Технология декарбонизации. С.В. Леонтьева

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет» Структурное подразделение

«Институт дополнительного профессионального образования»

А.В. Чибисов, А.П. Чижов, В.Н. Минкаев

Учебное пособие

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Уфа

ФГБОУ ВО «УГНТУ» • ССП УГНТУ «ИДПО»

2023

УДК 550.8

ББК 26.343

П47

П47 Поиски и разведка месторождений углеводородов [Электронный ресурс]: учебное пособие/ А.В. Чибисов, А.П. Чижов, В.Н. Минкаев. – Электрон. текстовые дан. (0,98 Мб) – Уфа: УГНТУ, 2023 – 1 электрон. опт. диск (CD-ROM) – Систем. требования: проц. с такт. частотой 700

МГц и выше; 128 Мб опер. памяти и выше; разреш. экрана 1024x768 пикс.; ОС Windows, macOS; Программа для чтения файлов .pdf. – Загл. с титул. экрана.

Учебное пособие посвящено рассмотрению вопросов поисков и разведки месторождений углеводородного сырья – одного из разделов геологии нефти и газа. В нем изложены краткие сведения: об особенностях распределения ресурсов УВ по глубинам, стратиграфическим комплексам и основным геоструктурным элементам земной коры; об основных принципах районирования перспективных нефтегазоносных территорий и задачах районирования, методах оценки прогнозных ресурсов; существующие критерии нефтегазоносности недр, основные этапы, задачи и методы поисковых и разведочных работ на нефть и газ, классификации применяемых скважин.

Учебное пособие предназначено для слушателей Института дополнительного профессионального образования, студентов вузов, специалистов нефтегазодобывающих предприятий.

УДК 550.8

ББК 26.343

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................................ 4

1 Теоретические основы нефтегазоносности недр......................................................................... 5

1.1 Особенности распределения ресурсов УВ по глубинам, стратиграфическим комплексам и основным геоструктурным элементам земной коры ........................................ 5

1.2 Основные принципы районирования перспективных нефтегазоносных территорий и задачи районирования ................................................................................................................ 14

1.3 Качественный и колличественный прогноз нефтегазоносности и методы оценки прогнозных ресурсов .................................................................................................................. 25

2 Критерии нефтегазоносности ...................................................................................................... 27

2.1 Поисковые критерии и признаки ........................................................................................ 27

2.2 Тектонические критерии нефтегазоносности .................................................................... 29

2.3 Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности ....................................................... 30

2.4 Органо-гидрогеохимические показатели нефтегазоносности.......................................... 30

2.5 Общегидрогеологические показатели нефтегазоносности............................................... 31

2.6 Гидродинамические и общегидрогеологические показатели нефтегазоносности ......... 32

2.7 Гидрогеотермические показатели нефтегазоносности ..................................................... 33

2.8 Палеогидрогеологические показатели нефтегазоносности .............................................. 35

3 Основные этапы поисковых и разведочных работ.................................................................... 36

3.1 Общая характеристика геологоразведочного процесса .................................................... 36

3.2 Методы геологоразведочных работ на нефть и газ ........................................................... 37

3.2.1 Геологические методы .................................................................................................. 37

3.2.2 Геохимические методы................................................................................................. 39

3.2.3 Геофизические методы ................................................................................................. 40

3.3 Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ ................................................... 49

3.3.1 Этапы геолого-разведочных работ .............................................................................. 56

4 Особенности поисково разведочных работ ............................................................................... 68

4.1 Назначение скважин. Классификация ................................................................................ 68

4.2 Особенности размещения первоочередных поисковых и разведочных скважин ......... 71

4.2.1 Залежи структурного типа............................................................................................ 72

4.2.2 Залежи рифогенного типа............................................................................................. 78

4.2.3 Залежи литологического типа ...................................................................................... 79

4.2.4 Залежи стратиграфического типа ................................................................................ 81

4.3 Особенности разведки газовых, газоконденсатных залежей и газовых залежей с нефтяной оторочкой ................................................................................................................... 82

4.3.1 Газовые залежи .............................................................................................................. 82

4.3.2 Газоконденсатные залежи ............................................................................................ 83

