СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗОН РАЗВИТИЯ ВТОРИЧНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТРЕЩИННОГО ТИПА В ОСАДОЧНОМ ЧЕХЛЕ
METHOD PREDICTING DEVELOPMENT ZONES OF SECONDARY FRACTURE-TYPE RESERVOIRS IN SEDIMENTARY SECTION

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для поисков углеводородных залежей в осадочном чехле, приуроченных к вторичным коллекторам трещинного типа, и для выбора места заложения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.
Известен способ прогноза пород-коллекторов трещинного типа в составе осадочного чехла, включающий тектонофизическое моделирование простых структурных форм, наблюдающихся в чехле и анализ механизма и кинетики образования дислокации (трещин) различного типа (Белоусов В.В., Гзовский М.В. Экспериментальная тектоника. М.: Недра, 1964, с.118).
Недостатком способа является то, что, во-первых, он не учитывает данные сейсморазведочных работ, а потому не позволяет моделировать конкретное структурно-геологическое строение рассматриваемого участка того или иного месторождения и, во-вторых, в нем не используются сведения о способности осадков различного типа преобразовываться в коллекторы трещинного типа.
Известен способ прогнозирования зон развития вторичных коллекторов в фундаменте (Патент РФ №2085975, МПК G01V 1/28, 1997), включающий интерпретацию сейсмических отраженных волн, привязанных к подошве осадочного чехла и одной нижележащей акустической границе с учетом данных геолого-геофизических исследований в скважинах, проведение литолого-петрофизических исследований, с помощью которых определяют наиболее вероятный генезис вторичных коллекторов, на основе чего выделяют литотипы, по которым происходит формирование вторичных коллекторов, и определяют площадь развития этих литотипов в пределах рассматриваемого месторождения, определяют скорость распространения продольных волн в выделенных литотипах и в развивающихся по ним вторичных коллекторах, выделяют сейсмогоризонт между отражением от подошвы осадочного чехла и отражением в кровельной части фундамента, с учетом полученных литолого-петрофизических и скоростных характеристик проводят количественную интерпретацию изменений интервала времени между отраженными волнами, ограничивающими выделенный сейсмогоризонт, и зоны максимального интервала времени рассматривают как участки наиболее вероятного развития вторичных коллекторов в осадочном чехле.
Недостаток способа заключается в том, что с его помощью невозможно достаточно достоверно осуществить прогноз развития вторичных коллекторов трещинного типа в осадочном чехле. Кроме того, в рассматриваемом способе не учитывается неодинаковая способность пород различного состава под действием внешних сил дробиться и преобразовываться в трещинные коллекторы.
Известны способы разработки залежей углеводородов в трещинных коллекторах, например способ по патенту СССР N 1806261, Е21В 43/30, 43/00, 1993, включающий бурение скважин на площади залежи и добычу углеводородов через добывающие скважины, размещенные в пределах систем разрывных нарушений продуктивного пласта, местоположение которых в контуре залежи предварительно устанавливают. Согласно этому способу до начала эксплуатационного бурения на основе геофизических исследований и других данных выявляют в продуктивном пласте блоки, границы между ними и строят карту разрывных нарушений. За счет высокой проницаемости зон разрывных нарушений увеличивается дебит скважин и конечная нефтедобыча. Однако этот способ может оказаться недостаточно эффективным, поскольку в нем не принимается во внимание возраст формирования зон разрывных нарушений, и если они сформированы древней тектоникой и в более позднее время не подвергались тектоническим подвижкам, вероятность кольматации трещин в них весьма велика, что приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств продуктивного пласта.
