлений в нефтяной геологии поиски и разведку малоразмерных и сложнопостроенных объектов. Размеры таких объектов могут не превышать первых сотен метров. Такие объекты либо вообще не картируются при стандартных методах поисков и разведки в силу редкой сети геофизических измерений, редкой системы скважин и т. д., либо вносят определенные искажения в геометрические формы морфологии структурных поверхностей, карты тех или иных геофизических и расчетных параметров. Это явление в геофизике принято называть эйлиас-эффектом.

Эйлиас-эффект возникает при редкой сетке геофизических измерений относительно преобладающего размера геологических объектов.

Слишком большой шаг квантования при изучении непрерывных функций, содержащих высокочастотные компоненты, приводит к появлению ложных гармоник в низкочастотной части спектра. Ослабление этого нелинейного искажения при цифровой регистрации сейсморазведочных данных обычно достигается применением специальных антиэйлиасных фильтров, удаляющих из спектра аналоговых сейсмотрасс высокочастотные компоненты, превышающие частоту Найквиста, определяемую шагом квантования [221]) Только после прохождения через антиэйлиасный фильтр может быть произведен корректный переход от непрерывных записей к дискретным.

По-другому обстоит дело с дискретизацией по пространственным координатам, где отсутствуют непрерывные наблюдения, а дискретность измерений является изначальной без предварительной антиэйлиасной фильтрации. Дискретные точки измерения глубин, получаемые в результате разведочного бурения, находятся обычно на значительном расстоянии друг от друга. Поэтому структурные построения по данным разведочного бурения без привлечения материалов сейсморазведки почти всегда искажены пространственным эйлиас-эффектом. Эти ложные построения могут приводить к ошибочным заключениям о геологическом строении изучаемых объектов.

Результаты численного эксперимента, показывающего действие эйлиас-эффекта, приведены на рис. 4. Структурная карта кровле продуктивного пласта ЮВ1, полученная по результатам сейсморазведки 3D (равномерная сетка точек отражения 50х50 м), представлена на рис. 4а.

Карты с искусственно разреженной плотностью сетки 100х100, 250х250 и 500х500 м соответственно приведены на рис. 4б, 4в, 4г. Структурная карта по кровле пласта ЮВ1, построенная по плотности сетки стандартной 2D-сейсморазведки (шаг между профилями 1-1.5 км), приведена на рис. 4д.

На структурной карте, построенной с плотностью точек наблюдения 50х50 м (рис. 4а), можно выделить несколько малоразмерных положительных элементов, сохраняющих свое положение и на карте, полученной с плотностью точек 100х100 м (рис. 4б). При более редкой сетке наблюдений морфология структурной поверхности теряет свою выразительность (рис.

4в), сглаживаются внешние очертания структур, уменьшается их амплитудная выраженность.

При дальнейшем разрежении сети до плотности 500х500 м (рис. 4г) некоторые положительные формы рельефа исчезли, другие изменили направление простирания оси складки и местоположение свода. В результате таких изменений в плотности априорной информации могут быть пропущены локальные малоразмерные и малоамплитудные поднятия, неверно оценены характеристики выявленных структурных форм.

При эксплуатационном разбуривании нефтяных площадей месторождений в Среднем Приобье Западной Сибири обычно используется сетка 400х400 метров и реже. Таким образом, даже результаты бурения и материалов геофизических исследований скважин по эксплуатационной сетке скважин (400х400 или 600х600 м) не всегда отражают как морфологические особенности кровли продуктивных объектов, так и их внутреннее строение.

Для построения структурной поверхности кровли пласта Ю1, приведенной на рис. 4д использована неравномерная по площади сеть сейсмических профилей (шаг по профилю 200 м, расстояние между профилями 1-1,5 км). Структурная карта в таком варианте существенно отличается от ранее приведенных построений. Подобным способом получаемые структурные карты в итоге проведения I и II этапа ГРР обычно используются при подсчете запасов и проектировании разработки на большинстве месторождений.

