Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011
Подождите немного. Документ загружается.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
КОНТРОЛЬ И МОНИТОРИНГ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ЮЛТ ПРИОБСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
Герасименко П.Н. (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Каранов В.В. (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
Кофанов О.А. (ООО «Газпромнефть-Хантос»)
Приобское нефтяное месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-
Мансийского автономного округа, открыто в 1982 году (Рисунок 1).
Рисунок 1. Обзорная карта района работ.
В географическом отношении Южно-Приобский лицензионный участок находится в
центральной части Западно-Сибирской равнины на Среднеобской низменности. Район достаточно
хорошо изучен 2Д и 3Д сейсморазведкой, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением.
Площадь объединенного, в пределах лицензии, куба 3Д составляет 2440 кв.км (Рисунок 2).
Рисунок 2. Площадь ЮЛТ Приобского месторождения, изученная 3D сейсмикой.
Запасы ЮЛТ Приобского месторождения составляют около 1,5млрд. тонн нефти геологических
и 330 млн. тонн извлекаемых запасов нефти. На сегодняшний день добыто около 43 млн. тонн и
пробурено порядка 2200 скважин. В среднем динамика бурения составляет около 400 скважин в год.
Южно-Приобский лицензионный участок является частью
крупной нефтегазоносной зоны,
приуроченной к моноклинали, вытянутой в субмеридиональном направлении и осложненной рядом
локальных поднятий.
Продуктивные горизонты имеют сложное клиноформное строение и состоят из частого
чередования прослоев песчаников и глин, в основном, малой толщины.
На фоне общепринятой и находящей подтверждение по данным сейсморазведки теории
клиноформного строения Приобского месторождения наблюдаются осложнения в
виде таких
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
образований как «конусы выноса, «оползни», что существенно осложняет и без того не однозначную
картину образования и поведения песчано-алевролитистых толщ, являющихся коллекторами. На
территории Приобского месторождения присутствуют прибрежно-морские, шельфовые, склоновые и
глубоководные обстановки осадконакопления. Все это, в свою очередь, сказывается на
эффективности эксплуатационного бурения. Опознавание геологических объектов, их выделение,
анализ
образования и строения помогает существенно повысить эффективность разработки
месторождения. Объектами промышленной эксплуатации на месторождении являются отложения
черкашинской свиты. Толщина свиты на территории месторождения изменяется от 360 до 680 м.
Верхняя часть черкашинской свиты на месторождении представлена преимущественно
субгоризонтально залегающими песчаниками (горизонты АС4-АС8). Ниже по разрезу пласты АС9-
АС12 становятся линзовидными, т.
к. образование песчаников в них проходило в обстановке шельфа,
склона и бассейна. На территории Южно-Приобской лицензионной территории (ЮЛТ) к таким
ловушкам относятся отложения продуктивных горизонтов АС10 и АС12 (Рисунок 3).
Рисунок 3. Модель пимского регионального клиноциклита Приобской зоны нефтенакопления
по Игошкину В.П.
Результаты анализа сейсмических данных являются основой для планирования и мониторинга
бурения, оценки рисков, корреляции продуктивных объектов, прогноза эффективных толщин и
выстраивания последовательности разбуривания района (Рисунок 4).
Основная цель геологического сопровождения бурения – обеспечение наиболее полной
выработки извлекаемых запасов нефти рассматриваемого
объекта разработки и достижения
максимальной продуктивности за счет размещения в наиболее нефтенасыщенных частях пласта с
учетом геологических особенностей строения залежи.
Habc PIM.
АС12.3‐5
АС10.1‐3
АС10.4
Рисунок 4. Комплексный анализ сейсмических данных.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Геологическое сопровождение эксплуатационного бурения включает в себя: комплексный
анализ всех имеющихся на данный момент геолого-геофизических данных и данных разработки,
планирование и распределение скважин на группы риска, оперативный анализ полученных данных,
оперативное принятие решений, планирование дальнейшего бурения, тесную и постоянную
взаимосвязь научного центра и производства для совместного и оперативного принятия решений
.
