Читайте также:
  • Металлические перголы
  • Raspberry pi как роутер
  • Кредитование для Вас

  • 6.1. ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА НА ШЕЛЬФЕ ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

    При поисках месторождений углеводородов на шельфе приходится изучать в пределах нефтегазоносных комплексов следующие характеристики осадочных бассейнов, связанные с их углеводородным потенциалом

    — геострую урное положение и тектонические особен ности:

    — процессы осадконакопления, в том числе перерывы (литологические несогласия);

    уплотнение осадков и другие их литологические пост-седиментационные изменения;

    — деформацию бассейна, т. е. историю его тектонического развития (палеотектонику), где важным является уста новление участков постоянного прогибания [как правило, таковыми являются шельфовые зоны), наличие тектонических нарушений;

    — перенос тепла, т. е. температурное поле недр как на современном этапе, так и палеотемпературы;

    — течение флюидов, а также развитие и распределение давлений, в том числе геобарическое региональное поле по горизонтали для установления мест глубиннои разгрузки флюидов, а также i юверхностиые проявления разгрузки флюидов:

    — возникновение углеводородов, т е. условия перехода РОВ в жидкие и газообразные углеводороды {первичная миграция). Здесь изучают диагенез и катагенез РОВ выде ляют момент прохождения РОВ главной фазы нефтегазооб-разования. других стадий катагенеза,

    — вытеснение углеводородов из материнских пород;

    — вторичную миграцию и аккумуляцию углеводородов, в том числе место развития коллекторов и качество флюидо-упоров (покрышек);

    — характеристику основных литолого-страгиграфических комплексов, в том числе наличие коллекторов и покрышек.

    Для определения вышеуказанных параметров осадочных бассейнов применяют различные методы, описание сутцносги и результатов применения которых можно найти в обширной литературе.

    Здесь остановимся лишь на методе геол ого-статистического моделирования нефтегазонакопления на осадочных бассейнах шельфовых областей [45]

    В работах [46, 47, 48] показано , что миграция флюидов в продуктивные ловушки и процессы формирования залежей и месторождений нефти и газа в альпийских геосинклинальных регионах регулируются в основном гидрогеодинамиче-скими условиями — балансом поступления и разгрузки из разреза по элементам дизъюнктивной тектоники, зонам повышенной трещиноватости, гидрогеологическим "окнам' и т п подземных вод и сопутствующих им углеводородов, генерированных нефтегазопродуцирующими зонами, главным образом, нижних интервалов осадочного чехла Установлено, что основным фактором, определяющим и кон тролирующим геофлюидодинамическую обстановку локальных структур и региональных зон нефтегазонакопления, и, как следствие, условия аккумуляции углеводородов и фор жирования промышленных залежей, являются характер дислоцированное ги региона в целом и степень нарушенноети дизъюнктивами выполняющих иго отдельных природных резервуаров (ловушки, поднятия)

    В то же время следует иметь в виду, что влияние meicmo ники в каждом конкретном случае проявляется нсоднознач но: оно имеет два аспекта— позитив?1ый, ко1да нарушения сплошное ги пород играют созидающую роль при формировании залежей, и негативный, когда они являются путями диссипации ранее сформированных скоплений.

    В связи с изложенным представляется необходимым выяснить граничные условия, за которыми тог или иной аспект функционирования тектонических нарушений становится превалирующим Решение этого вопроса может быть получено путем выявления и анализа связей (в случае их наличия) между количесн том аккумулированных ловушками флюидов, с одной стороны, и интенсивностью дислоцированности каждой из них — с другой.

    Тектонические условия локальных структур коли -чественно характеризуются:

    — параметром удельной разбитости ловушек (af м/км2);

    — произведением суммарной протяженности тектонических нарушений на их амплитуды отнесенным к площади складки

    — коэффициентом интенсивности складчатости (Кин. м/км);

    — отношением высоты структуры к ее площади; показателями меры внедрения в срс днеплиоцен—ант-

    ропогеновый разрез Южно-Каспийской впадины нижних щелочных вод валанжин-среднеюрской генерации: (hа, %):

    а) отношением мощности интервала, занятого инъецированными волами, к обшей мощности среднего плиоцен-антропогенового разреза в пределах локального поднятия,

    б) Щ — гипсометрическои глубиной верхней гра ницы перехода приппых щелочных вод в сингснетичные разрезу жесткие;

    в) М (%) — отношением суммарной нефтсгазонасыщинной мощности к общей мощности продзжтивного разреза отдельного месторождения; плотностью геологических запасов углеводородов в пределах локальной структуры — Oi (млн т/км2).