А В

–  –  –

Рис. 4. Структурные карты по кровле пласта ЮВ1, построенные с различной плотностью исходной информации Для того чтобы составить представление о степени влияния эйлиасэффекта на разных этапах геологоразведочных работ, рассмотрим фактический пример структурных построений по верхнеюрскому объекту ЮВ1 Северо-Хохряковского нефтяного месторождения Западной Сибири (рис. 5). Для представления о структуре поверхности продуктивного горизонта ЮВ1 на рис. 6а показан фрагмент подсчетного плана по результатам бурения сети разведочных скважин и сейсморазведочных работ 2D, на основании которого было спроектировано положение добывающих скважин на первоочередном участке разбуривания месторождения.

На разведочном этапе ГРР представление о геологическом строении месторождения было значительно упрощенным. Залежи имели довольно большие размеры от 2х2 км до 16х27 км, высотой от 25 до 100 м. Тип залежей пластовый сводовый, частично литологически экранированный. Изменение водонефтяных контактов в пределах залежей объяснялось существованием «границ раздела гидродинамически разобщенных полей коллекторов» и наличием зон отсутствия коллекторов.

После бурения дополнительных разведочных скважин и уплотнения сети сейсмических профилей, разбуривания первоочередного участка эксплуатационными скважинами представления о геологическом строении месторождения существенно изменились в основном в разбуренной части (рис. 5б). На структурных планах выделена сеть разрывных нарушений, контролирующих границы залежей, размеры отдельных залежей сократились, тип выделяемых ловушек нефти и газа в основном тектонически экранированный. Объект ЮВ1 представляет собой сложнопостроенную серию отдельных песчаных линз, имеющих индивидуальные характеристики коллекторских свойств в пределах каждой линзы.

Структурная карта по кровле горизонта ЮВ1, построенная с учетом данных эксплуатационного бурения и сейсморазведки 2D (рис. 5б), отражает сложную морфологию поверхности эксплуатационного объекта. Выделяется грабенообразный прогиб северо-западного простирания, разделяющий разбуренный участок на две залежи. В процессе бурения были вскрыты отдельные участки с отсутствием коллекторов пласта. Таким образом, часть скважин попала в погруженные зоны с водонасыщенным пластом, а часть скважин оказались «сухими».

В результате исследований на разбуренной площади (по результатам бурения, данных ГИС, динамики разработки и сейсморазведки 2D) и неразбуренном участке (по результатам сейсморазведки 3D) месторождения выявлено неоднородное строение с высоко- и низкодебитными участками нефтяного поля с размерами элементов порядка 200-1000 м. Имеются участки крупных депрессий, связанные с грабенообразными прогибами и осложняющие разработку месторождения. Установлено изменение эффективной толщины продуктивных пластов от 0 до 40 м.

А Б

–  –  –

Рис. 5. Структурные картыпо кровле объекта ЮВ1 на этаперазведочных работ (А)ипосле эксплуатационного разбуривания(Б): 1-местоположениескважин; 2 – изогипсыкровли пластаЮВ 1,м; 3 – контур ВНКпо пластуЮВ1;

4 – границараздела «гидродинамически разобщенных коллекторов» пластаЮВ1 Мозаичный характер нефтяного поля в сводовой части месторождения, где было начато разбуривание по проектной схеме, подтвержден динамикой добычи нефти на этом участке.

На рис. 6 приведен фрагмент проектной сетки скважин и контур разбуренной площади, в пределах которой показаны локальные участки повышенных и пониженных среднесуточных дебитов нефти. Видно, по крайней мере, четыре локальных малоразмерных высокодебитных участка. Поперечные размеры таких участков составляют около 500 м, а участки «сухих» и малодебитных скважин в несколько раз больше.

Подобная «мозаичная» структура нефтяных полей типична, повидимому, для всей группы месторождений нефти и газа в этом районе Западной Сибири. Малые размеры изолированных залежей приводят к быстрому падению добычи на естественном режиме разработки без поддержания пластового давления. Задача оптимального размещения нагнетательных скважин при мозаичной структуре нефтяного поля становится нетривиальной, а для ее успешного решения необходима детальная информация о контурах каждой изолированной залежи.

Недостаточность данных о геологическом строении на начальном этапе разведки месторождения, обусловленная редкой сетью проводимых геологоразведочных работ, сказалась на упрощении представлений о форме и структуре запасов нефти на месторождении, что привело к существенному снижению технологической и экономической эффективности разработки объекта ЮВ1 на Северо-Хохряковском месторождении.