Известен способ разработки нефтяного месторождения в тектонически осложненных осадочных толщах по патенту РФ N 2067166, Е21В 43/20, 1996, включающий установление наличия блоков тектонического происхождения и их границ в пределах структуры или площади месторождения по данным полевых геофизических исследований и исследований скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин и добычу нефти, при котором по результатам геофизических исследований и полученным при исследовании скважин данным вычисляют коэффициенты тектоно-деформационного развития структуры в целом и отдельных ее участков, определяют величины относительных приращений толщин деформированных участков структуры, определяют величины геотермодинамического и геоэнергетического потенциалов отдельных участков структуры, рассчитывают коэффициенты унаследованной деформированности по всему этажу нефтегазоносности. По указанным выше найденным величинам и коэффициентам устанавливают наличие деформированных блоков структуры с приподнятым и опущенным положением осадочной толщи относительно неизменной ее части, их границы и по границам деформированных блоков устанавливают наличие активных тектоно-деформационных зон. Бурение скважин всех категорий осуществляют вне этих зон, при этом добывающие скважины располагают непосредственно внутри блоков, а нагнетательные скважины размещают в приграничной зоне блоков, причем в первую очередь - на участках с наибольшим изменением геотермодинамического потенциала.
Известен также способ разработки нефтяного месторождения по патенту РФ N 2057921, Е21В 43/30, 1996, включающий бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, уточнение контура месторождения, последовательности его отработки и режимов работы эксплуатационных и нагнетательных скважин, при котором определяют напряженное состояние массива, производят выделение активных тектонических зон в районе месторождения с последующим построением карт напряженного состояния, нагнетательные скважины располагают в относительно более нагруженных зонах, а эксплуатационные - в разгруженных зонах. Согласно этим двум способам места наиболее вероятного скопления углеводородов определяют в зависимости от напряженно-деформированного состояния массива, полагая, что содержание флюидов в тектонически напряженных зонах снижено под действием сжатия пород высокими напряжениями с уменьшением пористости, проницаемости и естественной влажности пород, в результате чего флюиды выжимаются в тектонически разгруженные зоны. Однако и в этих способах, как было отмечено выше, тектонически сложившиеся условия считаются неизменными, тогда как в действительности со временем может происходить полная или частичная кольматация порового пространства, “зарастание” трещин, образованных древней тектоникой, что приведет к снижению притоков нефти в скважины и увеличению затрат на разведку и эксплуатацию месторождения.
Наиболее близким по технической сущности является «Способ прогнозирования зон развития вторичных коллекторов трещинного типа в осадочном чехле» (Патент №2183332, G01V 9/00, 10.06.2002), включающий обработку сейсмических отраженных волн, привязанных к выбранному комплексу, с учетом данных геолого-геофизических исследований в скважинах, проведение литолого-петрофизических исследований образцов пород для определения наиболее вероятного генезиса вторичных коллекторов, выделение литотипов, по которым происходит формирование вторичных коллекторов трещинного типа и определение площади развития этих литотипов в пределах рассматриваемого месторождения, причем на сейсмических временных разрезах выделяют наиболее часто встречающиеся типы антиклинальных структур, моделируют динамику их развития, на основе чего определяют распределение напряжений, линейную плотность трещин, их ориентировку и радиус зон трещиноватости, строят зависимости между линейной плотностью трещин, радиусом зон трещиноватости и амплитудой моделируемых антиклинальных структур, на основе чего прогнозируют зоны наиболее вероятного распространения вторичных коллекторов трещинного типа.
К недостаткам способа можно отнести трудности с оценкой линейной плотности трещин, их ориентировки и радиуса зон трещиноватости и низкий коэффициент корреляции этих геологических параметров только с одним морфологическим параметром - амплитудой моделируемых антиклинальных структур.
Техническим результатом является повышение эффективности разведки и разработки залежей углеводородов путем выявления зон трещиноватости и оптимизации заложения разведочных и добывающих скважин на структурах антиклинального типа на основе использования информации по ранее разбуренным структурам и выработанным критериям наличия трещинных коллекторов с использованием максимальной информации о морфологических особенностях структур, блоковой пористости пород и величин пластового давления.
