Геологическое строение и методика подготовки нефтегазовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области к подсчету запасов и проектированию разработки Зыков, Евгений Александрович

Введение к работе

:ГІ

Актуальность проблемы. Лальнейшее планирование уровней до-

5ычи нефти в стране в настоящее время во многом зависит от возможности открытия и освоения месторождений в новых районах. В :вязи с этим важнейшее значение приобретает установление и нара-іивание промышленных запасов нефти на территории Восточной Сибири. Открытие и освоение новых нефтяных, нефтегазовых и газонеф-ряных месторождений в пределах этого региона должно способство-зать более равномерному размещению нефтедобывающей и нефтепере-)абатываюшей промышленности в стране и снижению затрат на тран-:портировку нефти и нефтепродуктов, необходимых для быстро разевающегося народного хозяйства восточной части Советского Со-)за.

Цель работы. Разработать методику подготовки нефтегазовых іесторождений Непсно-Ботуобинской нефтегазоносной области к юдсчету запасов и проектированию разработки.

Обоснование постановки темы диссертации и задачи исследо-іания. Тема поставлена в связи с необходимостью подготовки к юдсчету запасов и проектированию разработки нефтяных и нефте-'азовых залежей в палеозойских отложениях Восточной Сибири.

Основным объектом изучения являлась Непско-Ботуобинская іефтегазоносная область Восточной Сибири, так как в настоящее' іремя она обладает наибольшими перспективами открытия новых [ромышленных скоплений углеводородов и относительно лучве иэуче-а глубоким бурением.

В работе обобщен и проанализирован фактический материал по еологическому строению установленных в области Средне-Ботуобик-кому, Тас-Юряхскому и Иреляхскому месторождениям Якутской АССР,

а также по Верхнечонскому, Даниловскому, Дулисминскому, Ярактин-скому и , отчасти, Марковскому месторождениям Иркутской области

Сложность строения указанных и аналогичных месторождений, трудность их поиска и разведки, сопровождающаяся значительными затратами материально-технических средств и времени, определяет необходимость решения при выполнении работы следующих основных задач.

I. Выявить главные закономерности в условиях формирования ловушек в степени их осложненности дизъюнктивными нарушениями, в растпространении продуктивных горизонтов, в характере изменчивости их фильтрационно-емкостных свойств.

1. Разработать на основе анализа строения трапповых инстру-зий метод прогнозирования наличия дизъюнктивных нарушений.

2. На основе анализа термобарических условий месторождений определить возможность прогнозирования на них аномально низких пластовых давлений (АНПД).

А. Выполнить вероятностную оценку запасов нефти отдельных месторождений с целью построения зависимостей величин доказанных (Док.), вероятных (Вер.) и возможных (Воз.) запасов нефти от рас стояния между поисковыми и разведочными скважинами и использования этих зависимостей при разведке новых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

5. Определить достаточную степень изученности месторождений с целью уточнения границ предварительной и промышленной стадий разведки, установления оптимального количества разведочных скважин для указанных стадий разведки для ловушек сводного типа.

6. Установить влияние соотнокения газовой и нефтяной частей залежи на коэффициент извлечения нефти.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных за-. цач проводилось на основе геологической и статистической обработки большого количества информации, полученной при проведении по-певых геофизических исследований, параметрического, поискового и зазведочного бурения, промысловых геофизических исследований, изучения керна на восьми месторождениях Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. Для выполнения вероятностной оценки запасов применялась 35!.!.

Научная новизна.

1. Для нефтегазовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области впервые для различных типов ловушек и залежей юлучены зависимости величин доказанных, вероятных и возможных запасов от степени изученности залеяей;.для залекей, приуроченных < ловуикам сводового типа определена оптимальная степень разве-іанности.

2. На основе изучения интенсивности тектонической нарушен-юсти месторождений, толаины печномерзлых пород, суммарной толии-ш соленосних толщ предложен метод прогноза величины пластовых явлений.

3. Для прогнозирования наличия тектонических нарупений ре-юмендован метод, основанный на анализе строения трапповых интру-

ІИЙ.

4. Расстановку поисково-разведочных скважин рекомендуется гроизводить в полосообразных зонах меридионального, иногда широт-юго простирания, с которыми связаны повышенные значения порис-ости и проницаемости.