Неотъемлемой частью ЮЛТ Приобского месторождения являются геологические риски связанные со
сложным клиноформным строением, фациальной изменчивостью по площади и в разрезе,
линзовидностью песчаных образований, высокой расчленённостью, низкими фильтрационными
свойствами.
Геологическое сопровождение бурения – это непрерывный процесс. (Рисунок 5)
В процессе мониторинга бурения проводится комплексный анализ всех данных и отработка
каждой скважины с дальнейшей
рекомендацией в соответствии с поступаемой информацией.
Комплексный анализ геологических рисков включает в себя:
1) Анализ технологических показателей работы скважин в рассматриваемом районе, к этим
показателям относятся: накопленная добыча нефти, дебиты жидкости, нефти, их динамика изменения
во времени, оценка стартовых и текущих показателей, техрежимы.
2) анализ сейсмических данных, результаты которого являются основой для
планирования бурения,
оценки рисков, корреляции продуктивных объектов, прогноза эффективных толщин и выстраивания
последовательности разбуривания района.
Анализ сейсмических данных при мониторинге эксплуатационного бурения имеет
свою специфику. Работает принцип «от общего к частному». «Общее» - атрибуты, полученные в
интервалах развития искомых пластов, анализируются и сопоставляются с поведением пласта-
коллектора, известным по данным разведочных
скважин.
Рисунок 5. Схема геологического сопровождения бурения.
Результаты анализа принимаются за основу (прогнозные карты эффективных толщин и т.д.).
«Частное» - подразумевает большую детальность в поиске возможных, наиболее информативных
преобразований (атрибутов) сейсмического поля в пределах одного или нескольких близко
расположенных «кустов» добывающих скважин, наименьшая единица анализа – это одна проектная
скважина.
В результате
комплексного анализа данных создается карта, на которой расположены проектные
скважины с присвоенными категориями рисков, рекомендации по очередности разбуривания куста,
а так же рассчитываются прогнозные стартовые тех. показатели.
Зелёным цветом отмечаются скважины, рекомендуемые для бурения в первую очередь, жёлтым
цветом скважины с низкой геологической неопределённость (зависимые), красным цветом –
скважины с высокой
геологической неопределённостью либо рекомендуемые на отмену. Конечная
цель геологического анализа – ранжировка проектного фонда скважин по степени геологических
рисков для минимизации затрат на бурение «пустых» скважин (Рисунок 6).
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
В НТЦ создана информационная база данных, которая каждый день пополняется новой
информацией, сюда относятся такие данные как: геофизическая информация и корреляции в проекте
Petrel; на ЮЛТ Приобского месторождения выполнены детальные корреляции по всем рядам
скважин, линии корреляций наглядно иллюстрируют направления, что позволяет оперативно
просматривать интересующий участок месторождения. Вся территория Приобского месторождения
разбита на 12 секторов, для каждого из которых созданы детальные геологические модели,
обновляемые по мере поступления новых данных.
Рисунок 6. Результат комплексного анализа данных.
В связи с наращиванием объемов сейсмики 3D в пределах ЛУ ЮЛТ Приобского месторождения
была проведена переработка и переинтерпретация всех суммированных материалов, что позволило
уточнить геологическое строение месторождения. Накопленная геолого-геофизическая информация и
опыт позволили сократить количество перебуров с 2008 года по 2010 более чем в 2 раза. В 2008
году
было 25 перебуров, в 2009 – 19, в 2010 – 11, за первый квартал 2011 года 3. Положительная динамика
на лицо, не смотря на то, что более благоприятных районов для бурения становится меньше,
сокращение количества перебуров по геологическим причинам за три года составило 56% (Рисунок
7). Уменьшение колличества перебуров способствует увеличению добычи и прибыли компании.
Рисунок 7. Динамика перебуров на Приобском ЮЛТ 2008-1кв 2011г.