кр
кр
кр
кр
Технический результат достигается тем, что в способе прогнозирования зон развития вторичных коллекторов трещинного типа в осадочном чехле, включающем обработку сейсмических отраженных волн, привязанных к выбранному комплексу отложений, с учетом данных геолого-геофизических исследований в скважинах, проведение литолого-петрофизических исследований образцов пород для определения наиболее вероятного генезиса вторичных коллекторов, выделение литотипов, по которым происходит формирование вторичных коллекторов трещинного типа, согласно изобретению по разбуренным антиклинальным структурам определяют глубины залегания замков складок, морфологические параметры структур, включая максимальный изгиб пластов, ширину, длину, площадь, интенсивность складкообразования, по результатам промыслово-геофизических исследований скважин при разбуривании этих структур определяют значения вторичной пористости, измеряют пластовые давления в интервалах испытания, устанавливают критическое значение вторичной пористости - Кпвт, устанавливают многомерную корреляционную связь вторичной пористости по формуле Кпвт=a·i+в·gradp+c·J+d·Кпб+f·H, где i - максимальный изгиб пластов; gradp - градиент пластового давления; J=i/S - интенсивность складкообразования; S - площадь структуры; Кпб - блоковая пористость; Н - глубина залегания замка складки; а, в, с, d, f - коэффициенты пропорциональности, определяемые для конкретного региона, далее на не изученных участках территории проводят детальные полевые сейсмические исследования с загущенной, не более 100 м, сеткой сейсмических профилей, проводят обработку полевых сейсмических материалов, выявляют наличие антиклинальных структур и глубинных разломов, строят сейсмо-геологические профили вдоль и поперек выявленных структур, определяют глубины залегания замков складок, морфологические параметры структур, по установленной зависимости Кпоб=f(Н) определяют значения общей пористости на глубинах залегания горизонта на вновь выявленных структурах, определяют прогнозную величину градиента пластового давления и по установленной многомерной корреляционной связи вторичной пористости Кпвт=f(i,gradp,J,Кпб,Н) прогнозируют величину Кпвт, сравнивают ее с нижним пределом Кпвт для границы «коллектор - неколлектор», на основе чего прогнозируют вероятность развития вторичных коллекторов трещинного типа, целесообразность постановки бурения на этих структурах и порядок ввода скважин в бурение, причем при отношении Кпвт/Кпвт>1,2 - целесообразно бурение по профилю трех зависимых скважин; при отношении Кпвт/Кпвт=(0,7÷4,2) - бурение только одной скважины в своде структуры.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг.1 представлено изменение пористости верхнемеловых известняков (Кп) от глубины залегания (Н) и градиента пластового давления (шифр кривых) по площадям:
1 - Карабулак-Ачалукская; 2 - Заманкульская; 3 - Малгобек-Вознесенская, Арак-Далатарекская; 4 - Хаян-Кортовская, Эльдаровская; 5 - Горячеисточненская, Старогрозненская, Гудермесская, Минеральная, Брагунская, Октябрьская; 6 - Северо-Минеральная, Червленная, Правобережная; 7 - Андреевская, Северо-Старогрозненская, Межхребтовая; 8 - Бенойская.
Способ прогнозирования зон развития вторичных коллекторов трещинного типа в осадочном чехле осуществляется следующим образом.
В каждом нефтегазоносном районе на первом этапе разведки, как правило, в первую очередь выявляются и вводятся в разведку наиболее крупные по размерам структуры, в последующем в разведку вводятся структуры значительно меньших размеров, которые не всегда имеют эффективные ловушки для скопления углеводородов. В связи с этим на завершающих этапах разведки важно определиться с количественными критериями, позволяющими оценить целесообразность ввода в разведку новых мало амплитудных антиклинальных структур. Это, в первую очередь, определяется наличием или отсутствием потенциальных коллекторов с вторичной (трещинной) пористостью и возможностью притока в них углеводородов. Согласно современным теоретическим представлениям о механизме образования трещинных коллекторов на величину вторичной (трещинной) пористости карбонатных толщ главное влияние оказывают следующие факторы: прочностные свойства пород, морфология складок и пластовое давление, а приток углеводородов в коллектор возможен как за счет отжимания их из выше или нижележащей покрышки, так и за счет притока с большей глубины по глубинным разломам.