5. Предложена (вместе с соавторами) для определения коэффи-:иекта извлечения нефти нефтегазовых заленей зависимость этого

коэффициента от относительного размера газовой шапки.

6. Для осуществления рациональной методики подготовки нефтегазовых месторождений к подсчету запасов и проектированию разработки рекомендовано основывать ее на комплексе исследований - выявлении и учете особенностей и закономерностей геологического строения месторождений, применении вероятностной оценки запасов и решении оптимизации задач достаточной степени изученности месторождений.

Вышеуказанные результаты исследований легли в основу методики подготовки нефтегазовых месторождений к подсчету запасов и про ектированию разработки.

Практическая ценность работы , в целом, заключается в воэмож ности применения производственными и научно-исследовательскими организациями полученных результатов в процессе подготовки к подсчету запасов и к проектированию разработки сложнопостроенных неф тегаэовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной облас^ ти.

В частности выявленные закономерности геологического строенш нефтегазовых залежей позволяют более обоснованно определять их строение, а также более рационально располагать по их плошали поисковые и разведочные скважины. Планировать количество доказанных, вероятных и возможных запасов в зависимости от ожидаемого типа ловушек и залежей и от степени их изученности. Определять количество разведочных и опережающих эксплуатационных скважин, исходя из предложенного оптимального уровня изученности залежей, приуроченности к различным типам ловушек. Определять коэффициент извлечения нефти нефтегазовых залежей по относительному размеру газовой шапки.

Апробация . Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на :

научно-практической конференции "Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АССР" (г.Якутск, 1983 г.);

совещании "Методы оценки ресурсов нефти и газа и пути их совершенствования" (г.Москва, 1983 г.).

-Публикации По результатам выполненных научных исследований опубликовано 7 печатных работ.

Объем работы . Работа состоит из введения, 7 разделов ( глав ), заклвчения и списка литературы. Диссертация содеряит 271 стр. и включает 158 стр.мавинописного текста, 16 таблиц на 21 стр. 86 рисунков на 79 стр. и список литературы из 101 наименования на 11 стр. СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении раскрывается актуальность темы диссертации. Перечисляются объекты изучения ( месторождения). Излагается совокупность проблем и методов их резения, использованных в диссертационной работе.

В первой главе - рассматриваются основные черты геологического строения региона. Она подразделяется ка три раздела.

В первом разделе приводится краткая литолого-стратиграфичес-кая характеристика осадочных отложений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области на основе исследований, выполненных И.М.Мельниковым, Г.Г.Шекиным (1978 г.), В.Н.Воробьевым (1978-1981 гг.), Л.О.Ефимовым, М.Л.гарковым (1978 г.).,Л.И. Кидиной (1978 г.), Б.С.Соколовым, В.В. Хоментовским (1980 г.), Е.П. Бутаковым, Э.Г.Вике (1978 г.), З.А.Акульчевой, З.Х.Файзулиной (1976 г.) и др. Основные выводы раздела сводятся к следующему:

1.Общая толгина осадочного чехла Кепско-Ботуобинской анте-

клизы находится в основном в пределах 1970-2660 метров и вполне доступна для изучения глубоким бурением.

2. Увеличение общей толщины осадочных отложений имеет место в направлении от центральной части нефтегазоносной области к ее периферийным участкам.

3. На основании региональной корреляционной схемы можно предположить, что отложения курсовской, иктехской, сокуканской (частично) и юрегинской свит юго-западной Якутии соответствуют отложениям нижнемотской подсвиты, средне и верхнемотской подсви-тамЛлишь кровля верхнемотской подсвиты отбивается несколько выше кровли иктехской свиты), усольской свиты Иркутской области. Нижний и верхний пласты усть-кутского горизонта Иркутской области ее ответствуют кровельной части иктехской свиты и подошвенной части иктехской свиты юго-западной Якутии. Верхний пласт осинского гори зонта юго-западной Якутии отвечает собственно осинскому горизонту Иркутской области. Нижний пласт осинского горизонта отвечает пачк доломитов с прослоями солей, залегающей в подошве усольской свиты Иркутской области.