4.3.3 Газовые залежи с нефтяной оторочкой ....................................................................... 84

4.4 Особенности поисков и разведки залежей нефти и газа в карбонатных коллекторах .. 84

4.5 Особенности поисков и разведки морских месторождений нефти и газа ..................... 86

ЛИТЕРАТУРА ................................................................................................................................. 89

ВВЕДЕНИЕ

Процесс поисково-разведочных работ на нефть и газ является многоступенчатым (стадийным) и объединяет различные и взаимосвязанные виды работ

Прогноз, поиски и разведка разномасштабных нефтегазогеологических объектов производится в рамках научных тематических исследований с применением комплекса преимущественно геологических, геофизических, геохимических и гидрогеологических методов в сочетании с бурением.

Основной целью данного пособия «Поиск и разведка месторождений углеводородов» является развитие у слушателей представлений о закономерностях размещения нефтегазоносных территорий, геологических особенностях формирования месторождений нефти и газа, этапах и стадиях геологоразведочных работ.

1 Теоретические основы нефтегазоносности недр

1.1 Особенности распределения ресурсов УВ по глубинам, стратиграфическим комплексам и основным геоструктурным элементам земной коры

Образование УВ в земной коре связано с формированием осадочных толщ. Отсюда вытекают и важнейшие выводы о закономерностях размещения нефтяных и газовых скоплений в земной коре.

За почти 170-летнюю историю нефтяной и газовой промышленности в 90 странах было открыто более 40 тыс. нефтяных и 30 тыс. газовых и газоконденсатных месторождений (Первая в мире добыча нефти из буровой скважины состоялась в 1848 году на Биби-Эйбатском месторождении вблизи Баку). Из выявленных в земных недрах ресурсов нефти и газа более 99,9 % приурочено к осадочным образованиям. В разрезе каждой нефтегазоносной провинции содержится один или несколько литолого-стратиграфических комплексов, характеризующихся региональной нефтегазоносностью и разделенных непроницаемыми толщами отложений-покрышек.

В размещении месторождений нефти и газа наблюдается зональность: выделяются территории преимущественно нефтеносные, преимущественно газоносные, содержащие и газ, и нефть.

Для прогнозирования и выделения перспективных объектов для постановки геологоразведочных работ на нефть и газ необходимо знать закономерности их размещения в литосфере. Для этого необходимо, по крайней мере, выяснить:

1) в каких интервалах глубин (давлений и температур) могут находиться скопления нефти и газа – глубинная (вертикальная) зональность;

2) в каких литолого-стратиграфических комплексах они встречаются –

литолого-стратиграфическая зональность;

3) с какими тектоническими элементами связаны скопления нефти и газа

– геоструктурная зональность.

Глубинная (вертикальная) зональность. Из фактических данных по распределению запасов нефти и газа уникальных и крупнейших месторождений мира в различных интервалах глубин, вытекает, что около 82% начальных геологических и извлекаемых запасов УВ приурочено к интервалу глубин до

3000 м. В этом же интервале разреза выявлено 88% начальных извлекаемых запасов нефти, почти 75% – свободного и растворенного газа, 75% – конденсата (рисунок 1).

При этом, в распределении запасов нефти, газа и конденсата по отдельным интервалам разреза имеются и отличия. Так, например, максимальная концентрация извлекаемых запасов нефти связана с глубинами от 1000 до 2000 м, а газа – от 2000 до 3000 м (рисунок 1).

Далее с ростом глубины (более 4-5 км) вновь происходит увеличение запасов газообразных УВ и уменьшение запасов нефти. Как правило, в нижней газовой зоне (на глубине более 4-5 км) наряду с газом встречается нефть, растворенная в газе (газоконденсатные залежи). Такая закономерность в размещении запасов нефти и газа по вертикали объясняется генерацией УВ различного фазового состояния на различных уровнях погружения нефтегазоматеринских толщ. Кроме того, в возникновении вертикальной зональности распределения жидких и газообразных УВ определяющую роль играют также повышенная миграционная способность газообразных УВ по сравнению с нефтью и процессы преобразования нефти в метан на больших глубинах под влиянием высоких температур.