    По основным месторождениям нефтегазоносных районов Южно-Каспийской впадины, рассматриваемой в качестве типовой модели, составлены зависимости между вышеперечисленными переменными (рис.61). По всем нефтегазоносным областям и районам зависимости

    имеют экстремальный характер с четко вырал{енным максимумом Качественно по иному (см. рис 6 1) ведут себя лишь корреляции

    Приведенные данные (рис. 6.1ci, б, о) позволяют констатировать:

    — с. ростом интенсивности и удельной разбитости структур до определенных для каждой нефтегазоносной области (района) их значении насыщенноегь разрезов и плотность запасов углеводородов увеличивается; последующий рос г интенсивности разбитости ведет к снижению значений обоих параметров;

    — в реальных условиях среднего плиоцена Южно-Кае-пийекой впадины наибольшие плотности запасов углеводородов приурочены к локальным поднятиям, характеризую -щимся примерно средними по району (нефтегазоносной области) значением удельной разбитости Оптимальное значение указанного параметра — 0,20.. .0.40, с ростом удельной разби гости структур степень насыщения из разрезов нижними водя ми [hA] прогрессивно увеличивается.

    Постоянный рост значений и Н3 п по мере увеличения at (рис. 6.1 е, ж), сопровождающийся с определенного значения параллельным уменьшением насыщенности разрезов и плотности запасов (рис. 6.1 г. й). свидетельствует о двойственной функции нижних щелочных вод в регионе: при од-

    них структурно-тектонических условиях — способствующих формированию промыт ichhblx скоплений, при других — разрушающих их.

    Анализ зависимостей М=/( ha) и Qi=f[f\>) показывает, что рост значений ha до 30...50 % положительно сказывается на продуктивноеги; значения hg выше указанного значения влекут за собой резкое снижение нефтегпзоносности, что характеризует обстановку нарушения баланса между мигрирующими углеводородами и водами в пользу последних и определяет тем самым избыточную активность геофлюидально-динамических условий, способствующих разрушению залежей. Оптимумом ha следует считать 30...50 %, что соответствует максимальным значениям плотности запасов.

    Совокупное рассмотрение всех данных (см. рис. 6.1) даст основание заключить, что дислоцированностъ локальных поднятий, обусловливающая присутствие щелочных вод. генетически связанных с углеводородами, и ее рост. опред< ля-ющий увеличение степени насыщения ими разрезов ловушек. оказывают положительное влияние на аккумуляцию лишь до определенного предела, за которым дальнейшее нарастание тектонической нарушенноети и. следоват ельно, подвижности подземных вод приводит или к ликвидации условий для концентрации углеводородов в резервуарах, или к разрушению улсе ( формированных залежей.

    Характер установленных зависимостей в сочетании с изложенными выше представлениями позволяет считать, что в среднеплиоценовых отложениях Южно-Каспийской впадины возможность формирования или диссипации углеводородных скоплений находится в тесной связи с условиями внедрения флюидов из подстилающих комплексов Важная роль при этом принадлежит динамичности щелочных подземных вод, функционально связанной с тектоническими условиями локальных поднятий и. в первую очередь, с гидропроводностыо (скважностью) тектонических i гесогласий.

    Приуроченность большинства месторождений региона к восходящим ветвям полученных зависимостей позволяет считать, что тектоническое строение локальных структур среднего плиоцена в целом стимулирует процессы формирования залежей, несмотря на кажущуюс я неблагоприятную

    их характеристику, обусловленную интенсивной раздробленностью. Особенно благоприятными в этом плане являются поднятия Апшеронекий области, характеризующиеся максимальными запасами углеводородов на единицу площади С другой стороны, выявленные зависимости дают основание с достаточной достоверностью полагать, что при формировании залежей в Южно-Каспийской впадине роль вертикальной миграции флюидов из пефтегазопроизводящих зон поде гилающих отложений была превалирующей.