4. Терригенная часть осадочного чехла, с которой связаны основные перспективы нефтегазоносности, приурочена, главным образом к нижней его части и от обшей толщины разреза составляет всего лишь 1,3-6,2 процента.

5. Строение осадочного чехла, особенно карбонатных и соленое ных отложений, осложнено наличием трапповых интрузий.

6. В разрезе месторождений выделяется три соленосно-карбонат ных толщи - нижняя, средняя и верхняя с общими толщинами соответственно 175-340 м, 94-157 м, 115-647 м, количеством пластов - 20 26, 9-16, 5-17 и максимальными толщинами отдельных пластов солей 70 м, 22 м, 209 м.

Второй раздел посвящен особенностям тектонического строения анализируемых месторождений.

В нем рассматриваются характерные черты строения антеклиэы и осложняющих ее структур I и П порядка. Непско-Ботуобинская ан-теклиза размером 1000x350 км вытянута с юго-запада на северо-восток и имеет ассиметричное строение с пологим западным крылом (углы наклона 8 ) и более крутым восточным (углы наклона 34 ). Структуры антеклиэы I и П порядка характеризуются разнообразными амплитудами, соответственно 400-500 м и 75-500 м и углами наклона крыльев соответственно 8¹ - 25 и 9 - 4 . Антеклиза осложнена значительным количеством региональных разрывных нарушений, определяющих ее блоковое строение.

Далее рассматривается тектоническое строение основных типов выявленных структур, с которыми связаны месторождения нефтегазоносной области. Выделено четыре типа структур. К первому типу относятся малоамплитудные (36-63 м) брахиантиклиналыше складки сложной конфигурации (размеры от 15x6 км до 96x26 км) с пологими ассиммет-ричными углами наклона (9 -16 ). С ними связаны Средне-Ботуобинс-кое, Иреляхское и Тас-Юряхское месторождения. Второй тип представлен куполовидными (размер 60x50 км) малоамплитудными ( 75 м) поднятиями сложной конфигурации. К ним приурочено Верхнечонское месторождение. К третьему типу относятся области моноклинально залега-зщих пластов (углы падения пластов 8-58 ). К ним приурочено Даниловское месторождение. К четвертому типу также относятся области моноклинально залегающих пластов, однако характеризующиеся, в сравнении с третьим типом, меньшими углами падения пластов порядка 5 -tl . С ними связаны Дулисминское и Ярактинское месторождения. Все 5еэ исключения структуры нефтегазоносной области осложнены дизъган-стивными нарушениями, которые характеризуются вертикальными поверх-

-.10 -

ностяыи разрыва.

Была определена степень осложненности структур дизъюнктивными нарушениями как по площади, так и по разрезу. Плопадная ослож-ненность (Тз , км/км') дизъюнктивными нарушениями находилась каг отношение протякенности дизъюнктивных нарушений к плосади структуры. За осл'олненность структур дизъюнктивными нарушениями по разрезу (Тн, м), принимался интервал амплитуд дизъюнктивных нарушений, располояенных на площади структуры. Первому типу структур отвечает высокая ( = 0,26-0,6 км/км* и Тн от 15-9 до 36-3 м), структурам второго, третьего и четвертого типов - средняя ослоаненность дизъюнктивными нарушениями (Т^ =0,05-0,07 км/км' и Тн от 13-І до 32-1 м).

Третий раздел посвящен рассмотрению времени формирования ловушек. С этой целью были построены палеогеологические профили по методу анализа толщин (В.В.Белоусов, 1976 г.). Анализировалось строение структурных поверхностей, связанных с продуктивными - оси

СКИМ ГОРИЗОНТОМ, бОТУОбИНСКИМ ГОРИЗОНТОМ И КрОВЛеЙ НИЕНЄМОТСКОЙ

подсвиты. За поверхности сравнения были приняты стратиграфические разделы, так как они являются довольно хорошими реперами.

Били построены восемь групп палеопостроений для различных плоскостей сравнения и одна группа современных профилей. В результате были сделаны следующие выводы:

1. Ловушки, к которым приурочены месторождения, делятся на две группы - унаследованного развития (первая группа - Средне-Бо-туобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское и Даниловское месторождения) и испытавшие переформирование (вторая группа - Еерхнечонское и Дулисминское месторождения).