На глубинах более 5.5 км основные залежи нефти и газа установлены на следующих уникальных и крупнейших месторождениях:

- Сагитарио – 2013 г., Бразилия, НГБ Сантус, 6200 м, газоконденсатнонефтяная;

- Кешен 2 – 2008 г., Китай, Таримский НГБ, 6500 м, газоконденсатная;

- Юанба – 2007 г., Китай, Сычуаньскиц НГБ, 7081 м, газовая;

- Гомес – 1963 г., США, Пермский НГБ, 6040 м, газовая;

- Каскида – 2006 г., США, НГБ Мексиканского залива, 9429 м, нефтяная;

- Апшерон – 2001 г., Азербайджан, Южно-Каспийский НГБ, 6450 м, газоконденсатная.

Большинство этих месторождений расположены на акваториях морей и океанов и открыты после 2000 года.

К числу уникальных нефтяных месторождений с промышленной продуктивностью пластов на глубинах более 5.5 км, вероятно, следует отнести и Тенгизское месторождение, открытое в 1979 году в Прикаспийской НГП (рисунок 2).

Промышленная нефтеносность Тенгиза связана с подсолевыми отложениями средне-нижнекаменноугольного и верхнедевонского возраста. Массивная, рифогенная залежь расположена на глубине 3.8-5.4 км. Глубина ВНК до настоящего времени не установлена.

В 2009 году компания Бритиш Петролеум объявила об открытии гигантского месторождения в Мексиканском заливе в территориальных водах США, на глубине 10690 м на площади Тайбер (Tiber). Впервые на таких глубинах было открыто крупное (по классификации МПР РФ) месторождение нефти промышленного значения.

Глубина океана в районе месторождения Тайбер составляет 1.3 км, нефтеносность установлена в подсолевых отложениях неогена и палеогена. Геологические запасы нефти оцениваются в 3500 MMbbl (480 млн т). Пластовая температура на глубине 10.6 км составляет 127 ºС.

В целом по миру в интервале глубин 4500-8100 м сегодня разрабатывается

более 1000 месторождений нефти и газа. Установлены уникальные и крупнейшие месторождения УВ с основными залежами и на небольших глубинах (до 100 м):

- Дури – 1941 г., Индонезия, НГБ Центральной Суматры, 95 м, нефтяная;

- Месджед-Солейман – 1908 г., Иран, Мессопотамская НГП, 75 м, нефтяная;

- Фахуд – 1964 г., Оман, Оманский НГБ, 15 м, нефтяная;

- Керн-Ривер – 1899 г., США, Калифорнийская НГП, 30 м, нефтяная;

- Нижнечутинское – 1934 г., Россия, Тимано-Печорская НГП, 18 м, нефтяная.

Большинство этих месторождений относится к чисто нефтяным с тяжелой нефтью и, как правило, они приурочены к НГБ тектонически активных территорий.

Наряду с вертикальной зональностью в размещении месторождений нефти и газа наблюдается региональная (горизонтальная) зональность. Например, почти все нефтяные местоскопления Предкавказья сосредоточены в восточной части этого региона, а преимущественно газовые и газоконденсатные местоскопления – соответственно в Центральном и Западном Предкавказье. В пределах среднеазиатской части эпипалеозойской платформы крупные месторождения газа располагаются в восточных районах (Шатлык, Газли и др.), в то время как в западных районах (Южно-Мангышлакская впадина) распространены преимущественно нефтяные месторождения.

Региональная зональность в размещении месторождений нефти и газа наблюдается также в Западной Сибири. Здесь месторождения нефти содержатся в основном в центральной части низменности, а газа – в пределах обрамления региона, главным образом северного.

На глобальном уровне характер распределения запасов различных типов УВ по глубине наиболее тесно связан с зональностью процессов образования нефти и газа (генерационной зональностью), которая в свою очередь определяется типом органического вещества (ОВ) нефтегазоматеринских пород и степенью его преобразованности. Основными факторами образования региональной зональности являются состав исходного ОВ, геохимическая и термодинамическая обстановка и условия миграции и аккумуляции УВ (рисунок 3).

Литолого-стратиграфическая зональность. В целом ряде нефтегазоносных провинций хорошо прослеживается литологостратиграфическая зональность. Так, например, в пределах Западно- Сибирской плиты подавляющая часть ресурсов нефти выявлена в отложениях нижнего мела, а газа – в верхнемеловых отложениях.