кр
кр
кр
кр
Для достижения поставленной цели по старому фонду разбуренных структур определяют глубины залегания замков складок (Н), морфологические параметры структур, включая максимальный изгиб пластов (i), ширину (М), длину (L), площадь (S), интенсивность складкообразования (J=i/S). По результатам промыслово-геофизических исследований скважин при разбуривании этих структур определяют значения общей (Кпоб) и вторичной (Кпвт) пористостей, определяют пластовые давления в интервалах испытания. Строят зависимость величины общей пористости от глубины залегания пластов Кпоб=f(Н). Сопоставляя среднюю величину вторичной пористости (Кпвт) с приведенным на 1 м интервала испытания дебитом притока пластового флюида устанавливают критическое значение вторичной пористости (Кпвт) для границы «коллектор-неколлектор», при котором практически не были получены притоки углеводородов. Путем множественной корреляции выявляют зависимость величины вторичной (трещинной) Кпвт пористости от глубины залегания замка (Н), амплитуды и линейных размеров структур, пластового давления и блоковой пористости, на основании которой можно прогнозировать вторичную пористость на вновь выявленных структурах, по соотношению которой с критическим значением вторичной пористости судят о наличии эффективной ловушки, целесообразности постановки бурения на этой структуре и порядке ввода скважин в бурение, причем при отношении Кпвт/Кпвт>1,2 - целесообразно планировать бурение по профилю трех зависимых скважин; при отношении Кпвт/Кпвт=(0,7÷1,2) - планировать бурение только одной скважины в своде структуры; при отношении Кпвт/Кпвт<0,7 - бурение скважин проводить нецелесообразно.
кр
кр
кр
кр
На неизученных методом сейсморазведки участках территорий или изученных с редкой сеткой сейсмических профилей проводят детальные полевые сейсмические исследования с загущенной через 100 м сеткой сейсмических профилей, проводят обработку полевых сейсмических материалов, выявляют наличие антиклинальных структур и глубинных разломов, строят сейсмо-геологические профили вдоль и поперек выявленных структур, определяют глубины залегания замков складок (Н), морфологические параметры структур, включая максимальный изгиб пластов (i), ширину (М), длину (L), площадь (S), интенсивность складкообразования (J=i/S). По установленной зависимости Кпоб=f(Н) определяют значения общей (Кпоб) пористости на глубинах залегания горизонта на вновь выявленных структурах, определяют прогнозную величину градиента пластового давления (gradp) и по установленной многомерной корреляционной связи вторичной пористости Кпвт=f(i, gradp,J,Кпб,Н) прогнозируют величину Кпвт, которую затем сравнивают с нижним пределом Кпвт для границы «коллектор - неколлектор». По полученным результатам судят о наличии эффективной ловушки, целесообразности постановки бурения на этой структуре и порядке ввода скважин в бурение, причем при отношении Кпвт/Кпвт>1,2 -целесообразно планировать бурение скважин по профилю из трех зависимых скважин; при отношении Кпвт/Кпвт=(0,7÷1,2) - планировать бурение только одной скважины в своде структуры; при отношении Кпвт/Кпвт<0,7 - бурение скважин проводить нецелесообразно.