    Зш 1чение последнег о обстоите 1ьств?, наряду со всем изложенным подчеркивается выполненной корреляцией коэффициентов первичной щелочности подземных вод (рис. 6.2).

    контактирующих со скоплениями нефти в базисных свитах разреза месторождений продуктивной толщи Апшеронской области {показатель долевого участия в составе водных пластовых смесей пришлого щелочного компонента), и их удельной разбитостью и нефтенасыщенностью залежей ([3J, На всех площадях щелочность подземных вод и удельная нефтена сыщенность залежей последовательно возрастают по мере увеличения удельной разбитости складок, определяя тем са мым доминирующую роль вертикальной гидравлической связи продуктивной толщи с подстилающими интервалами как в формировании химического состава насыщающих ее подземных вод и условий для их межпластовых перетоков. так и опосредствованно в аккумуляции углеводородов (см. рис. 6.2)

    По результатам анализа материалов по другим альпийским геосинклинальным регионам установлена совершенно аналогичная в качественном отношении ситуация как по межгорным впадинам, так и по предгорным прогибам (рис. 6 3). что позволяет, в свою очередь, считать механизм вертикального флюидопереноса превалирующим и в них

    После статистической обработки приведенного информационного массива (см. рис. 6.1 и 6 3) методом, группового учета аргументов (ГУА) определена возможность вывода парных аналитических зависимостей, связывающих плотность запасов углеводородов с параметрами дислоциро-ванности локальных структур и динамичности водной среды. Высокие значения корреляционных отношений — 0.831...0,999 — придают указанным уравнениям необходи мую корректное гь и позволяют рекомендовать их к использо ванию при прогностических инженерных расчетах

    Материалами работ [49, 50, 51] в азьпийских геосинклинальных регионах констатирована четкая функциональная связь термобарического режима недр с динамикой подземных вод. Учитывая, что в прямой зависимости от последней находятся, как было указано выше, запасы углеводородов в ловушках, представляется важным определить наличие, вид и характер связи количественных показателей углеводородного насыщения (М, О,) с температурными и барическими параметрами локальных поднятий

    При сопоставлении названных показателей со средни ми по месторождениям Южно-Каспийской впадины и других альпийских геосинклинальных регионов значениями геотемперарис гурных градиентов (Г, СС/100 м) в интервале глубин 500.. .2000 м. соответствующем максимальному неф-те газ о насыщению, и коэффициентов аномальности пластовых давлений (Кан) (рис. 6.4-6.7) устанавливается следующая закономе рнос гь: во всех районах с ростом до определенных значений Г и Кан нефтегазонасыщенностъ структур увеличивается; дальнейший рост их приводит к снижению М и Oi.

    Просчитанные мегодом ГУАаналитические выражения функций = /(Г)' Qi - f[Kr.jh) показывают весьма высокие значения корреляционных отношений: 0.829,. 0.995 что придаст выявленным зависимостям достаточную степень достоверности, позволяющую использовать их при прогностических оценках нефтегазонасыщенности локальных поднятий.

    Экстремальным характером связей термобарических параметров с нефтегазоносностью обусловлено наличие и соответственно возможность установления в каждом регионе обегановок начала и незавершенное ги (продолжения) про-цееса ее формирования, сохранения залежей и диссипации углеводородов.ix скоплепий.