Рассмотренные примеры еще раз убеждают, что и для поиска и картирования малоразмерных нефтегазоносных объектов, и для уточнения геологического строения разрабатываемых сложнопостроенных залежей и месторождений как средних, так и крупных, необходимо сгущение сети геолого-геофизических наблюдений и получаемой информации.

Для повышения эффективности разработки месторождений необходимо проведение доразведки на эксплуатационных участках и перспективных площадях по методике высокоразрешающей сейсморазведки 3D. По результатам работ следует уточнить подробности геологического строения для составления планов при проектировании геолого-технических мероприятий и размещения скважин, а также методов воздействия и повышения нефтеотдачи, кроме того, могут быть выявлены малоразмерные залежисателлиты вблизи известных крупных залежей.

Рис. 6. Схема максимальных дебитов (т/сут) на разбуренном участке (Объект ЮВ1, Северо-Хохряковское месторождение)

2.3. Морфологические особенности строения залежей нефти и газа и продуктивность скважин Опыт геологоразведочных и промысловых исследований на многих месторождениях Западной Сибири, проведенных в последние годы, показал сложность геологического строения большинства продуктивных на нефть и газ горизонтов. Мозаичная структура из отдельных залежей на разрабатываемых месторождениях послужила одной из основных объективных причин крайне неравномерной по всей площади нефтеотдачи по отдельным скважинам в пределах якобы одной (в традиционных моделях) залежи. Более 30 лет ведутся неустанные работы по повышению нефтеотдачи на участках месторождений, где практическое отсутствие больших запасов нефти обусловлено самим дискретным механизмом образования залежей.

Реальный процесс разведки, освоения и разработки запасов нефти и газа обычно не подтверждает имевшиеся априорные модели, а, следовательно, и их ресурсные оценки. Накопленный объем фактического материла, а также совершенствование технологической стороны буровых и сейсмических работ способствовали появлению и развитию новых гипотез и концепций. Рассмотрим этот вопрос на примере Западно-Варьеганского месторождения Западной Сибири, расположенного в пределах Нижневартовского района Среднеобской нефтегазоносной области в окружении крупных месторождений (Повховское, Вынгапуровское, Варьеганское, Северо-Варьеганское и др.), находящихся в разработке. Этаж нефтегазоносности охватывает комплекс осадочных пород от среднеюрского до верхнемелового возраста. Промышленно продуктивными являются пласты ЮВ2, ЮВ1 (тюменская и васюганская свиты), пласты ачимовской свиты, пласт БВ10 (мегионская свита).

Открыто месторождение в 1982 году. Основным продуктивным горизонтом является ЮВ1 где сосредоточено 36% геологических запасов нефти.

В процессе разбуривания и эксплуатации месторождения существенно уточнилось геологическое строение, подсчетные параметры и добывные возможности продуктивных горизонтов. Продуктивность объекта БВ10 по данным эксплуатации добывающих скважин оказалась существенно выше, чем предполагалось. Фактический средний дебит нефти оказался выше проектного в 9 раз.

По материалам ГИС на расстоянии 200-250 м между скважинами отмечается резкое изменение толщин проницаемых пропластков, коэффициентов песчанистости, открытой пористости, нефтенасыщенности и проницаемости.

Динамика добычи по близко расположенным скважинам объекта Ю1 показывает значительное различие в средних, максимальных дебитах и накопленной добыче. Например, в паре соседних скважин среднемесячная максимальная добыча и суточный дебит могут отличаться в 10 раз, а накопленная добыча отличается почти в 5000 раз!

Анализ кернового материала выявил быструю латеральную изменчивость степени трещиноватости по образцам из пласта ЮB1 и степени карбонатизации порового пространства по образцам из пластов группы БВ10.

Сравнительный анализ кернового материала по скважинам, пробуренным в районе локального поднятия и субвертикальной зоны деструкции горных пород [14], выделенных по данным бурения и по материалам сейсморазведки 2D, показал, что в интервале пласта ЮB1 в одной из скважин (№ 2604) внутри очага зоны деструкции имеется выраженная трещиноватость, а в другой, за пределами зоны деструкции, трещиноватость отсутствует. Расстояние между скважинами около 1000 м.