Литература
1. Игошкин В.П. Сейсмостратиграфический анализ неокомских отложений северных и западных
районов Широтного Приобья в связи с поиском и разведкой сложно построенных залежей
нефти: Автореф. дис... канд. г.-м. наук. - М., 1992.
2. Отчет о выполнении работ по обработке и интерпретации
данных и построению цифровой
объемной геологической модели Приобского (сезоны 2004-2005 и 2005-2006 гг.). ООО
НППГМ "ГЕОСЕЙС"
3. Филиппович Ю.В., Монастырева Н.А.Крупные обвально-оползневые дислокации в
неокомском клиноформном комплексе Западной Сибири. ЦАГГИ (Южный филиал
ОАО"Хантымансийскгеофизика")
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
РАНЖИРОВАНИЕ УЧАСТКОВ НЕДР С УЧЕТОМ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РИСКА ПРИ
РЕШЕНИИ ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ЛИЦЕНЗИРОВАНИЯ (НА
ПРИМЕРЕ ВЕРХНЕПЕЧОРСКОЙ ВПАДИНЫ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ
НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ)
Андриянова М.А.*, Пороскун В.И., Емельянова Н.М. (ВНИГНИ)
Государственное регулирование недропользования предусматривает решение задачи
оптимизации процесса лицензирования перспективных участков, основу которого составляет их
ранжирование по выбранным целевым критериям. В качестве критерия ранжирования в работе
принята величина прогнозных ресурсов лицензионного участка.
Определение ресурсов нефти и газа осуществляется в условиях
дефицита исходной информации, что
обуславливает неопределенность получаемых при этом оценок. Адекватным аппаратом для
количественного описания неопределенности оценок ресурсов являются методы теории
вероятностей, позволяющие получать вероятностные оценки ресурсов.
Получение вероятностных оценок ресурсов базируется на формализации в терминах
вероятности двух факторов, обуславливающих неопределенность оценок ресурсов:
- неопределенности геологической модели подсчетного объекта;
- неопределенности
результата ГРР, обусловленной неустановленным в момент оценки
ресурсов фактом продуктивности оцениваемого объекта.
Определение этих двух факторов производится по-разному и приводит к двум типам
вероятностных оценок ресурсов.
Определение первого фактора проводится в предположении успешного результата ГРР, т.е. в
предположении, что в исследуемой ловушке будет обнаружена залежь нефти или газа.
В этом случае
вероятностные оценки ресурсов характеризуются функцией плотности вероятности ресурсов f(Q) =
f(⎯Q, σ
2
) и кумулятивной функцией распределения ресурсов F(Q).= F(⎯Q, σ
2
), заданных на интервале
неопределенности Δ, где ⎯Q и σ - соответственно среднее значение и среднеквадратическое
отклонение функций распределения f(Q) и F(Q).
Определение второго фактора производится путем моделирования неопределенных
результатов ГРР случайной величиной, имеющей два исхода:
- положительный – поисковый объект окажется продуктивным;
- отрицательный – поисковый объект окажется непродуктивным.
Эта случайная величина характеризуется дискретной функцией распределения
вероятностей:
Р
усп
- положительный (успешный) результат ГРР;
Р
0
- отрицательный результат ГРР.
Вероятности Р
усп
и Р
0
связаны соотношением Р
усп
+ Р
0
= 1; т.е. Р
0
= 1 - Р
усп
.
Неопределенный результат ГРР, выраженный в терминах вероятности, в зарубежной
литературе называют геологическим риском [1]. Иногда геологическим риском называют
вероятность отрицательного результата ГРР, поскольку именно он приводит к экономическим
потерям. Учет одного или обоих факторов, обуславливающих неопределенность оценок ресурсов,
определяет два типа вероятностных оценок ресурсов:
а) вероятностные оценки ресурсов без учета геологического
риска;
б) вероятностные оценки ресурсов с учетом геологического риска.
Вероятностные оценки ресурсов без учета геологического риска отражают неопределенность
оценок ресурсов в недрах, вычисленных на основе геологической модели объекта, построенной по
косвенным данным с применением принципа аналогий и вероятностно-статистических методов.