кр
Способ промышленно применим. Практическое осуществление способа проведено на примере верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области Восточного Предкавказья, в пределах которой за период с 1956 года выявлены и введены в разработку на глубинах от 2000 м до 5500 м многие нефтегазовые месторождения. Для прогнозирования наличия эффективной ловушки с трещинным коллектором на новых еще не разбуренных антиклинальных структурах нами использован метод множественной корреляции. Для этого по 15 выявленным методом сейсморазведки и разбуренным антиклинальным структурам были определены глубины залегания замков складок (Н), морфологические параметры структур, включая максимальный изгиб пластов (i), ширину (М), длину (L), площадь (S), интенсивность складкообразования (J=i/S). По результатам промыслово-геофизических исследований скважин при разбуривании этих структур были рассчитаны значения общей (Кпоб) пористости по НТК и вторичной (Кпвт) пористости, построена зависимость Кпоб=f(Н), определены градиенты пластовых давлений в интервалах испытания. Сопоставляя среднюю величину вторичной пористости (Кпвт) с приведенным на 1 м интервала испытания дебитом притока пластового флюида, установили критическое значение вторичной пористости (Кпвт=0,2%), при котором практически не были получены притоки углеводородов.
-4
-2
-2
-2
2
Методом множественной корреляции с использованием информации по 15 структурам выведено уравнение регрессии с коэффициентом корреляции 0,85, связывающее величину вторичной пористости одновременно со всеми параметрами: Kпвт=2,3·10i+0,895·gradp+2,5·10J -2,58·10Кпоб-6,67·10Н-0,945, (1) где i- максимальный изгиб пластов, м; gradp - градиент пластового давления, МПа/м; J=i/S - интенсивность складкообразования, м/км (S - площадь структуры, км); Кпоб - общая пористость пород на глубине прогноза, %; Н - глубина залегания карбонатной верхнемеловой толщи, км.
Значения коэффициентов корреляции линейной зависимости (r) между вторичной пористостью (Кпвт) и остальными величинами, а также между каждой парой анализируемых параметров представлены в таблице №1. Как видно, доказано существование статистических парных связей между параметрами, однако установлено, что теснота парных связей невысокая.
Из таблицы 1 видно, что ни один параметр при парном коррелировании друг с другом не дает линейный коэффициент корреляции, который бы превышал по абсолютной величине 0,85.
Таблица 1
r
Кпвт
J
Н
gradp
Кпб
i
Кпвт
1,00000
0,73457
-0,66755
-0,69866
0,38773
0,76405
J
0,73457
1,00000
-0,40545
0,52577
0,28420
0,74462
Н
-0,66755
-0,40545
1,00000
-0,48045
-0,49765
-0,74241
gradp
0,69866
0,52577
-0,48045
1,00000
0,55511
0,58569
Кпб
0,38773
0,28420
-0,49765
0,55511
1,00000
0,44455
i
0,76405
0,74462
-0,74241
0,58569
0,44455
1,00000
В природе на величину вторичной пористости одновременно оказывают влияние различные факторы, поэтому для повышения достоверности оценки вторичной пористости методом множественной корреляции выведены уравнения, связывающие величину вторичной пористости с двумя и более параметрами, которые и приводятся ниже в таблице 2. Видно, что с усложнением связи возрастает коэффициент корреляции, т.е. достоверность определения Кпвт. Поэтому для прогнозирования величины вторичной пористости на разведочных площадях предлагается использовать уравнения регрессии (2-5).
Таблица 2
Вид уравнений
Коэффициент множественной корреляции
Кпвт=0,04789J-0,21792H+0,88930 (2)
0,795
Кпвт=0,04736J-0,20801H+0,10406gradp+0,70626 (3)
0,796
Кпвт=0,047791-0,1881H+0,02487Кпоб+0,03450gradp+0,66496 (4)
0,797
Кпвт=0,00023i+0,89506gradp+0,02495J-0,02577Кпоб-0,06675H-0,94440 (5)
0,852
Виды уравнений зависимости Кпвт от морфологических параметров структуры и значения коэффициентов множественной корреляции.
Регрессионные зависимости составлялись с использованием метода наименьших квадратов путем пошаговой линейной регрессии, когда на каждом шаге из всего множества аргументов выделялся тот, который оказывал наиболее существенное влияние на величину корреляционного отношения - коэффициента множественной корреляции (R), представленного в таблице 3.