Приведем выборочное описание керна по скважине № 2604 для интервала 3138,7-3136,4 м, соответствующего пласту ЮВ11: «Песчаник серый мелкозернистый разуплотненный, субгоризонтально трещиноватый... Песчаник слюдистый с сильным запахом нефти... Песчаник серый мелкозернистый с буроватым оттенком, с запахом нефти. По всему слою наблюдаются субгоризонтальные трещины. Трещины ярко выражены. Ширина трещины около 1 мм. Расстояние между ними от 0,7 до 2-3 см. Песчаник проницаемый...».

В целом по первому куполу Западно-Варьеганского месторождения удельный максимальный дебит из пласта ЮB1 из скважин, попавших в выделенные по сейсморазведке зоны деструкции горных пород, выше в 1,4 раза, чем из скважин вне таких участков [14]. Увеличение продуктивности здесь связано, вероятно, с повышенной трещиноватостью пласта ЮB1 в очагах зон деструкции.

При анализе керна, отобранного из интервала пласта БВ10, не обнаружено ни трещин, ни изменения фракционного состава. Улучшение или ухудшение коллекторских свойств в пропластках группы БВ10 контролируется соответственно уменьшением или увеличением содержания карбонатного цемента в мелкозернистых песчаниках. Пропластки с высокой карбонатизацией порового пространства имеют очень низкую проницаемость, а пропластки или локальные участки в пластах, лишенные карбонатного цемента, имеют повышенную проницаемость. Установлено, что при постоянном фракционном составе (мелкозернистой фракции) величина проницаемости меняется более чем в 1000 раз (от 0.2 до 400 мД).

Анализ проницаемости, карбонатизации и нефтеотдачи пропластков группы БВ10, проведенный ранее на соседнем Северо-Варьеганском месторождении [54], выявил четкую закономерность: как правило, карбонатизация порового пространства продуктивных горизонтов происходит как в кровле, так и в подошве первично высокопроницаемых пластов. Поэтому полная потеря проницаемости происходит, прежде всего, для тонких пропластков и участков с пониженной толщиной пропластков. Есть все основания считать, что возможно эта закономерность контролирует распределение коллекторских свойств пласта БВ10 и, возможно, пластов ачимовской группы на Западно-Варьеганском месторождении.

По-видимому, при отсутствии в исходном составе осадочного материала крупно- и среднезернистых фракций локальное повышение энергии осадконакопления может реализовываться не столько в сепарации фракционного состава (выносятся только пелитовые компоненты), сколько в формировании достаточно мощных пластов и линз мелкозернистого песчаника. Возможно, именно эти достаточно мощные пропластки и линзы способны сохранить высокую проницаемость, несмотря на карбонатизацию порового пространства на последующих стадиях геологической истории.

Другой причиной, объясняющей значительное различие проницаемости мелкозернистых песчаников пласта БВ10 в связи с изменением содержания карбонатного цемента, могут быть физико-химические процессы при осадконакоплении. Известно, что слаборастворимые соли кальция в морской воде в перенасыщенных растворах образуют золи, которые переходят в студенистые осадки, типа гелей, адсорбируемые на поверхности мелкозернистых твердых фракций. При последующем захоронении и уплотнении карбонатные гели образуют карбонатный цемент, который снижает проницаемость мелкозернистых песчаников. Очевидно, что на локальных участках с повышенными энергетическими характеристиками гидродинамических процессов при осадконакоплении вероятнее всего происходит «промывка» осадочного материала и вынос этих студенистых карбонатных осадков в более застойные области седиментации. Таким образом, дифференциация энергетических обстановок осадконакопления приводит к дифференциации содержания карбонатного цемента, и, как следствие этого явления, к резкому различию проницаемости мелкозернистых песчаников, формировавшихся при различной энергетической обстановке. На участках малых толщин песчаников может происходить смыкание карбонатизации со стороны кровли и подошвы пластов, что приводит к образованию изолированных проницаемых песчаных линз только в зонах повышенных толщин.

В 1993 году на I-м куполе Западно-Варьеганского месторождения проведены исследования сейсморазведки 3D по методике кольцевого профилирования [13, 54]. По результатам работ получены карты с высокой латеральной изменчивостью морфологии структурных элементов и малоразмерными в плане, но высокоамплитудными положительными и отрицательными структурными элементами.