Демонстрационные графики вероятностных оценок ресурсов без учета геологического риска
представлены на рис.1(а).
Вероятностные оценки ресурсов с учетом геологического риска отражают учет совместного
действия двух указанных выше факторов. Такую оценку будем характеризовать функциями
распределения f(Q)
риск
= f(⎯Q
риск,
σ
2
риск
) и F(Q)
риск
= F(⎯Q
риск,
σ
2
риск
), где⎯Q
риск
и σ
2
риск
– среднее значение
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
и дисперсия функций f(Q)
риск
и F(Q)
риск
. Аналитическая запись вероятностных оценок ресурсов с
учетом геологического риска имеет вид
Р
0
при Q=0 ; Р
0
+ Р
усп
F(Q) при Q=0 .
f(Q)
риск
= F(Q)
риск
=
Р
усп
f(Q) при Q>0 ; Р
усп
F(Q) при Q>0 ,
где
f(Q) и F(Q) – функции распределения вероятностных оценок ресурсов без учета геологического
риска. Графики функций f(Q)
риск
и F(Q)
риск
приведены на рис.1(б).
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 50 100 150 200
Ресурсы, млн.т.
F
(
Q
) р
иск
0
0,4
0 50 100 150 200
Ресурсы, млн.т.
0
0,004
0,008
0,012
0,016
f
(
Q
)р
иск
Р
0
(a) (б)
Рисунок 1.Функции распределения вероятностных оценок ресурсов без учета геологического
риска(а). Вероятностные оценки ресурсов с учетом геологического риска (б).
В качестве точечной вероятностной оценки ресурсов при учете геологического риска, как и в
случае вероятностной оценки ресурсов без учета геологического риска, принимается среднее
значение функций распределения f(Q)
риск
и F(Q)
риск
, которое вычисляется по формуле
⎯Q
риск
= Р
усп
⎯Q , (1)
где ⎯Q – точечная вероятностная оценка ресурсов без учета геологического риска.
Оценка ресурсов ⎯Q
риск
, определенная по формуле (1), используется в качестве критерия
ранжирования лицензионных участков по величине прогнозных ресурсов лицензионных участков с
учетом геологического риска. Корректность ранжирования определяется корректностью
определения среднего значения ресурсов в недрах ⎯Q и вероятностей Р
усп
и Р
0.
[2][3].
Как правило, функции распределения f(Q) и F(Q), используемые для получения среднего значения
⎯Q, определяются методом Монте-Карло по заданным экспертно функциям распределения
подсчетных параметров [4]; вероятности Р
усп
и Р
0
представляют собой экспертные оценки,
полученные путем анализа геологических признаков, контролирующих процессы генерации,
миграции и сохранности углеводородов [5].
На основе приведенной выше методологии в настоящей работе проведено ранжирование
лицензионных участков по величине прогнозных ресурсов с учетом геологического риска для
силурийских отложений Верхнепечорской впадины Тимано-Печорской НГП.
В рассматриваемом районе силурийские отложения ввиду достаточно
глубокого залегания
изучены слабо и вскрыты всего шестью скважинами – Новая-1, Белая-3, Диньюская-1, Западно-
Дутовская-1, Западно-Вуктыльская-1, Еджидъельская-1 (рис.2).
Силурийская система представлена в объеме нижнего и верхнего отделов. Мощность
отложений уменьшается с востока на запад. В полном объеме силурийские отложения вскрыты в
скважине 1-Западно-Вуктыльская, где мощность составляет 727 м. В скважине
Диньюская-1
мощность составляет порядка 550 м. В северо-западной части территории в результате предсредне-
позднедевонского размыва отсутствуют отложения гребенского горизонта верхнего силура,
мощность силурийских отложений уменьшается до 460 м в скважине Новая – 1 (северная часть
Верхнепечорской впадины).
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 25 50 75 100 125 150 175 200
Ресурсы, млн.т.