В пределах Туранской плиты с меловыми отложениями связаны основные ресурсы газа, а с юрскими – нефти.

Зональность распределения запасов УВ по стратиграфическим подразделениям хорошо прослеживается и на глобальном уровне. Основная доля выявленных мировых геологических и извлекаемых запасов УВ уникальных и крупнейших месторождений мира сконцентрирована в отложениях мезозойской системы (соответственно 48.7% и 55.3%). Причем отложения мелового возраста наиболее продуктивны (соответственно 32.9% и

36.3%), менее продуктивны юрские и триасовые отложения (соответственно

13.9% и 17.2% в юрских отложениях, 1.9% и 1.8% в отложениях триаса)

(рисунок 4).

рис. 3

На втором месте по геологическим и извлекаемым запасам УВ идут кайнозойские отложения, где они составляют 35.0 % и 23.4% соответственно. На палеозойские и более древние отложения приходится 16.3 % геологических и 21.3% извлекаемых запасов УВ уникальных и крупнейших месторождений мира. Наиболее богаты запасами нефти меловые (38.8% извлекаемых запасов), неогеновые (21.7% извлекаемых запасов) и юрские (18.1% извлекаемых запасов) отложения.

По мнению В.Ф.Раабена (1976), приуроченность основных выявленных мировых ресурсов нефти и газа к мезозойским отложениям объясняется тем, что в этом стратиграфическом комплексе процессы генерации и аккумуляции УВ завершились сравнительно недавно, а интенсивность генерации и аккумуляции УВ была близка к максимальной (для той термобарической обстановки, при которой происходили процессы генерации). Рассеивание УВ по сравнению с палеозойскими и кайнозойскими комплексами было относительно невелико. В палеозойских отложениях также образовывалось значительное количество УВ, однако, процессы генерации и аккумуляции завершились намного раньше, чем в мезозое, что способствовало значительной разрушенности местоскоплений.

Следует отметить, что большинство исследователей существующую неравномерность распределения запасов нефти и газа по стратиграфическим подразделениям связывают с палеогеографическими и геохимическими условиями осадконакопления, существовавшими в тот или иной период геологической истории Земли.

Наиболее четко такая зависимость проявляется на примере пермских отложений. Климат пермского периода характеризовался резко выраженной зональностью и возрастающей засушливостью. В пермском периоде отчѐтливо обособляется пояс влажного тропического климата, в пределах которого располагался обширный океан – Тетис. К северу от него находился пояс жаркого и сухого климата, которому соответствует широкое развитие соленосных и красноцветных отложений. Ещѐ севернее располагался умеренный пояс значительной влажности с интенсивным угленакоплением.

С отложениями пермского возраста связаны газовые и газоконденсатные залежи с начальными извлекаемыми запасами газа более 1 трлн м3 на месторождениях:

- Северное (Катар) и Парс Южный (Иран) – Аравийская платформа;

- Гронинген (Нидерланды) – Западно-Европейская платформа;

- Панхэндл-Хьюготон (США) – впадина Анадарко;

- Парс Северный (Иран) – Мессопотамский прогиб.

Другим характерным примером тесной связи между континентальными условиями осадконакопления и преимущественной их газоносностью наблюдается в отложениях покурской свиты Западной Сибири. В этих отложениях уникальные газовые залежи выявлены на Уренгойском, Ямбургском, Бованенковском, Заполярном, Медвежьем, Ван-Еганском, Восточно-Таркосалинском и других месторождениях.

Континентальный генезис отложений покурской свиты хорошо иллюстрируется фациальными исследованиями, проводимыми на территории Западной Сибири (рисунок 5).

Геоструктурная зональность. Важным методом выявления закономерностей распределения скоплений нефти и газа в земной коре является районирование и классификация нефтегазоносных и перспективных на нефть и газ территорий и акваторий, рассмотренные в следующей главе.

