Geum.ru

Прогноз крупнЫх месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России

Вид материалаАвтореферат

Содержание


Первый этап
Подобный материал:
1   2   3   4
«Научно-методическая составляющая прогноза и поисков крупных морских месторождений нефти и газа» рассмотрены прогнозно-поисковые, в том числе геофизические признаки крупных месторождений, ранг и значение признаков и методические аспекты прогноза крупных морских месторождений нефти и газа.

Природа и значение прогнозно-поисковых признаков крупных скоплений нефти и газа рассматривались многими исследователями. Среди них Н.Ю. Успенская (1972), М. Хэлбути (1973), И.И. Нестеров (1975), В.В. Потеряева (1976), И.П. Лаврушко (1982, 1984, 1988 г.г.), С.П. Максимов (1986), Е.В. Артюшков и М.А. Беэр (1987), А.А. Трофимук (1985), В.Ф. Раабен (1987), Х. Клемме (1983), А.Э. Конторович (1975, 1988), Е.В.Захаров (1991), К.Н. Кравченко и Б.А. Соколов (1999), Ю.Н. Григоренко (2002), В.А.Холодилов (2006), В.С. Шеин (2006), и др.

Геологами-предшественниками найдено и охарактеризовано большое количество – свыше 50 предполагаемых признаков крупных месторождений, часть которых – около 30 выбрано нами в качестве возможных индикаторов существования таких объектов.

В ходе рассмотрения значительного количества показателей присутствия, величины (класса), фазового состава и размещения крупных месторождений выяснилось их четкое подразделение на общие и региональные признаки. В качестве общих, т.е. действующих по всем НГБ, выступают:
  • ресурсные предпосылки присутствия крупных месторождений – плотность и величина ресурсов в НГБ и в зонах нефтегазонакопления;
  • близость ловушки к очагу генерации УВ;
  • крупность (объем) ловушки;
  • наличие надежной покрышки и хорошие ФЕС коллекторов;
  • минимальные величины ресурсов зоны нефтегазонакопления или нефтегазоносного района, обеспечивающие возможность присутствия крупнейшего месторождения.

Региональные признаки, как это видно из названия, справедливы только в объеме одного или нескольких НГБ. Примером типично регионального признака является степень траппонасыщенности осадочного чехла Сибирской платформы, регулирующая в числе других признаков появление и, особенно, размещение крупных месторождений в этом регионе.

Кроме общих и региональных оказалось необходимым различать прогнозные признаки крупных месторождений в целом безотносительно их состава (единые признаки) и раздельно поисковые признаки скоплений нефти и газа (газоконденсата), а также признаки прямого обнаружения таких месторождений.

В качестве признаков прямого обнаружения крупных месторождений предложены: дебиты нефти и газа в первых оценочных скважинах, разница горного и пластового давления менее 19,5 МПа; наличие АВПД в залежах глубже 2–2,3 км, особенно для газовых месторождений; серия геофизических аномалий. Успешность применения последних определяется большими объемами УВ в крупных месторождениях, что обеспечивает достаточно яркое проявление признаков. В сейсморазведке наличие месторождений фиксируется: отражением от контакта УВ – вода («плоское пятно»), усилением динамической яркости отражений в кровле залежи и над ней при наличии утечки газа («яркие пятна»), понижением интервальных и средних скоростей с эффектом «уплощения» или «обрушения» свода структуры. В качестве признаков возможно использование сейсмической характеристики подложки – экрана в породах, подстилающих ловушки. В гравитационном поле всем крупным месторождениям УВ соответствуют локальные отрицательные аномалии ∆g амплитудой более 1 мГл, четко фиксируемые высокоточной съемкой. Автором совместно с В.В. Колесовым, А.А. Черновым и А.Д. Дзюбло эти признаки рассмотрены на примерах месторождений, известных в Обской и Тазовской губах Карского моря /В.С. Вовк и др. 2008/.

Необходимо различать многочисленные качественные и имеющие превалирующее значение количественные признаки. Среди них доля запасов крупных месторождений в общих ресурсах УВ НГБ, прогноз количества и распределения по классам скоплений УВ в бассейнах, определение величины и фазового облика месторождений в соответствии с ресурсными особенностями зон нефтегазонакопления и некоторые другие.

Анализ состояния вопроса, в частности определяющего значения признаков, показал отсутствие среди них абсолютных, т.е. гарантирующих прогноз и обнаружение крупных месторождений. Каждый из них в отдельности является необходимым, но недостаточным для заключения о присутствии крупного месторождения, что предполагает их групповое использование.

Наиболее значимые ресурсно-геологические признаки крупных месторождений приведены в таблице 3.

Предлагаемые методические решения в сфере прогноза крупных морских месторождений УВ с дополнением системой признаков продолжают методические разработки предшественников.

До настоящего времени в качестве наиболее сложных и нерешённых вопросов оставались разделы количественной и фазовой оценок прогнозируемых месторождений и, что особенно важно, определение их местонахождения в границах НГБ.

Основные составляющие прогноза крупных месторождений нефти и газа представляются в следующем виде.

Первый этап предполагает оценку возможности присутствия и числа крупных месторождений в рассматриваемом НГБ. Этот этап прогнозирования выполняется на сравнительной основе с учетом особенностей углеводородонакопления в разнотипных НГБ, особенно принадлежащих континентальным окраинам, в том числе с учетом присутствия крупных нефтегазовых скоплений только в НГБ с плотностью ресурсов не менее 30–35 тыс. т/км2 и преимущественно в высокоресурсных бассейнах. Заключение о числе возможных крупных открытий формируется на основе их количественного соотношения с ресурсами НГБ или результатов нормативно-имитационного моделирования.

Таблица 3

Наиболее значимые ресурсно-геологические прогнозные признаки крупных месторождений

№ п/п
Содержание признака
Тип признака

1
Сопряженность оцениваемой ловушки с крупным очагом нефтегазообразования.
Качественный

2
Концентрация большинства КМ в диапазоне глубин 1000–2500 м.
Качественный

3
Ассоциация нефтяных КМ с нефтяными зонами; газовых КМ со смешанными по составу, чаще газонефтяными зонами.
Качественный

4
Присутствие крупных месторождений УВ при бассейновой плотности не менее 30–35 тыс. т/км2**.

Зависимость величины наибольшего месторождения от величины и плотности ресурсов УВ в НГБ.
Количественный

5
Присутствие крупных месторождений УВ в зонах нефтегазонакопления с геологическими ресурсами не менее 320 млн т нефти или 140 млрд м3 газа**.

Зависимость крупности наибольшего в зоне месторождения от НСР УВ зоны.
Количественный

6
Минимальная мощность покрышки 40–60 м.
Количественный

7
Контролируемое типом и размером НГБ соответствие запасов ожидаемого месторождения величине, амплитуде и объему оцениваемой ловушки.
Количественный

8
Наличие АВПД с коэффициентом аномальности

1,7 для газоконденсатных залежей

1,1 для газонефтяных на глубинах от 2100–2500 м.
Количественный