F
(
Q
)
0
0,005
0,01
0,015
0,02
0,025
f
(
Q
)
f(Q)
F(Q)
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 2. Обзорная карта района исследования.
Для оценки геологического риска по силурийским отложениям были построены карты
вероятности наличия и эффективности нефтематеринских толщ, вероятности наличия и
эффективности коллектора, покрышки, вероятности наличия структуры, способной вмещать
углеводороды, и вероятности сохранности залежи (пример карты для нефтематеринских пород –
рис.3). Численные значения вероятности для каждого фактора
задаются экспертно на основе
имеющейся геологической информации. В зависимости от степени уверенности сегменты карты
раскрашиваются красным, желтым или зеленым цветом, соответствующим низкой (P=0), средней
(P=0.5) и высокой (P=1) вероятности наличия и эффективности элементов углеводородной системы.
Рисунок 3. Схема масштабов эмиграции жидких УВ из нижнесилурийских отложений [6].
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Полученные карты умножаются друг на друга, в результате формируется карта «общего риска»
(«common risk segment») [7]. На основе этой карты выбираются участки с наименьшим риском. В
пределах выбранных участков ресурсы отдельных ловушек оценивались с использованием
программного пакета СППР «НефтеГаз», разработанном во ВНИГНИ. Вероятностная оценка
ресурсов для каждой из структур производится на основе объемного метода,
подсчетные параметры
которого, все или некоторые, по выбору эксперта, трактуются как независимые случайные
величины. Кривая вероятностного распределения ресурсов умножается на полученное по карте
«общего риска» значение Pусп (рис.4).
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
тыс. тонн
P
Рисунок 4. Кривая вероятностного распределения ресурсов с учетом риска для подготовленной к
глубокому бурению структуры.
В качестве критерия ранжирования лицензионных участков берется среднее значение ресурсов
⎯Q
риск,
.
Рассмотренная в работе методика определения геологических рисков позволяет учесть
дефицит и неопределенность исходных данных при оценке локализованных ресурсов в новых,
слабоизученных регионах.
Применение данной методики для ранжирования участков недр при формировании программы
лицензировании повысит эффективность государственного регулирования недропользованием.
Литература
1. Meisner J and Demirmen F. The Creaming Method: A Bayesian Procedure to Forecast Future Oil and
Gas Discoveries in Mature Exploration Provinces. // Journal of Roy. Statist. Soc. Ser. A. 1981. vol.
144, №1.
2. Емельянова Н.М., Пороскун В.И
. Вероятностные оценки ресурсов нефти и газа локальных
объектов с учетом геологического риска. // Недропользование 21 века. 2010, №2.
3. Емельянова Н.М., Пороскун В.И. Вероятностный метод подсчета и классификации запасов
нефти и газа (анализ методических подходов).// Геология, геофизика и разработка нефтяных и
газовых месторождений.2004,№7.
4. Пороскун В.И., Стернин М.Ю.,
Шепелев Г.И., Аракелян В.А. Система поддержки принятия
решений в задачах стоимостной оценки нефтегазовых месторождений – СППР oil.
«Геоинформмарк», М., 1996 – 37 с.
5. Peter R. Rose/ Risk Analysis and Management of Petroleum Exploration Ventures. AAPG,2001.
6. Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф., Шапиро А.И., Яковлева Л.А.,Климова Л.И.
Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. Санкт-Петербург, 2008.
7. Dr. Bjorn Wyrgala. Recent petroleum systems modeling developments and their application for
petroleum exploration risk and resource assessments. EAGE, 2010.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
1
БАССЕЙНОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЮРСКО-МЕЛОВОЙ ГЕНЕРАЦИОННО-
АККУМУЛЯЦИОННОЙ УГЛЕВОДОРОДНОЙ СИСТЕМЫ СРЕДНЕГО КАСПИЯ.
Остроухов С.Б., Крашаков Д.В.*, Бочкарев А.В.
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть»
В докладе рассмотрены слабоизученные вопросы бассейнового моделирования условий
формирования и размещения залежей нефти и газа в российском секторе Каспийского моря:
масштабы (расстояния) миграции и реальные процессы перераспределения
фаз между зонами
генерации и аккумуляции УВ.