Таблица 3
Кпвт
i
gradp
J
Кпоб
Н
R
0,764
0,824
0,848
0,850
0,852
Совместное рассмотрение таблиц 1 и 3 показывает, что абсолютные значения частных коэффициентов корреляции (r) меньше, чем величина коэффициента множественной корреляции (R).
Таким образом, на примере верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области проанализировано, какое значение оказывают на величину вторичной пористости степень изгиба пластов, глубина залегания пород, т.е. общее давление, прочностные свойства пород, связанные с блоковой пористостью.
кр
Данный способ предварительно был проверен на 15 изученных бурением структурах Терско-Сунженской нефтегазоносной области, по материалам которых проводились расчеты уравнений регрессии. Рассчитанные по формулам (2-5) значения вторичной пористости сравнивались со значениями Кпвт, утвержденными в ГКЗ при подсчете запасов. Из таблицы 4 видно, что они хорошо сопоставляются. Отклонения составляют не более ±20%. Для прогнозирования наличия эффективной ловушки с трещинным коллектором на вновь выявленных антиклинальных структурах по данным сейсморазведки определяли глубины залегания замков, амплитуды, линейные размеры структур и наличие глубинных разломов. По графику Кпоб=f(Н) (фиг.1) определяли общую пористость и градиент пластового давления и по формулам (2-5) множественной корреляции рассчитывали прогнозное значение Кпвт, которое сравнивали с величиной Кпвт. По полученному отношению судили о наличии коллектора и эффективной ловушки, а также целесообразности постановки бурения на выявленной структуре. Проверка эффективности предлагаемого способа была проведена на примере ряда структур, которые находились в начальной стадии разведки, либо еще не были введены в разведку и не использовались в выборке данных для получения исходной зависимости. Результаты определений прогнозных значений вторичной пористости приведены в таблице 5. Детальный анализ данных таблицы по площадям, находящимся в начальной стадии разведки, показал следующее:
2
2
-2
кр
кр
1. Выявленное методами сейсморазведки по кровле верхнемеловых карбонатных отложений Андреевское поднятие имеет площадь 42,5 км, изгиб пластов 500 м, интенсивность складкообразования 11,76 м/км. Глубина залегания замка структуры 5,6 км. Определенные по графикам Кпоб=f(Н), и gradp=f(Н) прогнозные значения параметров составили: общая пористость Кпоб=1,6%, градиент пластового давления 1,44·10 МПа/м. В верхнемеловых отложениях Андреевской площади прогнозное значение вторичной пористости по формуле (1) составляет 0,22%, рассчитанное по материалам промыслово-геофизических исследований Кпвт в скважине №1, пробуренной в своде структуры, тоже равно 0,22%. Так как для верхнемеловых отложений Кпвт=0,2%, то отношение Кпвт/Кпвт=1,1. При испытании скважины №1 получен приток нефти с дебитом 84 т/сут через 4 мм штуцер.
2
2
-2
кр
3
2. Северо-Старогрозненская структура по результатам сейсмических работ имеет следующие морфологические параметры: площадь 33 км, изгиб пластов 220 м, интенсивность складкообразования 6,67 м/км, глубина залегания замка структуры 5,5 км. Прогнозные значения параметров составили: общая пористость Кпоб - 1,6%, градиента пластового давления 1,42·10 МПа/м, вторичной пористости, рассчитанной по формуле (1) множественной корреляции - 0,06%. На структуре были пробурены две скважины. Средневзвешенное значение вторичной пористости по всей вскрытой мощности верхнего мела по материалам ГИС в скважинах №1 и №2 составляет 0,11%. Таким образом, прогнозное (0,06%) и фактическое (0,11%) значения вторичной пористости близки и ниже критического значения, т.е. Кпвт/Кпвт=(0,06-0,11)%/0,2%=(0,3-0,55)<0,7, что свидетельствует об отсутствии эффективного коллектора. При испытании этих скважин были получены слабые притоки пластовой воды с затухающим дебитом (1,5÷6) м/сут, что подтверждает отсутствие коллектора.