    Первому случаю на рис. 6.4, 6 5, 6 6, 6.7 отвечают гео метрические места точек в области максимальных и новы шетгных градиентов температур и коэффициентов аномальности (правые ветви кривых М =/(Г)* Ф м -f[Kан) Qi ~/(K1JH) — термобарозакрытые структуры, характеризую щиеся отсутствием или существенно ограниченным водообменом, лимитирующим поступление углеводородов, второму — в близэкстремальной области (оптимальные ус ловия нефтегазонакопления): третьему — в области пониженных и минимальных значений градиентов и коэффициентов аномальности (левые ветви тех же функций) — термо-барооткрытьте поднятия, расположенные в зонах относительно свободного водообмена и интенсивного дренажа природных геофлюидодинамических систем, вызывающих разрушение (переформирование) залежей. Экстраполяция этих зависимостей показывает, что в структурах, никогда не содержащих залежи нефти и гаяа, напряженность, теплового и барического полей будет значительно выше, че м на про-

    дуктивных площадях; в ловушках с диссипиров энными скоп лениями углеводородов геотемпературные градиенты и коэффициенты аномальности минимальны.

    В Южно-Каспийском регионе характерным представляется факт характерности более высоких значений средних геотемпературных градиентов в интервале глубин 500,..2000 м

    ск 1адкам, содержащим скопления газа и конденсата (мест орож дения Карадаг — 2,36: Зътря — 2,04, Южная — 2,46 "С/100 м), по сравнению с соседними ловушками, насыщенными преимущественно нефтью (месторождения Кушхана — 2.26: Кала — 1,53; Поргяны море — 2,22 °С/100 м соответственно] Причины этого явления кроются в специфических особенностях механизма формирования нефтяных залежей в плиоцене рассмагризаемых районов. заключающихся в значительно большем поступлении в ловушки термальных нижних щелочных вод при аккумулятщи нефти, чем при процессах газонакопления, что приводит к выравниванию пластовых температур в их разрезах и к уменьшению значений средних градиентов.

    Как показывает фактический материал, связь углеводородного насыщения с термальным режимом недр наблюдается не только при сопоставлении отдельных поднятий, характеризующихся различными температурными условиями, но также и в масштабе всего западного борта Южно-Каспийской

    впадины. Судя по данным [49], во всех районах на одних и тех же гипсометрических уровнях большим абсолютным значениям пластовых температур отвечают большие запасы углеводородов. Особенно четко эта зависимость выражена в ин тервале глубин 500 ..1500 м. где сосредоточена основная часть запасов плиоцена региона — свыше 40 %.

    В свете изложенного симптоматичным выглядит и отмечаемый на большинстве площадей всех районов Южного Каспия температурный скачок при переходе от ненасыщенных интервалов разреза к продуктивным. Так. например, в пределах Восточного Апшерона переход опт непродук

    г пивного интервала 0... 500 м к нефте насы щепному характеризуется приростом температуры в 12 С. тогда как в следующем интервале, содержащем примерно равное количество углеводородов, такое приращение составляет 9.3 С, что отражается и на значениях геотемпературных градиентов [49]

    Описанная выше зависимость количественных параметров углеводородного насыщения от функционально связанного с характером водообмена барического режима природных резервуаров проявляется не только в рамках отдельных районов и регионов (см рис. 6 5, 6 7в, г), но также и имеет более широкий масштаб — отмечается в пределах всей зоны альпийской складчатости. Корреляция величин разведанных

    запасов углеводородов. приходящихся на единицу площади (Qs, тыс т/км3) и объема осадочного выполнения (Ои, тыс. т/км3) регионов, со средними по всей их территории значениями паромегра напряженности геоф. поидодинамических систем (Кан) иллюстрируют четкий рост нефтегазоносности по мере оптимизации их разгрузки (рис. 6.8)

    Результаты анализа всего приведенного материала в качестве основной закономерности подтверждают, таким образом. положение о постоянной пространственной сопряженности в пределах альпийского геос инклинального пояса всех крупных месторождений с положительными геотемпературными и гидродинамическими аномалиями, обуслов. генными,

    в свою очередь, дренажем интенсивно дислоцированных локальных, структурных форм,

    Рассмотренные корреляции устанавливают н одних слу чаялгеоответетвие как положительных, так и отрицательных -концентрационных гидрохимических аномалий локальным зонам пьезоминимумов и сопряженным с ними участкам низких значений геотемпературных градиентов, т. е. термо-барооткрытым ловушкам: в других — пьозомаксимумам, характеризующимся высокими значениями гермоградиен-тов, т. е. термобарозакрытым резервуарам.