С целью выявления возможных взаимосвязей между морфологией структурной поверхности и продуктивностью нефтеносных пластов проведена статистическая обработка по эксплуатационным скважинам. Обработка выполнена методом оценки средних значений максимальных дебитов по скважинам, попавшим в различные палеотектонические и морфологические элементы геологического строения.

Всего было выделено 3 признака:

1 - попадание / нет - внутрь очага зоны деструкции;

2 - попадание / нет - на крутые склоны локальных поднятий;

3 - попадание / нет - в депрессионные ловушки у подножия локальных поднятий, по которым наиболее вероятно движение турбидитового потока.

Анализ полученных гистограмм распределения продуктивности эксплуатационных скважин показал, что основные признаки участков высокодебитных скважин для объектов ЮВ1 и БВ10 различаются. Для объекта ЮB1 первым по значимости признаком показателя продуктивности является попадание в участок зоны деструкции, а для объекта БВ10 - попадание в депрессионную ловушку у подножия локального поднятия. Эти же признаки остаются определяющими и для комбинаций из двух и трех признаков.

Первые четыре члена рядов для пласта ЮB1 содержат в комбинации различных признаков обязательное попадание в зону деструкции, а первые два члена рядов для пласта БВ10 - обязательное попадание в депрессионную ловушку.

Вторым по значимости признаком для обоих пластов является попадание скважины на крутой склон локального поднятия. Этот признак особенно хорошо проявляется для пласта БВ10, т. к. наиболее вероятным направлением движения турбидитового потока (или оползня) от очага проявления активной геодинамики в виде зоны деструкции в своде локального поднятия является направление вниз по наиболее крутому склону поднятия.

На основании анализа сейсморазведочных и геолого-промысловых материалов проведено уточнение геологического строения месторождения, включающее переоценку модели месторождения. Анализ динамики разработки, материалов ГИС, керна и детализационной сейсморазведки приводят к выводу, что в интервалах пластов ЮВ1 и БВ10 имеет место высокая латеральная изменчивость геолого-геофизических и промысловых параметров.

Высокодебитные участки залежей имеют локальное распространение, и их местоположение в значительной мере контролируется морфологией структурных поверхностей кровли пластов, определяемой палеотектонической активностью.

Высокая плотность точек отражения, полученная при проведении работ сейсморазведки 3D, обеспечила возможность построения структурных карт по кровле продуктивных горизонтов в масштабе 1:10 000. Полученные детальные карты позволили не только уточнить геологическое строение в межскважинном пространстве, но и определить основные факторы, от которых может зависеть продуктивность пластов. Удалось получить более высокую детальность геологического строения залежи, чем по данным бурения по эксплуатационной сетке скважин с шагом 250x500 м.

Сопоставление структурных построений на одном из участков проведения работ по материалам сейсморазведки 3D и данным бурения эксплуатационных скважин в разбуренной части месторождения показало различный спектр выделяемых пространственных геоморфологических элементов. Размер отдельных положительных и отрицательных морфологических элементов по объекту ЮВ11 составляет по материалам 3Dсейсморазведки от 100 до 300 м, а по данным бурения от 250 до 500 м. То же касается и объекта БВ10. Отмечено различное направление простирания выделенных структурных форм по сопоставляемым планам.

Сопоставление распределения выявленных размеров неоднородностей структурной поверхности по пласту ЮВ1 на различных этапах ГРР Западно-Варьеганского месторождения отражает зависимость размеров выделяемых элементов морфологии продуктивных объектов от степени детальности имеющихся данных о его строении (рис. 7).

На поисково-разведочном этапе наиболее вероятным было картирование объектов с размерами не менее 2 км, реже до 1 км, то есть сопоставимыми с расстоянием между сейсмическими профилями на этом этапе работ. На последующих стадиях ГРР - промышленной доразведки, где основным методом доразведки в основном до сих пор является бурение эксплуатационных скважин, преобладающие размеры выделяемых неоднородностей структурного поля сопоставимы с плотностью сетки эксплуатационных скважин, то есть менее 1 км.