2. Образование обеих групп ловупек началось с начала отлояе-ния осадклв кембрийского возраста.

- II -

3. Внедрение трапповых интрузий не привело к расформированию ловушек.

Во второй главе рассматриваются термобарические условия мес-тороядений.

На территории тефтегазоносной области развиты как нормально гидростатические, так и аномально высокие (АВПД) и аномально низкие (АНПД) пластовые давления, а также пониженные температуры. Так, в терригенных отлонениях Средне-Ботуобинского, Тас-Юряхского, Иреляхского месторождений (первая группа месторождений) на глубинах соответственно от 1902 до 2145 м пластовые давления являются аномально низкими и изменяются от 14,5 МПа до 16,8 МПа (градиенты пластовых давлений изменяются от 0,76 до 0,78 МПа на 100 метров). В терригенных отложениях на месторождениях второй групппы (верхне-чонское, Даниловское, Дулисминское, Ярактинское) пластовые давления почти равны гидростатическим и на глубинах 1644-2631 м изменяются соответственно от 15,2 МПа до 25,5 МПа (градиенты пластовых давлений изменяются от 0,92 до 0,95 МПа на 100 метров). В карбонатных отложениях Средне-Ботуобинского, Верхнечонского, Даниловского месторождений на глубинах от ИЗО до 1766 м встречены АВПД, которые изменяются от 15,3 МПа до 20,8 МПа (градиенты пластовых давлений изменяются от 1,10 до 1,26 МПа на 100 метров). Пластовые температуры, замеренные в терригенных отлояениях первой группы место-ропдений понижены и составляют 9,9-13,0. На месторождениях второй группы пластовые температуры колеблются от 22,0 до 38,0.

Применительно к территории нефтегазоносной области вопросами природы и распространения пластовых давлений занимались А.И.Ко-солапов, А.И.Анииферов (1978 г.), Б.А.Фукс (1976 г.), Ю.И.Яковлев, Р.Г.Семашев (1989 г.) и др.

Для определения причин наличия как АНПД, так и АВЦД, а также изменения величин аномальности пластового давления и температур в диссертационной работе рассматривалось несколько факторов, а именно: I) присутствие на месторождениях многолетнемерзлых пород; 2) наличие и суммарная толщина соленосних толщ, перекрывающих продуктивные отложения; 3) интенсивность тектонической нару-шенности месторовдений.

Фактор присутствия на месторождениях многолетнемерзлых пород.

Определение влияния многометнемерзлых пород на наличие АНПД основывалось на сравнении месторождений, над которыми наблюдается ' повсеместное распространение многолетнемерзлых пород (первая группа месторовдений - Средне-Ботуобинское, Тас-Юряхское и Иреляхокое) и над которыми распространение многолетнемерзлых пород носит неповсеместный островной характер (вторая группа месторовдений - Верх-нечонское, Даниловсое, Дулисминское и Ярактинское). В подавляющем большинстве случаев наибольший дефицит давления (градиенты давления 0,74-0,76 МПа на 100 метров) отмечены на месторождениях первой группы в залежах, приуроченных к терригенным отлоиениям бо-туобинского и улаханского горизонтов. В терригенных залежах нивне-мотской подсвиты второй группы месторождений наблюдается меньшая аномальность пластового давления (градиенты давления изменяются от 0,92 до 0,95 МПа на 100 метров).

Фактор наличия соленосных толщ и их суммарная величина.

На месторождениях, в пределах которых сплошное развитие вечно мерзлых пород отсутствует, основное влияние на сохранность АНПД оказывают соленосные толщи. Об этом в частности свидетельствуют данные по Ярактинскому, Даниловскому и Дулисминскому месторождения

- ІЗ -

На Ярактинском И Даниловском месторождениях, по сравнению с Ду-лисминским, суммарная толвина соленосних толщ уменьшается соответственно на 234 и 174 метров. В свою очередь градиент давления на Дулисминском местороядении меньсе на 0,02 МПа на 100 метров, чем на Ярактинском и Даниловском месторождениях.

Фактор интенсивности тектонической нарушенности месторождений.