    Связи первого рода отвечают крупнейшие по плотное!и запасов и даже частично диссипир о ванные за счет интенсивного дренажа гидродинамических систем месторождения: — Каспийской впадины — Балаханы -Сабунчи-Раманы. Сураханы, Кала, Вибиэйбат и др., где инверсионные гидрохимические возмущения высокоминерализированного хлор-кальциевого регионального фона генетически сопряжены с очагами разгру зки oi фесненных высокотермальных глубин ных щелочных вод;

    — Терско-Каспийского прогиба — Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенское, Орлиное, Эльдарово. Хаян Корт, где положительные концентрационные аномалии в водной среде верхнемелового резервуара пространственно соответствуют участкам интенсивного дренирования нижнемел<)вого и юрского комплексов;

    — зоны Матцен- Ьокфлис-I I Тонкирхен Венской впадины и др.

    Зависимость второго рода характеризует, как правыш,

    почти или полностью непродуктивные гидравлически замкнутые ловушки, почти или полностью лишенные возм ожно< ти аккумулировать инъецированные углеводороды и сопутствующие им подземные воды. Наиболее контрастным примером здесь могут служить тектонически изолированные поднадви-говые складки II и III структурных ярусов внут ренней зоны Предкарпатского прогиба (площади Старунь, Оболонь, Ниж-не-Отрутыпекая. Ольховка. Дзвиняч, Бухговец, Пнив), гдемасштабы внедрения высоко!тпорпых мезозойских хлоркаль-циевых рассолов в олигоценовую менилитовую серию, насыщенную оиреснегшыми древнеинфилы рационными щелочными водами, были существенно ограничены i идродина-мичсской закрытостью природного резервуара, что привело к формированию высоко гермоградиентных i п>езомаксимумов под водоупором надвиговой природы

    В ре зультате систематизации приведенных материалов установлено, что во всех альпийских регионах в диапазоне оптимальных дан образования и сохранения углеводородных скоплений значений геотемпературных градиентов и коэффициентов аномальности пластовых давлений месторождения. как правило, имеют многопластовыйхарактер, и этаж нефтегазоносности в них наиболее высок.

    В соответствующем обстановке разрушения углеводородных скоплении диапазоне минимальных значений термоградиентов и Кян сохранившиеся месторождения чаще всего лишены залежей в верхних интерва.чах разреза из-за их деградации и вымывания подземнычи водами, внедрившимися из нижних горизонтов осадочной толщи.

    В отвечающем обстановке отсутствия или резко лимитированной аккумуляции углеводородов диапазоне макси мольных значений названных показателей образующиеся их скопления в основном ма;Юпласгповые с весьма небольшим этажом насыи^ения.

    Диагностическим признаком первого варианта является сочетающаяся с крупномасштабным нефтегазонаеьпценисм мозаичность пространственного распределения минерализации, компонентною состава и типов подземных вод; второго— повсеместное развитие в базисных горизонтах и широкое проявление в верхних интервалах разреза месторождений напорных высокотермальных нижних минерализованных жестких или опресненных щелочных вод, сопряженные с остаточной продуктивностью наиболее приближенных к поверхности объектов, третьего— полное или значительное частичное сохранение в природном резервуаре сингене-тичных подземных вод при условии отсутствия или спорадического в нем нефтегазонасыщения.

    Выявленные взаимосвязи между характером и степенью углеводородного насыщения, тектоническими условиями и термобарическим режимом не случайны, а вполне закономерны. что указывает на единую во всех регионах первопричину подобной зависимости— вертикальную миграцию флюидов по системе дизъюнктивов в зоне повышенных пластовых температур и аномальных давлений

    Соответствие по всем альпийским геос инклинальным регионам фактических закономерностей распределения параметров тектонической нарушенности локальных структур [ai, Кин), показателей вертикальной мобильности подземных вод в их разрезах (hg, Нзп), геотемпературных градиентов (Г), коэффициентов аномальности пластового давления (/Сан)' параметра М и нсфтегазонаеьтщснности природных резервуаров (Qj] инъекционно-переточному механизму флюидомассо-переноса позволяет использовать рассмотренные в предыдущих разделах их парные корреляции (см. рис 6.1, 6.3-6.7) для предварительной оценки запасов углеводородов, уточнения перспектив новых и выбора направлений доразведки ста -рых площадей, т. е указанные зависимости имеют по существу характер объективных поисковых критериев.