В соответствии с разработанной в институте региональной схемой (концепцией)
двухэтапного формирования и перераспределения нефти и газа на месторождениях Среднего и
Северного Каспия в юрско-меловой системе установлены пространственные положения зон
генерации и накопления УВ, генетически увязанные между собой путями миграции УВ [1, 2, 3].
Система берет
начало в наиболее погруженной части Терско-Каспийского прогиба и
пространственно ограничена на изученном участке на севере Ракушечно-Широтной зоной поднятий.
Формирование залежей в пределах юрско-меловой системы Среднего и Северного Каспия
происходило непрерывно и на генетическом уровне суммарный эффект этого процесса делится на
два основных укрупненных этапа: первый - нефтегазовая история (формирование
залежей) и второй -
газоконденсатная (переформирование залежей). На первом этапе, в результате полной реализации в
ГЗН нефтематеринской части потенциала ОВ, на многочисленных путях миграции в широком
стратиграфическом диапазоне юрских отложений формировались преимущественно нефтяные и
нефтегазовые месторождения. Нефти первого этапа формирования залежей УВ сохранились на
отдельных площадях и месторождениях (кимериджская залежь и
более древние скопления нефти
юрского возраста на Хвалынском месторождении). Такие реликтовые скопления нефти (застойные
зоны, тупиковые скопления) сохранились в стороне от путей миграции на всех этапах, как результат
изменения структурных планов юрско-меловых отложений и по этой причине трасс фильтрационных
потоков УВ [3].
Жидкие и газообразные УВ, поступающие в зону аккумуляции различными
путями,
генерированы генетически близким ОВ, однако дальнейшие процессы миграции, формирования и
перераспределения УВ в залежах в результате окисления, метаморфизма, взаимодействия с
вмещающими породами и водами вносят существенные изменения в состав нефтей и газов.
На втором этапе юрские материнские отложения в зоне генерации вошли в ГЗГ в неоген-
четвертичное время и
по настоящее время продолжают находиться в жестких термобарических
условиях (градации катагенеза МК
3
– АК
2
). По мере вовлечения нижней части юрских отложений в
ГЗГ, ОВ, независимо от генетического типа, генерирует только углеводородные газы. Формирование
залежей газа происходит в зоне генерации, а также на транзитных путях миграции по ступенчатой
латерально–вертикальной схеме (промышленные залежи формируются только по трассе
миграционного пути). Из зоны генерации избыточные углеводородные газы
по мере продвижения (на
путях миграции и в пределах встреченных ловушек) частично растворили в себе нефть ранней
генерации в различных соотношениях, создавая мультисистемы. При этом ранее существовавшие
зоны преимущественного нефтенакопления оказались редуцированными, значительная часть нефти
первого этапа оказывается «размазанной» на путях миграции в пластах-коллекторах или
защемленной в тупиковых ловушках там
, где изменился структурный план продуктивных отложений
и изменились трассы миграционных путей для движущихся углеводородных газов.
Прохождение струйного потока из зон высоких пластовых температур и давлений (зон
генерации газа) сквозь нефтесодержащие породы, приводит к различной степени “промытости”
пород и нефтяных залежей. Это выражается в специфическом перераспределении УВ внутри
основных классов. В
результате воздействия газового потока происходит образование легких нефтей
газоконденсатного генезиса, вторичных конденсатов, средних нефтей газоконденсатного генезиса и
остаточных нефтей, характеризующихся широким диапазоном колебания значения отношения
пристан/фитана и коэффициента нечетности для н-алканов. Взаимодействуя с жидким флюидом в
пластовых условиях, газовая среда извлекает из него наиболее легкую УВ часть. Оставшийся без
части легких УВ, флюид смещается в сторону утяжеления. Полученные в результате такой
дифференциации конденсат и тяжелый флюид остаются, при этом, генетически едиными.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
2
Наблюдающиеся закономерности в углеводородных составах экстрактов пород и флюидов, а
также степень их зрелости, позволяют: судить о наличии или отсутствии генетической связи между
ними; уточнить путь миграции и характер перераспределения УВ в пределах месторождения на
участках миграционного пути от зоны генерации до места поступления и перераспределения в
пределах месторождения; прогнозировать не
изученные трассы миграционных путей.