Возрастание интенсивности тектонической нарушенности местороядении приводит к уменьшению аномальности пластового давления. По тектонически ослабленным зонам, связанным с дизъюнктивными нарушениями, происходит улучшение гидродинамической связи осадочных отложений, что способствует как восходящей, так и нисходящей фильтрации подземных вод.

Особенно наглядно влияние данного фактора видно при сравнении Иреляхского и Тас-Юряхского местсроздений. Так, возрастание на Иреляхском местороядении толпин вечнсмерзлых пород и суммарных толшин соленосних пластов должно было привести к увеличению аномальности пластового давления по сравнению с Тас-Юряхсккм месторождением. Однако, на первом местороядении, по сравнению со вторым, наблюдается уменьшение аномальности пластового давления на величину градиента порядка 0,04 МПа на 100 метров и, в свою очередь, увеличивается интенсивность тектонической нарушенности (Т$ и Тн увеличились соответственно на 0,4 км/км' и 17-5 м).

В отношении АВПД отмечено, что большинство залежей с АЕПД приурочены к карбонатным коллекторам и что основной причиной возникновения АВПД является изменение в процессе диагенеза емкостно-фильтрационных свойств коллекторов вследствие засолонения, анги-дритизации, доломитизации и т.п.

На основе анализа толщин многолетнемерзлых пород над месторождениями и значений пластовых температур делается вывод, что понижение температур связано с охлаждающим влиянием многолетне-мерзлых пород.

В третьей главе рассматривается нефтегазоносность и строение залежей углеводородов.

Нефтегазоносность месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области связана с интервалом отложений от осинского горизонта до коры выветривания фундамента включительно. В региональном плане продуктивные отложения приурочена к трем основным комплексам пород - нижнему, представленному корой выветривания фундамента; среднему, представленному песчанниками улаханского и ботуобинского горизонтов в пределах Якутской АССР и песчаными пачками нижнемотской подсвиты в пределах Иркутской области; верхнему, представленному карбонатными коллекторами Преображенского, усть-кутского и осинского горизонтов. Некоторые выводы приводятся ниже.

3. Отложения коры выветривания фундамента, представленные продуктами выветривания гранитов, гранито-гнейсов, амфиболитов и сланцев, характеризуются незначительными толщинами (0-6 м) и низкими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость - 0 -10,2%, проницаемость - 0-29,0 -I0"^I5m').

4. Продуктивные горизонты среднего нефтегазоносного комплекса являются основными нефтегаэосодержащими и характеризуются значительной литологичєской изменчивостью и невыдержанностью толщин (от долей - до нескольких десятков моетров).

Резко изменчивы и фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных горизонтов. В региональном плане они ухудшаются в

направлении с северо-востока к юго-западу.

В пределах площади отдельных месторождений отмечается наличие зон снижения коллекторских свойств, обусловленных засолонё-нием. При этом наблюдается закономерная связь зон повышенного засолонения с дизъюнктивными нарушениями.

Для Верхнечонского и Даниловского месторождений наблюдается приуроченность большого количества песчаных пачек к меридиональным полосообразным зонам. С этими же зонами связаны повышенные значения открытой пористости и проницаемости. Перемычки между продуктивными горизонтами невыдержанны и их толщины изменяются от 3 до 10 метров.

Анализ имеющихся данных дает основание предположить, что в северо-восточной части антеклизы в толще пород меяду корой выветривания фундамента и нижним установленным продуктивным горизонтом среднего нефтегазоносного комплекса возможно открытие новых скоплений углеводородов.

3. Продуктивные горизонты верхнего нефтегазоносного комплекса, слояенные карбонатными породами, характеризуются региональными распространением. Однако, получение промышленных притоков нефти из них связано с наличием зонсповышенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые на отдельных месторождениях тяготеют к зонам разломов.

4. Все месторождения, открытые в регионе по структурному признаку, подразделяются на две группы:

- меторождения, приуроченные к антиклинальным поднятиям
(Средне-Ботуобинское, Иреляхское, Тас-Юряхское, Верхнечонское и

др.;

- меторождения, выявленные в пределах моноклинального по-

гружения пород (Ярактинское, Дулисминское).