    Методическим приемом применения в указанных целях графических данных является определение геометрического положения точек, соответствующих новым площадям, участкам складок и т. п., относительно известных региону функций Qi — кривых аппроксимации дос говерно фикс иро-ванпых позиций других месторождений района, структур, полей и др.

    В случаях резкого несоответствия плотности запасов углеводородов точно определенным тектоническим, гидродинамическим, геотемпературным и барическим показателям (фактические точки резко отклоняю гея от эталонной для района, региона кривой) или при достаточно близких значениях последних, но существенно разнящихся значениях плотности запасов (экст ремальная область функции ограничена узким диапазоном изменения средних значений параметров корреляций), следует рекомендовать доразведку этих площадей с задачей прироста промышленных запасов или списания с баланса неподтверждающихся. В обоих вариантах коррекция значений плотности запасов может быть осуществлена посредством вывода проекций фактических точек на эталонную региональную (районную) зависимость

    Математический анализ описанных выше парных зависимостей. устанавливающий нормальный, логнормальный или весьма близкий к ним характер распределения параметров (ем. рис. 6.1, 6.3-6.7), позволяет в геологическом аспекте полагать доминирующим в реальной природной обстановке альпийских регионов именно инъекционно-пгреточный механизм формирования нефтегазонасыщенности.

    Множественная корреляция вышеперечисленных параметров позволяет в рамках концептуально имит анионного подхода, учитывающего превалирующую роль вертикального флю идомаееопереноса, реализовать геолого-статистическое моделирование нефтегазонасыщенности локальных структур как функцию совокупности названных показателей — определить Qi =/(а*, Кин h^, Нз п, Г, Кш), М) Результаты соответствующих расчетов по методу ГУЛ приведены в табл. 6.1

    Высокие значения коэффициентов множественной корреляции (0,830...0,998) свидетельствуют о достаточной корректности предлагаемых моделей и возможности их практи-

    ческого применения при предварительной оценке запасов конкретных локальных структур по данным сейсморазведки (определение площади поднятий) и первых поисковых и раз ведочных работ, охарактеризованным набором всех или части параметров

    Вышеизложенное позволяет сформулировать следующие основные выводы:

    — во всех альпийских геосинклинальных регионах устанавливаются четкие количественные зависимости между тектоническими показателями локальных с труктур и зон нефте -газонасыщения, химизмом и мерой вертикальной мобильности водной среды, термобарическими параметрами поднятий и плотностью запасов углеводородов;

    — в пределах земель с установленной региональной промышленной нефтегазоносное! ью концептуально имитационное на базе переточно-инъекционного механизма формирования залежей и месторождений геолого статистическое моделирование нефтегазонасыщения локальных структур. методически реализуемое парными и множественными корреляциями плотности запасов углеводородов отдельных известных продуктивных поднятий с их геотектоническими, геогидродинамичес кими и геотсрмобарическими параметрами, открывает принципиально новью возможности для резкого повышения информативности, эффективности u coKpauieiiwt сроков геологе разведочного npoiipcca— решения с необходимой степенью надежности комплекса прогностических задач по обнаружению и предварительной количественной оценке запасов нефти и газа новых, дополнительно выявленных в районе структур на основе данных детальной сейсморазведки и первых единичных поисковых и разведочных скважин;

    — наличие множественных зависимостей плотное! и за пасов углеводородов от комплекса геотектонических, гидродинамических, термобарических показателей отдельно по альпийским межгорным впадинами и предгорным прогибам в совокупности (корреляционные отношения 0.815 и 0,788 соответственно) объективно подтверждает не только существование, реализацию и общность определяющего их механизма — вертикального флюидомассопереноса в пре-

    делах каждого из названных геоструктурных элементов, но также и его превалирующую роль в формировании нефтегазоносности во всей альпийской геосинклинальной зоне независимо от вида выполняющих ее тектонотипов.