2
2
-2
кр
3. Алханчуртовская структура, выявленная сейсморазведкой, имеет площадь 21,25 км, изгиб пластов 50 м, интенсивность складкообразования - 2,35 м/км, прогнозное значение градиента пластового давления - 1,4·10 МПа/м, общая пористость -1,8%. Глубина залегания замка структуры - 4,66 км. Прогнозное значение вторичной пористости в своде структуры равно 0,02%, что на порядок меньше критической величины в 0,2%, т.е. Кпвт/Кпвт=0,1<0,7, что свидетельствует о бесперспективности разреза с точки зрения наличия коллекторов. По материалам ГИС в скважине №1, пробуренной в своде структуры, разрез характеризуется как плотный, и при испытании методом ИПТ в процессе бурения из верхнемеловых отложений притока не получено.
3
4. Испытания в скважине площади Северо-Брагунская, где получен приток пластовой воды 10 м/с, не противоречит тому, что в разрезах пробуренных скважин имеются коллектора с вторичной пористостью > 0,2%. Прогнозное значение вторичной пористости равно 0,34%.
5. Средневзвешенное значение вторичной пористости по материалам ГИС на Ахловской площади равно 0,51%, прогнозная величина составляет 0,31%. При испытании получены притоки нефти с дебитом до 120 т/сут через 4 мм штуцер.
Таким образом, видно, что вторичная пористость, рассчитанная по формулам (2-5), подтверждается данными промыслово-геофизических исследований и испытаний.
Аналогичным образом проведены расчеты вторичной пористости (таблица 5) и дана оценка перспективности ряда других антиклинальных структур, выявленных методом сейсморазведки, результаты которых вместе с рекомендациями переданы в ОАО «Грознефтегаз». Из рассмотрения структур, по которым рассчитаны прогнозные значения вторичной пористости, видно, что наиболее перспективными с точки зрения наличия коллекторов являются верхнемеловые отложения площадей Саясановская, Мескетинская, Северо-Бенойская, где прогнозное значение вторичной пористости равно 0,75% и более.
В сводовых частях структур Белореченская, Восточно-Гудермесская, Новолакская, Граничная, Ахловская, Петропавловская, Южно-Правобережная, Северо-Брагунская, Арштынская предполагается наличие коллекторов с вторичной пористостью до 0,5%. Структуры Ножай-Юртовская, Кошкельдинская, Северо-Ханкальская, Джалкинская, Северо-Джалкинская, Чапаевская, Аркабашская, Андреевская, Арак-Далатарекская, Предгорненская, Харбижинская, Северо-Заманкульская, Северо-Закановская, Южно-Хаян-Кортовская, Южно-Петропавловская также являются перспективными с точки зрения наличия коллекторов. Прогнозные значения Кпвт на них достигают 0,25%. Согласно выполненным расчетам вторичная пористость на площадях Восточно-Ханкальская, Зандакская, Северо-Эльдаровская, Алханчуртовская, Межхребтовая, Лесная, Виноградная, Придорожная, Грозненская, Южно-Ханкальская ниже границы 0,2%, т.е. скопления углеводородов должны отсутствовать,и эти площади не являются перспективными для постановки глубокого разведочного бурения.
Таким образом, описанные примеры подтверждают возможность прогноза вторичной пористости на новых структурах и целесообразность использования предложенного способа для прогнозирования наличия коллекторов с вторичной пористостью и эффективной ловушки в карбонатных разрезах. Способ может быть также использован для поисков глубокозалегающих коллекторов с вторичной пористостью в терригенных толщах, не перспективных для поисков залежей в коллекторах гранулярного типа.
Экономическая эффективность предлагаемого способа заключается в снижении затрат на разведку нефтяных и газовых месторождений в глубокозалегающих коллекторах с вторичной пористостью путем обоснования целесообразности постановки бурения на выявленных методами сейсморазведки малоамплитудных антиклинальных структурах и порядке ввода скважин в бурение.