При этом, в результате произведенной классификации выделено четыре типа наиболее распространенных ловушек: сводовые, сводово-литологические, литолого-сводовые и литологические, в различной степени осложненные наличием дизъюнктивных нарушений.

5. Все основные залежи, установленные на месторождениях, в
частности, в среднем нефтегазоносном комплексе, одновременно со
держат свободный газ в виде газовых шапок и нефть в виде нефтя
ных оторочек. Для газовых шапок характерно наличие в промышлен
ных концентрациях конденсата и гелия. При этом в направлении с
северо-востока на юго-запад отмечается закономерное увеличение
конденсатосодержания (с 20 г/м' на Средне-Ботуобинском месторож
дении до 200 г/м' - на Ярактинском) и уменьшение содержания ге
лия (с 0,438% - на Средне-Ботуобинском месторождении до 0,26% -

на Ярактинском). В этом же направлении наблюдается снижение вязкости пластовой нефти - с 6,0 мПа-с на Тас-Юряхском месторождении до 0,84 мПа-с - на Дулисминском.

6. Строение всех месторождений в различной степени осложнено наличием дизъюнктивных нарушений.

7. По отдельным залежам фиксируется смешение нефтяных оторочек на одно крыло.

Одной из причин смешения (залежь центрального блока Средне-Ботубинского месторождения) может являться движение подземных вод из областей большего давления в области меньшего, что в какой-то степени подтверждается уменьшением пластовых давлений в сторону смещения нефтяной оторочки. Причиной смещения оторочки на восточное крыло блока может быть и наличие вертикальной миграции углеводородов из глубокоэалегающих отложений в более молодые, в

частности в ботуобинский продуктивный горизонт, по зоне разломов, получившим наибольшее развитие как раз в пределах восточного крыла. Не исключена такие вероятность более сложного строения центрального блока - распространения в его пределах более мелких блоков с приуроченностью к каждому из них самостоятельных тектонически экранированных залежей с разными высотными отметками горизонтальных ВНК.

В главе рассмотрено строение трапповых интрузий с целью прогнозирования дизъюнктивных нарушений на локальных структурах. Последнее имеет важное значение, поскольку в результате полевых геофизических исследований и разведочного бурения не всегда удается все их обкарунить.

Анализ фактических материалов дает основание предполагать, что источники трапповых интрузий располагаются за пределами месторождения, где проникали з осадочный комплекс по региональным глубинным разломам. В осадочный комплекс пород над месторождениями они внедрялись главным образом по латеральным ослабленным зонам, приуроченным к солзносным отложениям.

Было выделено три основных формы залегания трапповых тел. Первая, когда трапповое тело без существенного изменения толщины прослеживается на значительных расстояниях в соответствии с условиями залегания вмещающих пород. Вторая - когда толщины траппово-го тела сохраняются, но имеет место заметная разница в отметках его залегания на коротких расстояниях и третья - когда на коротких расстояниях происходит резкое изменение толщины траппового тела при относительно небольшой разнице в отметках залегания. Вторая и третья формы дают основание для прогнозирования наличия дизъюнктивных нарушений. В результате изучения формы траппових тел

- 18 -удалось дополнительно установить целый ряд таких нарушений на Средне-Ботуобинскоы, Тас-Юряхском, Даниловском, Ярактинском и Ду-лисминском месторождениях.

В четвертой главе изложены результаты проведенных исследований по определению оптимального расстояния между разведочными скважинами на стадиях предварительной и промышленной разведки, что для слокнопостроенных залежей рассматриваемого региона и большой стоимости глубокого бурения имеет важнейшее значение. Для этого был использован метод анализа структурных карт различной представительности по Средне-Ботуобинскому месторождению.

В результате анализа удалось построить зависимость ошибок структурных построений (ІШ ) от среднего расстояния между скважинами ( в ).

Согласно этой зависимости, для стадии предварительной разведки расстояние мевду разведочными скважинами не должны превышать 5 км при m і 6,4 м, на стадии промышленной разведки - 2км при m * 3,0 м.

Пятая глава посвящена применению вероятностной оценки запасов залежей на различных стадиях их изученности и использованию полученных при этом результатов для выработки рекомендаций по проведению разведочных работ.