рис. 5

1.2 Основные принципы районирования перспективных нефтегазоносных территорий и задачи районирования

Нефтегазогеологическое районирование недр имеет большое научное и практическое значение. От того, на каких принципах и критериях оно базируется, во многом зависит прогнозирование нефтегазоносности, выбор направлений, методики поисково-разведочных работ, перспективы освоения нефтяных и газовых ресурсов на отдельных территориях.

Сущность районирования состоит в разделении территорий (в том числе и акваторий) по геотектоническому, генетическому признакам на основные таксономические категории: пояса, мегапровинции, провинции (бассейны), субпровинции, области, районы (ареалы зон нефтегазонакоплений), зоны нефтегазонакопления, месторождения, залежи. Определяющим является степень сходства и различия геотектонического строения, состава слагающих формаций, известные или предполагаемые закономерности пространственного размещения нефтяных и газовых месторождений, приуроченность к определенным формам залегания пород (структурам) и литологическим комплексам, современные представления о происхождении нефти и газа и формировании их скоплений.

Главными задачами нефтегазогеологического районирования являются:

1) выявление закономерных связей размещения регионально нефтегазоносных территорий и зон нефтегазонакопления с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и присущими им формациями;

2) определение закономерностей размещения ресурсов углеводородов в различных частях изучаемой территории, в том числе зон наибольших концентраций этих ресурсов;

3) качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории с учетом особенностей строения и формирования ее крупных структурных элементов;

4) выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ;

5) качественный прогноз, выполняемый с различной точностью, на различных этапах изучения территорий материков или акваторий.

Классификация нефтегазоносных территорий

На основе учения И.М.Губкина о выделении нефтегазоносных провинций, областей и районов в настоящее время разработана единая классификация нефтегазоносных территорий, в основу которой положен тектонический принцип, т.е. регионально нефтегазоносные территории разделяются на категории и группы по приуроченности к крупным геоструктурным элементам платформенных, складчатых и переходных территорий, сходных по геологическому строению и истории развития (рисунок 6).

В основу определения отдельных элементов районирования положены геологические особенности той или иной территории, определяющие в конечном итоге ее нефтегазоносность. Исходя из этого принципа, выделяют следующие элементы нефтегазового районирования: нефтегазоносный пояс; нефтегазоносная мегапровинция (НГМП); нефтегазоносная провинция (НГП); нефтегазоносная область (НГО); нефтегазоносный район (НГР); зона нефтегазонакопления (ЗНГН); месторождение нефти/газа; залежь углеводородов.

Нефтегазоносный пояс – совокупность нефтегазоносных провинций в пределах той или иной системы складчатости, генетически связанных с ее формированием.

Перспективные территории: 1 – Московская синеклиза; 2 – Мезенская синеклиза; 3 – Львовская впадина; 4 – мегантиклинорий Восточных Карпат; 5 – Араксинская впадина; 6 – Тургайская синеклиза; 7 – Сырдарьинская синеклиза; межгорные впадины Тянь-Шаня: 8 – Западно-Илийская, 9 – Восточно- Илийская, 10 – Иссык-Кульский прогиб, 11 – Нарынский прогиб; группа впадин Казахского щита: 12 – Кузнецкая; 13 – Минусинская; 14 – Алакольская; 15 – Зайсанская; группа Приамурских и Приморских впадин: 16 – Ханкайская, 17 – Средне-Амурская, 18 – Зея-Буреинская, 19 – Верхне-Буреинская; 20 – Зырянский прогиб, 21 – Центрально-Камчатский прогиб; 22 – Пенжинский прогиб; 23 – Раучуанская впадина

Мегапровинция – обширная по площади и объему осадочного выполнения территория, охватывающая целиком платформу или значительную ее часть с прилегающими к ней перикратонными частями и краевыми прогибами, включающими несколько принципиально близких по набору формаций и возрасту основных продуктивных комплексов провинций, в отдельных случаях только одну провинцию, обладающую крупными потенциальными ресурсами углеводородов.

Нефтегазоносная провинция (НГП) – значительная по размерам и стратиграфическому объему осадочного выполнения обособленная территория, приуроченная к одной или группе смежных крупных геотектонических структур (впадине и т.п.), обладающих сходными чертами геологического строения и развития, общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, близкими геохимическими, литолого-фациальными и гидрогеологическими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции углеводородов.

