Глава 6 Учет эволюции емкостного фонда ловушек нефти и газа

Тектонические факторы нефтегазоносности либо прямо, либо опосредованно контролируют практически все остальные процессы формирования залежей УВ. Как правило, механизм их влияния достаточно прост и понятен, однако учет многих тектонических процессов, тем более матиматизированный, весьма затруднен. Основная задача изучения пликативной тектоники – получение максимально достоверной структурной основы, являющейся основным критерием выделения зон дренирования (НГСП).

Вопрос изучения изменения объемов структурных ловушек во времени и возможности использования ее результатов при оценке перспектив нефтегазоносности изучался на примере Степновского сложного вала, как одного из наиболее изученных районов Нижневолжской НГО.

Формирование основных объемов современных ловушек на ранних этапах может объяснить, а следовательно даст возможность прогнозировать, концентрацию основных ресурсов УВ в непосредственной близости от очагов их генерации. Напротив, более позднее формирование ловушек, когда основные их объемы сформированы после этапа массовой генерации УВ (ГФН, ГФГ), может явиться причиной рассредоточения основной их массы по значительной территории при невысоких коэффициентах заполнения ловушек.

Очевидно, что между этими крайними случаями существует множество промежуточных вариантов, которые могут и должны быть учтены при количественной оценке ресурсов УВ на основе сопоставления эволюции емкостного фонда ловушек и масштабов генерации и миграции УВ во времени.

Такие исследования должны проводиться в следующей последовательности:

- построение для конкретного района работ графиков изменения скоростей и направленности эволюции структур - их площади и емкости (объемов);

- выбор приведенных единых хронологических уровней (временных срезов), на которых будет реконструироваться состояние емкостного фонда структурных ловушек, на которых восстанавливаются условия, масштабы и характер генерации, эмиграции, миграции, коллекторские и экранирующие свойства и т.д.;

- количественное (объемное, с учетом эволюции коллекторских свойств и баротермических пластовых условий) сопоставление суммы объемов УВ способных к миграции и аккумуляции с эволюцией емкостного фонда ловушек на каждом из выбранных временных срезов.

Вопрос влияния регионального наклона на характер нефтегазоносности рассматривался на примере хорошо изученных районов Саратовской части Нижне-Волжской НГО в целом, отдельно по Степновскому сложному валу, а также по Прикаспийской НГП.

Сопоставление выявленной нефтегазоносности и значений градиентов регионального наклона подошвы соленосной покрышки показало, что основные разведанные запасы нефти в регионе, а также большая часть нефтепроявлений во внутренней части Прикаспийской впадины расположены на участках с градиентами регионального наклона менее 40 м/км, с максимумом на участках с градиентами менее 20 м/км. Нефтегазоконденсатные, газоконденсатные залежи (Карачаганакская, Астраханская, Копанско-Бердянская группа и др.) и газопроявления тяготеют к областям с градиентом более 40 м/км, с отчетливым максимумом на градации 40-60 м/км.

Вероятно, приуроченность основных запасов газа к зонам больших, а нефти - к зонам меньших градиентов можно объяснить частичным расформированием ловушек по мере увеличения регионального наклона и последующего «высачивания» из ловушки, в первую очередь, нефтяных УВ (Рис.6).

Таким образом, площадная непрерывность и картируемость данного параметра, а также возможность его числовой характеристики, делают весьма полезным его использование при количественной и качественной оценке перспектив нефтегазоносности, в первую очередь, слабоизученных НГБ.

Задача оценки изменения объема ловушки при различных углах регионального наклона в частном случае решается для структуры, имеющей форму полуэллипсоида. В упрощенном варианте такая задача может решаться для пирамиды с последующим введением систематической поправки (Рис. 5).

Относительные потери объема ловушки V_n^отн от первоначального Vo c нулевым углом наклона при проведении палеореконструкций определяются из:

V_n ^отн =K1*(3-2K1)*100%

Восстановить объем структурной ловушки на момент отсутствия наклона можно исходя, из выражения:

Vo = Vсовр/(1-K1(3-2K1))

где Vo - объем структуры при отсутствии регионального наклона,

Vсовр. - объем структурной ловушки при любом угле регионального наклона, К - безразмерный коэффициент, характеризующий изменение объема ловушки при изменении углов регионального наклона. K=Atga/(Atga + 2H), где A - ось структуры по региональному падению при tga=0,км, tga - региональный наклон, км/км, Н - высота структуры при нулевом наклоне, км.

Рис. 6 Расчет объемов ловушек в зависимости от эволюции регионального наклона.

Предварительные расчеты, выполненные по предложенной методике, показали, что в частности для территории Казанско-Кажимского авлакогена, в результате мощной неотектонической инверсии, даже такие структурные ловушки, с которыми связано например Золотаревское месторождение, с линейными размерами 4.2*11.3 км и амплитудой 15 м, должны были расформироваться. Соответственно УВ из этих ловушек должны были мигрировать вверх по вновь сформировавшемуся региональному наклону до ближайших новых ловушек. Таким образом, подобный анализ палеореконструкций может достаточно оперативно и надежно определить направления перераспределения УВ и тем самым направления поисковых работ.