Скорость (или интенсивности) миграции, прямо пропорциональные проницаемости (в том
числе и фазовой), разности удельных весов воды и УВ и углу наклона кровли резервуара и обратно
пропорциональные пористости и вязкости УВ. При миграции и аккумуляции газа его потери связаны
с растворением в воде и нефти. Растворимость газа
существенно зависит от параметров среды
(пластовые давление и температура), а также от состава и свойств самих смешивающихся флюидов.
Диапазон скоростей миграции нефти – от единиц до сотен км за 1 млн лет. Время формирования
объектов аккумуляции 0,01 – 100 млн лет и определяется не только скоростями, но и длиной
миграционных путей. Чем больше толщина и
объем осадочных пород, вошедших в зону ГЗГ, чем
интенсивнее тектонические движения и длительнее геологическое время после завершения процессов
нефтегазообразования, тем большее миграционное смещение запасов УВ наблюдается вверх по
разрезу осадочных пород от глубинно-катагенетических генерационных зон. Установлено, что из
зоны генерации к Ракушечно-Широтной зоне нефтегазосбора подходит несколько путей миграции.
При
этом на каждом этапе вся система поднятий оставалось транзитной зоной для УВ в общей
генерационно- аккумуляционной системе, но с индивидуальными особенностями формирования и
перераспределения нефти и газа в залежах.
На основании прослеженных путей миграции углеводородов на первом и втором этапах
формирования залежей нефти и газа и выявленных закономерностей размещения УВ
определены
расстояния миграционных путей от зоны генерации до месторождений (таблица 1).
Таблица 1
Расстояния миграционных путей от зоны генерации до месторождений
Месторождение по вертикали, м по горизонтали, км
Хвалынское 780 60
Им. Ю.Корчагина 1946 100
Им. В.Филановского 2170 110
Ракушечное 2490 120
Западно-Ракушечное 2530 140
Промысловское 3020 190
В зоне аккумуляции УВ в нефтяных залежах происходит поэтапное внедрение газоконденсата
в нефть и постепенное (поэтапное) изменение ее состава и свойств (за счет процессов смешения и
растворения) на миграционном пути и в ловушках. По отношению к фазовому состоянию, а также к
составу и свойствам жидкой фазы УВ на первом этапе образуются
и перераспределяются в ловушках
нефтяные УВ, на втором – газоконденсатные УВ. По мере приближения системы ко второму этапу по
показателю плотности жидкой углеводородной фазы образуются все более легкие нефти, затем все
более легкие газоконденсаты, вплоть до полного их исчезновения в составе газа (градации
апокатагенеза). В том же направлении увеличивается содержание и
давление насыщения газа в
жидкой углеводородной фазе (рисунок 1).
Одновременно с интенсивной генерацией сначала нефтяных УВ, затем газоконденсата и на
последнем этапе сухих метановых газов происходит аккумуляция генерирующихся УВ в ловушках.
Нефтяные залежи, сформировавшиеся на первом этапе, пополняются, а затем и полностью
замещаются продуктами последующих этапов генерации – газоконденсатом и газами.
Углеводородные газы
постепенно растворяют в себе нефтяные УВ первого этапа сначала полностью
в зоне генерации, затем в различных соотношениях, создавая углеводородные мультисистемы, на
путях струйной миграции. Если структурный план не изменился, то углеводородные газы двигаются
по проторенным на первом этапе путям миграции по восстанию пластов в области меньших
пластовых давлений.
Под влиянием
напора избыточных углеводородных газов, поступающих из зон аномально
высоких пластовых давлений, осуществляется процесс преобразования нефтяных скоплений в