Субпровинция – территория переходного типа, связанная с предгорными и краевыми прогибами складчатых сооружений.

Нефтегазоносная область (НГО) – входящая в состав провинции территория, приуроченная к одному целостному крупному геоструктурному элементу (своду, ступени, впадине и др.), характеризующемуся общностью геологического строения и геологической истории развития, включая региональные палеогеографические и палеотектонические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение отдельных геологических периодов и эпох.

Нефтегазоносный район (НГР) – часть нефтегазоносной области, объединяющая ту или иную ассоциацию зон нефтегазонакопления, выделяющаяся по геоструктурному или географическому признаку.

Зона нефтегазонакопления (ЗНГК) – ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных в целом к единой группе генетически связанных между собой ловушек структурного или литолого-стратиграфического типов.

Месторождение углеводородов (УВ) – совокупность залежей, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенным на одной локальной площади.

Залежь нефти и газа – естественное локальное единичное скопление УВ в одном или группе пластов, контролируемое единым (общим) ВНК или ГВК.

Смежные нефтегазоносные провинции, помимо различия по эпохам регионального нефтегазообразования, т.е. по диапазону нефтегазоносности разреза осадочных образований, могут различаться также возрастом консолидации складчатого фундамента на платформах и возрастом формирования складчатости и интенсивного погружения краевых частей платформ в складчатых областях и краевых прогибах.

С учетом вышеизложенного выделяют: на платформах – нефтегазоносные провинции с докембрийским, каледонским, герцинским, мезозойским или гетерогенным складчатым основанием; в складчатых областях – нефтегазоносные провинции палеозойской, мезозойской, альпийской складчатости.

Все нефтегазоносные территории по общегеологическим принципам подразделяются на платформенные, складчатые и переходные провинции. Большая часть нефтегазоносных провинций России и сопредельных территорий находится в пределах платформ, характеризующихся преимущественно палеозойским и мезозойским нефтегазонакоплением.

Провинции складчатых территорий приурочены к межгорным впадинам, прогибам или антиклинориям в основном альпийской складчатости. Провинции переходных территорий соответствуют предгорным прогибам с установленной промышленной нефтегазоносностью. Почти все известные провинции этих категорий, за исключением Предуральской НГП палеозойского нефтегазонакопления, относятся к типу провинций мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления.

Главным признаком отдельной нефтегазоносной провинции является региональная нефтегазоносность крупных литолого-стратиграфических подразделений в течение определенных отрезков геологической истории.

Нефтегазоносные области платформенных территорий, приуроченные обычно к крупному региональному тектоническому элементу, делятся:

1) на области сводовых поднятий;

2) области внутриплатформенных впадин изометрического строения;

3) области линейно вытянутых грабенообразных впадин – авлакогенов.

Среди нефтегазоносных областей складчатых и переходных территорий
выделяются области: а) предгорных впадин, б) внутрискладчатых (межгорных) впадин.

Основой для выделения зон нефтегазонакопления служат границы распространения залежей определенного типа, выделенные с учетом их палеотектонического и современного структурного положения.
Главным исходным признаком выделения ЗНГН является районирование по фактической концентрации реально присутствующих месторождений нефти и газа. Главными критериями выделения и последующей оценки зон доказанного нефтегазонакопления являются:

- количество месторождений в пределах зоны (не менее 2-х месторождений);
- площадь зоны, углеводородные ресурсы, их плотность;
- фазовое состояние УВ в зоне и различие в фазовом состоянии между отдельными месторождениями, входящими в пределы одной ЗНГН;
- этаж нефтегазоносности;
- возраст коллекторов;
- размеры наибольшего месторождения в зоне;
- данные по нефтематеринским свитам (НМС) – тип, распространение, уровень катагенетических преобразований.

Зоны нефтегазонакопления (ЗНГН), различаемые в пределах нефтегазоносных областей, могут быть приурочены:

1) к валоподобным поднятиям – на платформах и в переходных областях;
2) к антиклинориям – в складчатых областях;
3) к зонам выклинивания отдельных литолого-стратиграфических комплексов или замещения проницаемых пород непроницаемыми;
4) к зонам развития рифогенных образований;
5) к зонам стратиграфических несогласий;
6) к зонам развития региональных дизъюнктивных нарушений;
7) к зонам тектонической трещиноватости;
8) к зонам развития погребенных песчаных прибрежных образований
(бары);
9) к зонам развития солянокупольных структур.