Вероятностная оценка запасов нефти (B.G.Мскay.N.F.Taylor, 1979 г.) основана на учете нескольких моделей строения залежей и на допущении, что значения подсчетных параметров в пределах месторождений изменяются случайно. Она предусматривает неопределенность кашдого подсчетного параиетра, входящего в объемную формулу подсчета запасов. Эти параметры могут задаваться либо двумя значениями - минимальным -Xmin и максимальным -Xmax , равномерное

распределение, количество определений первые едницы или тремя -Xmin , вероятным - Хвер., Хлих, треугольное распределение, количество определений порядка десяти, либо средним -X и средним квадратическим отклонением - dj > нормальное распределение, количество определений более десяти.

В соответствии с заданными распределениями с помоиыэ ЭВМ строится вероятностная кривая запасов, по которой определяются запасы с вероятностью 0,9 - доказанные (Док.), 0,5 - вероятные (Вер. ), 0,05 - возможные (Воз.).

Основным подсчетным параметром, который претерпевает в процессе разведочных работ наибольшее изменение является площадь залеки. Для получения значений данного параметра строятся карты минимального ( $_нт'"\ - соответствует Хт\п ) и максимального (6_Hmv> соответствует Xmw ) распространения нефтегазовых заленсй. Данные карты строятся на основе нести видев неопределенности - тектонической (три варианта), структ5фНО.й поверхности (пять вариантов), БНН (один вариант), степени изученности (три варианта), диалогической (два'варианта), технологической.

При использовании тектонической неопределенности учитывается экранируюпая способность дизъюнктивных нарушений.'Например, если в одном их двух блоков месторондения открыта залень, то данная модель отвечает карте „m;n . Карте п^тг-^х отвечает возмояное присутствие залени в двух блоках.

При использовании неопределенности структурной поверхности учитывается разница в отбивках кровли продуктивного горизонта, полученных пс данным сейсморазведки и глубокого бурения - t (количество сквзеич менее пяти) (С.А.Винннковский, Д.Б.ТальвирскиП и др., 1983 г.), или ошибка сейсморазведки - т (количество скважин

более пяти), либо ошибка интерполяции структурной поверхности -Шин (структурная поверхность продуктивного горизонта построена по данным бурения) (Е.Ф.Фролов, Н.Е.Быков, Р.А.Егоров, А.Я.Фурсов, 1976 г.). Построение моделей сводится в основном к тому, что структурная поверхность продуктивного горизонта поднимается и опускается в соответствии с величинами I, ш_к,т_ин. Опущенная поверхность соответствует модели $ _н min , а поднятая-

При использовании неопределенности ВНК модели тіпсоответ-

ствует наклонное положение ВНК, при отсутствии залеаи на одном из крыльев антиклинальной складки. Модели _мгла.х - горизонтальное положение ВНК. Для первой и второй модели положение ГНК - горизонтально.

При использовании неопределенности степени изученности учитывается удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами ( 1₂ ) ^и величина радиуса дренирования ( 1_i ). Моделям $_Hmin и

_нтм отвечают зоны, границы которых проведены на расстояниях соответственно X , и t J от продуктивных сквакин.

При использовании литологической неопределенности учитывается величина tj. Границы моделей $_нт.ц и $_Hmln проходят на расстоянии t j. , отложенном соответственно от блииайщих к контуру, законтурных скважин в сторону внутриконтурных и от приконтурных продуктивных скважин в сторону законтурных.

Технологическая неопределенность возникает за счет неоднозначных результатов опробования, связанных с развитием подгазо-вых минимальных нефтенасыщенных толщин и наличием АНПД. Модели

p_hw'm отвечает нефтенасыщенная площадь, ограниченная нефтенасы-ценными толщинами порядка 4-5 м, модели $т\*- вся площадь. Для других подсчетных параметров подготовка к вероятностной оценке.