Размеры неоднородностей, выявляемые по результатам детальных сейсморазведочных работ, в первую очередь, зависят от плотности точек наблюдения по площади. Для сейсморазведки 3D при высокой плотности точек отражения, равномерно распределенных по площади исследований, размеры выявленных неоднородностей составляют преимущественно первые сотни метров (рис. 7в).

В результате проведенного на примере Западно-Варьеганского месторождения анализа показано изменение представлений о геологическом строении, структуре и размерах запасов продуктивных горизонтов на разных стадиях ГРР, вызванное проявлением пространственного эйлиасэффекта на каждой из стадий разведки в зависимости от полноты и плотности имеющихся геолого-геофизических данных.

–  –  –

Рис. 7. Размеры структурных неоднородностей (по кровле пласта ЮВ1), выявленные на разных этапах разведки Западно-Варьеганского месторождения Анализ материалов сейсморазведки 3D на площади месторождения и динамика добычи по скважинам показали, что высокодебитные участки по пласту БВ10 расположены на крутых склонах выявленных структур и окаймляющих их депрессионных карманов.

Активная энергетическая обстановка при формировании отложений горизонта БВ10 могла обеспечить сброс осадочного материала в депрессионные участки, что привело к смещению более высокодебитных участков со сводовых частей структур в соседние с ними депрессии. Вместе с тем в интервале пласта ЮB1 активность в очагах зон деструкции могла привести к образованию вторичных трещинных коллекторов, что повлияло на концентрацию высокодебитных участков в сводовых частях малоразмерных локальных поднятий.

Косвенным подтверждением вышесказанного является представленное на рис. 8 сопоставление карты эффективных толщин по горизонту БВ10 со структурным планом по горизонту ЮВ1.

Анализ детального рассмотрения этого сопоставления показывает, что участки повышенных эффективных мощностей горизонта БB10, представляющие в плане отдельные вытянутые линзы северо-восточного простирания приурочены в основном к склонам локальных малоразмерных поднятий, осложняющих I-й купол Западно-Варьеганского месторождения.

Установлено, что мелкие структурные неоднородности (палеогеоморфологические особенности продуктивных горизонтов) оказывают существенное влияние на продуктивность нефтеносных пластов. Предложена модель распределения зон высокой продуктивности в зависимости от положения относительно выделенных субвертикальных зон деструкции. Для нижнемеловых продуктивных объектов, как БВ10 и ачимовской толщи, зоны высокой продуктивности связаны, прежде всего, со склонами локальных поднятий и депрессионными ловушками.

Динамика добычи из пласта БВ10 на втором куполе месторождения показала, что максимальные дебиты получены именно на крутых склонах у подножия локальных поднятий. С другой стороны, наиболее продуктивные участки верхнеюрского горизонта ЮВ1 приурочены к сводам локальных поднятий.

Рис. 8. Сопоставление карты эффективных толщин по горизонту БВ10 со структурным планом по горизонту ЮВ1

–  –  –

Взаимосвязь мозаичного строения нефтяного поля и продуктивности скважин рассмотрена на примере верхнеюрского объекта ЮВ1 СевероХохряковского месторождения, которое вместе с Бахиловским и ВерхнеКоликъеганским месторождениями входит в одну из самых восточных групп нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири.

Поисково-разведочное бурение на Северо-Сикторском поднятии (к которому приурочена залежь пластов ЮВ11 и ЮВ12-3 васюганской свиты), выявленном по данным площадных сейсморазведочных работ МОВ, было начато в 1975 году, а в 1976 году скважиной 81Р, при испытании которой из верхнеюрских отложений был получен приток нефти, было открыто месторождение, названное Северо-Хохряковским. Дальнейшие ГРР включали в себя проведение детальных и рекогносцировочных сейсморазведочных работ МОВ масштаба 1:100 000, бурение поисково-разведочных скважин для изучения разреза, структурных условий, нефтегазоносности, коллекторских свойств продуктивных отложений, физико-химических свойств пластовых флюидов, то есть всего комплекса данных для обоснования подсчетных параметров и оценки запасов нефти и газа.

