Показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс формирования залежей углеводородов

Основные задачи – изучение условий формирования и закономерностей размещения месторождений нефти и газа, определение наиболее информативных геолого-геохимических показателей, контролирующих состав, крупность и пространственное распределение скоплений углеводородов на платформах [3, 23].

Основной практической целью научных исследований в области нефтегазовой геологии является оценка нефтегазоносности территорий, определение особенностей размещения запасов и ресурсов нефти и газа, выделение первоочередных объектов (провинций, областей, районов, зон, структурных форм и т.д.) для постановки на них детальных работ, обнаружение наиболее экономически рентабельных месторождений УВ. Оценка нефтегазоносности земных недр требует последовательного решения двух крупных задач: определения критериев нефтегазоносности и набора показателей, отражающих геологические условия местонахождения углеводородных скоплений и определения комплекса методов по обработке фактических данных для оценки нефтегазоносности природных объектов.

Процесс нефтегазообразования и нефтегазонакопления идет однонаправлено и регулируется повсюду едиными законами, но в зависимости от особенностей геологического строения и развития территорий он может в каждом конкретном случае иметь разную форму проявления и количественное выражение. Всю совокупность показателей, характеризующих условия протекания процесса, можно разбить на четыре укрупненные группы в соответствии с его естественными этапами: показатели, определяющие генерацию нефти и газа, миграцию УВ от зон генерации до участков образования первичных залежей, аккумуляцию нефти и газа в ловушках и эволюцию залежей, включая их переформирование, разрушение, изменение состава и прочее. Принципиальная схема формирования (расформирования) залежей нефти и газа показана на рисунке 1. В качестве моделей формирования залежей (месторождений) нефти и газа избраны две наиболее распространенные модели, базирующиеся на положениях осадочно-миграционной теории происхождения нефти [3, 62].

Первая модель предусматривает сингенетичную нефтегазоносность каждого комплекса, то есть исключает существенные перетоки нефти и газа из одного комплекса в другой, кроме случаев, когда региональные покрышки выклиниваются или практически утрачивают свои экранирующие свойства. Латеральная миграция внутри комплексов, а на участках выклинивания покрышек и вертикальная, приводящие к образованию промышленных скоплений УВ, осуществлялись в свободной фазе, в виде струйных потоков.

Вторая модель наряду с латеральной миграцией УВ в свободной фазе предусматривает возможность широкого развития вертикальных перетоков флюидов как внутри комплексов, так и между ними. Вертикальная миграция происходит повсюду, где экранирующие свойства покрышек ухудшаются. На участках активного ее проявления происходит обеднение нефтью и газов нижних (питающих) горизонтов и комплексов и обогащение – верхних (принимающих).

Показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс формирования залежи УВ, определены на основе материалов изучения геологического строения и нефтегазоносности центральных и северо-восточных районов Волго-Уральской НГП. Эти показатели сгруппированы по этапам процесса формирования месторождений: миграция, аккумуляция, эволюция. Учитывая особую практическую важность показателей эволюции, характеризующих условия сохранности, выделена специальная группа, названная «сохранность» [3].

Нефтегазоносность

Нефтегазоносность характеризуют:

· крупность месторождения по запасам УВ, крупность скоплений УВ в пределах комплекса на месторождении;

· тип месторождений по фазовому составу, фазовый состав скоплений УВ в отдельных комплексах, фазовый состав залежей;

· положение верхней залежи в разрезе (этаж нефтегазоносности на месторождении);

· наличие залежей УВ или нефтегазопроявлений выше 2 –ого комплекса на структуре, наличие залежей нефти и газа в отдельных комплексах;

· завершенность цикла перераспределения УВ внутри отдельных комплексов.

Миграция

Миграцию УВ характеризуют:

· проводимость комплексов на пути от зоны максимального погружения до структуры (в пределах секторов);

· положение ловушки относительно главных путей струйной миграции;

· положение структуры относительно зоны проявления ГФН в первом комплексе;

· наличие систематических нефтегазопроявлений на пути от зоны проявления ГФН в соответствующих комплексах до структуры.

Аккумуляция

Аккумуляцию характеризуют:

· морфологический тип структур первого порядка по комплексам – моноклиналь, седловина, свод;

· морфологический тип положительных структур второго порядка по комплексам - структурный нос, вал, отсутствие структур 11 порядка;

· структурный контроль ловушек – приуроченность к структурам высших порядков (региональная моноклиналь, структуры 1 порядка – свод, седловина, впадина и т.п., структуры 11 порядка – вал, структурный нос и т.п, локальные поднятия);

· время образования положительных структур первого и второго порядков;

· время образования ловушек и локальных структур замкнутого контура;

· основные типы коллекторов в проницаемой части комплексов терригенные, карбонатные, терригенно-карбонатные, карбонатно-терригенные;

· распределение коллекторов в проницаемой части комплексов (равномерное, преимущественно в верхней, в нижней, средней частях);

· литологический состав продуктивных пластов под региональными покрышками и в горизонтах с максимальными запасами (песчаники, алевролиты, карбонаты);

· выдержанность проницаемых пластов в продуктивных горизонтах на месторождениях.

Сохранность

Сохранность залежей УВ характеризуют:

· литологический состав покрышек (глинистые, карбонатные, эвапоритовые, прослои песчаников, прослои алевролитов, прослои углей;

· распределение проницаемых прослоев в покрышках (равномерное, преимущественно в средней, верхней и нижней частях);

· тип покрышки над залежью с максимальными запасами в комплексе (локальная, региональная – полная, неполная);

· наличие нарушений на локальной структуре;

· положение нарушений на локальной структуре;

· вид нарушений на локальной структуре;

· наличие нефтегазопроявлений в покрышках;

· выходы нефти и газа на поверхность в районе месторождения.

Эволюция

Эволюцию характеризуют:

· типы локальных структур (седиментационные, седиментационно-тектонические, тектонические);

· типы локальных структур тектонического происхождения (унаследованные, комбинированные, новообразованные).

Полученные корреляционные связи подразделены на:

1) вызванные прямым воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, то есть генетически обусловленные;

2) вызванные косвенным (опосредованным) воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, то есть прямо не обусловленные генетическими причинами;

3) случайные, то есть полностью лишенные генетической обусловленности;

4) вызванные прямым воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, но противоречащие оцениваемой модели формирования месторождения.

Все качественные показатели нефтегазоносности подверглись количественной кодировке, которая заключалась в придании цифрового индекса (от 1 до 9) каждому из показателей в зависимости от последовательного изменения его свойств и той роли, которую играют эти изменения в процессах формирования скоплений УВ в принятых модельных построениях.

Суть анализа состоит в проверке соответствия выявленных корреляционных связей принципиальным положениям, лежащим в основе моделей формирования месторождений. Для этого потребовалось определение главных положений, отражающих важнейшие этапы формирования (место и время образования нефти и газа, масштабы и форма латеральной миграции, условия аккумуляции и вертикального перераспределения УВ по разрезу и др.)

Таковы основы методического подхода к изучению условий формирования месторождений нефти и газа [3, 23, 29, 60 и др.].