- 21 -запасов нефти сводится, в зависимости от количества их определений, к нахождению Xmin ,Xm« , X вер.,Х ,

Вероятностные оценки запасов были произведены для Средне-Ботуобинского, Тас-Юряхского, Иреляхского (залежи в ботуобинском и улаханском горизонтах), Верхнечонского (залежи верхней и средней + нижней песчаных пачек ниянемотской подсвиты), Даниловского (залежи нижнего пласта усть-кутского горизонта), Ярактинского (залежь нижнего пласта песчаника ниянемотской подсвиты) месторождений в начале и в конце их разведки. Были построены зависимости полученных запасов от среднего расстояния между скважинами (6 ). Они отличаются для залежей, связанных с различными типами ловушек. Например, при тенденции увеличения к окончанию разведки, процент Док. запасов по залежам, приуроченным к сводовым (Средне-Ботуобин-ское, Иреляхское), сводово-литологическим (Верхнечонское), литоло-го-сводовым (Даниловское) и литологическим (Ярактинское) ловушкам составляет соответственно около 60-70. 40$, 15$,25%. Остальную часть запасов составляют Вер. и Воз. запасы. Также при тенденции увеличения ко времени окончания разведки количество Док. запасов в запасах категории Cj для залежей, связанных со сводовыми, сводово-литологическими и литолого-сводовыми ловушками отличается и составляет соответственно 60$, 25$, 15$.

В шестой главе рассматривается оперативная оценка коэффициента извлечения нефти (КИН). Была произведена попытка выяснить влияние соотношения газовой и нефтяной частей залежей на КИН ( Ч ) По состоянию на 01.01.32 были выбраны начальные запасы газа в газовых шапках, а также начальные балансовые запасы нефти категорий A+B+Cj+C₂ по 57 месторождениям Советского Союза. Залежи, разрабатываемые с "барьерным" заводнением, из анализа были исключены. Был

построен график зависимости ч от относительного размера газовой

отн. шапки (9 г.ш.) (отношение начальных запасов газа в газовой шапке -

О ~^а?' - млн. м* к начальным балансовым запасам нефти - Q „^ач'-

Г.Ш. п

тыс.т). Зависимость имеет вид:

Ч = 0,363 - 0,048 0 отн.

Коэффициент корреляции для данной зависимости равен 0.7.КИН для нефтегазовых залежей (Q ' меньше единицы) по зависимости изменяется от 0,3 до 0,45,для газонефтяних эалекей (О ' больше единицы) от 0,11 до 0,3. Часть зависимости для нефтегазовых залежей, куда входят рассматриваемые залежи, имеет меньшую достоверность, за счет значительного разброса значений (от 0,15 до 0,45).

В седьмой главе рассматривается методика подготовки нефтегазовых месторождений к подсчету запасов и проектированию разработки

Данная методика является комплексной и основывается на выявлении и учете на стадиях поисковых и разведочных работ и в процесс разработки особенностей и закономерностей геологического строения нефтегазовых месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, применении вероятностной оценки запасов и оптимизации разведочных работ.

Профильную систему расстановки скважин следует применять как при региональных работах, так и на отдельных месторождениях. В отдельных блоках следует бурить более одной поисковой скважины для вскрытия нефтяных частей залежей. На Ш и ІУ типах структур рекомен дуется закладывать три-пять поисковых скважин вверх по восстанию пласта (из опыта Ярактинского месторождения). Для доведения расстояния между разведочными скважинами до 2 км можно применять

зависимые и независимые, разведочные и опережающие эксплуатационные скважины. Прогноз наличия дизъюнктивных нарушений следует осуществлять по строению трапповых интрузий. Прогноз АНПЛ - по значениям факторов, указанных во 2 главе. Построение карт изобар позволяет сделать выводы о положении ВНК - наклонное или горизонтальное. Расстановка разведочных скзаиин долана ориентироваться для залежей в карбонатных отложениях - на зоны трещиноватости, связанные с дизъюнктивными нарушениями, на меридиональные зоны максимального распространения песчаных пачек и улучшенных фильтрационно-емкост-ных свойств, на пониженные участки фундамента, где распространены наибольшие толщины коры выветривания фундамента. Следует использовать динамику изученности нефтяных и нефтегазовых залежей, вклю-чаюяу» типизацию ловушек и залежей, оптимизацию, с точки зрения уточнения продолжительности периодов предварительной и промыален-ной разведки, зависимости, лолученные в результате вероятностной оценки запасов. Возможно оперативное определение КИН по зависимости, описанной в главе 5.