В одной и той же нефтегазоносной области нередко встречается несколько генетических типов зон нефтегазонакопления. Для некоторых наиболее изученных областей принято выделять нефтегазоносные районы, включающие несколько зон нефтегазонакопления, связанных территориально и имеющих обычно близкое геологическое строение. Классификация провинций приведена в таблице 1.

Нефтегазогеологическое районирование проводится не только пространственно, но и в геологическом разрезе исследуемых территорий.

Основными единицами нефтегазогеологического расчленения разреза нефтегазоносных территорий являются нефтегазоносная формация; региональный, субрегиональный, зональный нефтегазоносный комплексы; нефтегазоносный горизонт; нефтегазоносный пласт.

Нефтегазоносная формация – естественноисторическая ассоциация горных пород, генетически связанных между собой во времени и пространстве по региональным палеогеографическим и палеотектоническим условиям, благоприятным для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Региональный нефтегазоносный комплекс (РНГК) – это литолого- стратиграфический комплекс пород в составе нефтегазоносных формаций, характеризующийся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий, охватывающих ряд смежных крупных структурных элементов (своды, впадины и др.).

Субрегиональный нефтегазоносный комплекс – это литолого-стратиграфический комплекс пород в составе нефтегазоносных формаций, который нефтегазоносен только в пределах одной нефтегазоносной области, приуроченной к одному из крупных структурных элементов.

Зональные нефтегазоносные комплексы – определенные литолого- стратиграфические комплексы, нефтегазоносные только в пределах отдельных районов или зон нефтегазонакопления. В разрезе осадочных образований каждой провинции содержится, как правило, несколько НГК, характеризующихся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий.

Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

Нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых породколлекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.

Таблица 1 - Классификация нефтегазоносных и перспективных территорий России и сопредельных стран (Л.В. Каломкаров, 2005)
таб.1

1.3 Качественный и колличественный прогноз нефтегазоносности и методы оценки прогнозных ресурсов

По существу, нефтегазогеологическое районирование представляет собой качественный прогноз, выполняемый с различной точностью, на различных этапах изучения территорий материков или акваторий.

Качественная оценка перспектив нефтегазоносности осуществляется на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности (высокоперспективные, перспективные малоперспективные и бесперспективные) и заканчивается составлением карт перспектив нефтегазоносности.

Выделяются объекты прогноза, описываются, сравниваются с похожими, но хорошо изученными бурением, делается заключение о перспективности. Имеет широкое распространение экспертные методы, т.е принятие решения группой профессионалов.

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности – это определение величины, пространственного размещения и внутренней структуры ресурсов нефти, газа и конденсата (оценка D1 и D2). Основными этапами количественного прогноза являются:

- выбор модели и метода прогнозирования;

- установление на материалах эталонов количественных зависимостей между прогнозируемыми характеристиками и измеренными;

- дифференциальная и интегральная оценка ресурсов объекта прогноза по установленным зависимостям;

- геологическая интерпретация результатов прогноза с определением доверительных интервалов или кривых распределения вероятностных оценок, а также общей степени их достоверности.

Существует ряд методов для решения этих задач:

1. Метод сравнительных геологических аналогий (определение удельных плотностей запасов на еденицу площади или объема, при этом сходство между эталоном и расчетным участком называется коэффициентом аналогии). К этому методу можно причислить объемно-статистический, объемно-балансовый и методы многомерного математического моделирования (регрессионный анализ, метод распознования образов и др.). В итоге строится карта плотностей и плотность умножается на площадь.

2. Объемно-генетический (заключается в оценке общего объема УВ. эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ, и потерь УВ в процессе их миграции и акумуляции).

3. Прогноз на основе установления зависимостей между показателями динамики и характеристиками процесса освоения ресурсов (т.е на основании данных разработки, используются зависимости типа добыча-время, запасы- время и т.д.).

Доступ к остальному материалу учебного пособия ограничен в демонстрационной версии

Возврат к списку