Оценка запасов Северо-Хохряковского месторождения произведена в 1982 году, когда в пределах месторождения были закончены бурением 41 поисковая и разведочная скважины. Было выделено два подсчетных объекта в пределах продуктивного верхнеюрского горизонта ЮВ1. Первый из них выделен в объеме пласта ЮВ11, второй объединяет нефтенасыщенные части пластов ЮВ12-3.

Для представления о структуре поверхности горизонта ЮВ1 на рис. 4а (глава 2.2) показан фрагмент подсчетного плана по пласту ЮВ11 по данным подсчета запасов 1982 г., на основании которого было спроектировано положение добывающих скважин на первоочередном участке СевероХохряковского месторождения.

Разработка месторождения началась в 1989 году. В результате проведения доразведки 28 разведочными скважинами и уплотнением сети сейсмических профилей, разбуривания первоочередного участка эксплуатационными скважинами было уточнено геологическое строение месторождения, в основном в разбуренной части (рис. 4б, глава 2.2). В дальнейшем были выполнены детальные 3D-сейсморазведочные работы в южной части месторождения, проведен анализ всех предыдущих геологоразведочных работ, состояния разработки, в результате чего был сделан вывод о мозаичности строения нефтяного поля на Северо-Хохряковском месторождении. Объект ЮВ1 представляет собой сложнопостроенную серию отдельных песчаных линз, имеющих свои индивидуальные характеристики коллекторских свойств.

Анализ информации о литологическом строении продуктивных верхнеюрских пластов группы ЮВ1 на Северо-Хохряковском месторождении показал высокую латеральную изменчивость литологического состава на расстоянии менее 1000 м, связанную с быстрой сменой палеотектонической и палеогеографической обстановок осадконакопления. Локальная мозаичная структура высокодебитных участков в нефтяном поле в пределах утвержденного контура нефтеносности Северо-Хохряковского месторождения при разбуривании по равномерной проектной сетке скважин закономерно привела к бурению двадцати «сухих» и значительного числа малодебитных скважин.

Сопоставление структурного плана по горизонту ЮВ1 и карты «нефтепродуктивности» (под которой здесь понимается сумма произведений коэффициента нефтенасыщенности, абсолютной проницаемости (по ГИС) и эффективной нефтенасыщенной толщины) по пропласткам на разбуренном участке Северо-Хохряковского месторождения показало, что наиболее продуктивные участки связаны в основном со сводами локальных малоразмерных поднятий и ближайшими к ним склонами. Размеры участков повышенной продуктивности, в которые попадают от 1 до 5 скважин, составляют от 1 до 2 км.

На разбуренной площади месторождения имеется достаточно фактических данных, подтверждающих изолированность отдельных песчаных линз друг от друга скачкообразным изменением отметок ВНК в соседних близко расположенных скважинах. Это связано с условиями седиментации.

Из приведенных фактов вытекают важные практические выводы:

на месторождении не существует единого нефтяного поля. Месторождение представляет собой систему из отдельных залежей, приуроченных к различным структурным элементам, в основном малоразмерным;

наличие отдельных изолированных нефтяных залежей предполагает широкий диапазон отметок ВНК, характер насыщения (нефть, газ, вода) должны исследоваться для каждого элемента структуры нефтяного поля;

система заводнения для поддержания пластового давления должна учитывать это мозаичное строение залежей.



Pages:   || 2 | 3 | 4 |
Похожие работы:

«Д. В. Зеркалов ПРОДОВОЛЬСТВЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ Монография Электронное издание комбинированного использования на CD-ROM Киев „Основа” УДК 338 ББК 65.5 З-57 Зеркалов Д.В. Продовольственная безопасность [Электронний ресурс] : Монография / Д. В. Зеркал...»

«ГУ р ВОПРОСЫ СОВРЕМЕННОЙ НАУКИ Ка й ри о Монография ит Том 17 з по Ре Москва УДК 08 ББК 94 В74 Редакционная коллегия: Бабаева Ф.А., канд. пед. наук, Кернесюк Н.Л., д-р мед. наук, Беляева Н.В., д-р с.-х. наук Китиева М.И., канд. экон. наук, Беспалова О.Е., канд. филол. наук, Коренева М.Р., канд. мед. наук, Богданов А.В., к...»

«Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Чувашский государственный университет имени И.Н. Ульянова" Актюбинский региональный государственный университет имени К. Жубанова Центр научного сотрудничества "Интерактив плюс"Образование и наука: современные тренды Серия...»

«НЕГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ Moscow Technological МОСКОВСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ Institute ИНСТИТУТ О. А. Ханчич АНИЗОТРОПНЫЕ СТРУКТУРЫ В ПОЛИМЕРАХ И ИХ ИЗУЧЕНИЕ МЕТОДОМ МАЛОУГЛОВОГО РАССЕЯНИЯ ПОЛЯРИЗОВАННОГО СВЕТА монография Москва УДК 541.64:539.2 Утверждено к печати Ученым Советом НОУ ВО МосТ...»

«И.В. Жежеленко, А.К. Шидловский, Г.Г. Пивняк, Ю.Л. Саенко, Н.А. Нойбергер Электромагнитная совместимость потребителей Монография Москва Машиностроение УДК 537.53 ББК 31.211 Э45 Рецензенти: В. В. Зорін, д-р техн. наук, проф. (Національний технічний університет України "КПІ", м. Київ, Україна); М.А. Короткевич, д-р...»

«Данный файл является фрагментом электронной копии издания, опубликованного со следующими выходными данными: УДК 338.9 ББК 60.5 Е 951 Рецензенты: д.с.н. Корель Л.В., к.с.н. Черкашина Т.Ю., к.с.н. Алексеева А.Ю. Ечевская О.Г. Потребление и различие...»

«Т.Б.ДЛУГАЧ ПРОБЛЕМА БЫТИЯ В НЕМЕЦКОЙ ФИЛОСОФИИ И СОВРЕМЕННОСТЬ Москва УДК141 ББК 87.3 Д–51 В авторской редакци Рецензенты: доктор филос. наук В.Б.Кучевский доктор филос. наук Л.А.Маркова Длугач Т.Б. Проблема бытия в немецкой философии и современно...»

«КОЗЛОВ А.С. УПРАВЛЕНИЕ ПОРТФЕЛЕМ ПРОГРАММ И ПРОЕКТОВ: ПРОЦЕССЫ И ИНСТРУМЕНТАРИЙ (МОНОГРАФИЯ) МОСКВА — 2010 г. УДК 005.8 ББК 65.050 К 592 Козлов А.С. К 592 Управление Портфелем Программ и Проектов: процессы и ин...»

«Министерство образования и науки Украины Государственное высшее учебное заведение "НАЦИОНАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ" Т.Н. Жужгина-Аллахвердян ФРАНЦУЗСКАЯ РОМАНТИЧЕСКАЯ ЛИТЕРАТУРА 1820-Х ГГ.: СТРУКТУРА МИФОПОЭТИЧЕСКОГО ТЕКСТА Мон...»

«О.А. Бояркина ВОДНЫЕ КОНФЛИКТЫ В МИРОВОЙ ПОЛИТИКЕ: ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ Монография Москва УДК 327.56 ББК 66.4 Б86 Рецензенты: З.А. Дадабаева, д-р полит. наук, А.Г. Задохин, д-р полит. наук, проф. Бояркина, Оксана Александровна. Б86 Водные конфликты в мировой политике: проблемы и перспективы : монограф...»

«ГУ р ВОПРОСЫ СОВРЕМЕННОЙ НАУКИ Ка й ри о Монография ит Том 9 з по Ре Москва УДК 08 ББК 94 В74 Редакционная коллегия: Бабаева Ф.А., канд. пед. наук, Коренева М.Р., канд. мед. наук, Беляева Н.В., д-р с.-х. наук Понькина А.М., канд. Беспалова О.Е., канд. филол. наук, искусствоведения, Богданов А.В., канд. физ.-мат. наук, Савин В.В., канд. филос. наук, Б...»

«Э.С. Абдулаева, К.В. Хадисова СПЕЦИФИКА СОЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ МОЛОДЕЖИ И ДЕТЕЙ В РОССИИ Монография Москва УДК 316 ББК 60.5 А13 Авторы: Э.С. Абдулаева, доцент кафедры теории и технологии социальной работы Чеченского государственного университета, канд. филос. наук, К.В. Хадисова, ст. п...»








 
2017 www.kniga.lib-i.ru - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн материалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.