СПОСОБ ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЛОВУШКАХ АНТИКЛИНАЛЬНОГО ТИПА ПО ТОПОГРАФИЧЕСКИМ КАРТАМ ДНЕВНОЙ ПОВЕРХНОСТИ
METHOD OF FORECAST AND SEARCH OF HYDROCARBON DEPOSITS IN TRAPS OF ANTICLINAL TYPE BY TOPOGRAPHIC MAPS OF DAY SURFACE

Изобретение относится к способам прогноза и поисков месторождений УВ, расположенных в ловушках антиклинального типа, в платформенных НГП.
Известен способ поисков месторождений углеводородов (Патент РФ на ИЗ №2435179 МПК G01V 9/00). Сущность этого изобретения заключается в следующем. На исследуемой нефтегазоносной площади посредством многопроходной радиолокационной космической съемки, материалы которой обрабатывают по методу дифференциальной радиолокационной интерферометрии, регистрируют участки, имеющие текущие локальные воздымания земной поверхности. После этого, на исследуемой нефтегазоносной площади, с помощью имеющейся геолого-геофизической информации выявляют участки с отрицательными аномалиями гравитационного и магнитного полей. Участки, на которых одновременно обнаружены отрицательные аномалии гравитационного и магнитного полей и текущие локальные воздымания земной поверхности, соответствуют антиклинальным ловушкам УВ, которые рекомендуются к поисковому бурению.
Недостатки этого способа в следующем.
- Очень высокие требования к условиям съемки, которая должна выполняться при одном и том же значении вертикального угла съемки, при одном и том же значении азимутального угла съемки, радиолокатором, испускающим зондирующую волну одной и той же длины, с одной и той же поляризацией радиолокационного сигнала, при одном и том же значении пространственного разрешения радиолокатора, при условии, что расстояние в пространстве между положениями радиолокатора при съемке различных проходов не превышает критического, определяемого из теории интерферометрии.
- Данный способ может успешно работать только в тех нефтегазоносных провинциях, разрез которых характеризуется исключительно терригенными отложениями, причем при условии, что в гипергенной зоне отсутствуют аномалеобразующие (по плотности и магнитной восприимчивости) тела. В условиях Восточно-Сибирских, Волго-Уральской, Прикаспийской и других нефтегазоносных провинций, в которых осадочный чехол представлен литологически и фациально разнородными толщами пород с резко отличающимися значениями магнитных и плотностной характеристик, а зона гипергенеза характеризуется широким развитием аномалеобразующих (по плотности и магнитной восприимчивости) тел, рассмотренный способ напрямую не работает.
Известен способ поиска и разведки месторождений полезных ископаемых и подземных вод с привлечением топографических карт (патент РФ на ИЗ №2366984 МПК G01V 9/00), при реализации которого выполняют «геологическую съемку, геологические поиски и разведку месторождений полезных ископаемых и/или подземных вод, предварительно осуществляют этап выявления и исследования этой территории для определения перспективных участков этой территории в отношении полезных ископаемых и/или подземных вод с предполагаемыми параметрами и характеристиками месторождений полезных ископаемых и/или подземных вод, включающий определение и анализ геоморфологических и геологических особенностей земной коры территории поиска месторождений полезных ископаемых и/или подземных вод, которые указывают на возможные месторождения полезных ископаемых и/или подземных вод.
Недостатками данного способа являются:
- неопределенность типа полезного ископаемого, который может быть найден в результате проведенных работ;
- неоднозначность в понимании термина «участок со сложными геоморфологическими и геологическими особенностями», который, по мнению авторов патента, тоже перспективен на выявление месторождений УВ, несмотря на то, что этот участок характеризуется не пониженным рельефом со значительным количеством осадочных отложений, а возвышенным рельефом, провалами, смещениями, лакколитами. При этом данный участок не входит в состав участка с пониженным рельефом со значительными осадочными отложениями, а соседствует с ним;
- ограничение территории применения способа только участками кратеров, которые образовались в результате воздействия на Землю крупного небесного тела или крупных небесных тел;
- сложная, времяемкая и финансово затратная технология реализации способа, так как он предполагает использование не только географических и геологических карт, но и проведение аэросъемки, космосъемки, гидроакустических работ, а также проведение гравиметрических, магниторазведочных и сейсморазведочных исследований. Кроме того, реализация способа предполагает проведение дорогостоящих и времяемких разведочных работ.
Наиболее близким к заявляемому решению является СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (патент РФ на ИЗ №2112924, МПК G01C 11/04, G01V9/00), который относится к преобразованию и расшифровке картографических изображений и может быть использован для прогнозирования месторождений нефти и газа до начала геологоразведочных работ. Согласно данному способу, из исходного изображения заданного района земной поверхности формируют изображение границ участков с постоянной высотой местности, границ господствующих простираний линейных элементов, а также границ участков с господствующим направлением русел рек. По изображениям участков формируют блоки, мезаблоки и макроблоки, в изображении границ между которыми помечают морфоструктурные узлы, по их характеристикам определяют подмножество перспективных узлов, окрестности которых принимают за районы достоверного залегания месторождений. В этих районах формируют малые блоки, в изображении границ между которыми помечают малые морфоструктурные узлы, по их характеристикам помечают подмножество малых морфоструктурных узлов, которые принимают в качестве геодезически разведанных мест залегания крупных месторождений нефти и газа.
Недостатками способа являются:
- невозможность использования данного способа прогноза крупных месторождений УВ на неизученных или слабо изученных территориях, поскольку, согласно его описанию, обязательным условием является предварительное знание их блокового строения;
- ограниченность изобретения только крупными месторождениями УВ, хотя наибольшая часть запасов НГП сосредоточена в гигантских (уникальных) месторождениях;
- отсутствие указания на принципы выбора масштаба картографического изображения, преобразования которого используются для прогнозирования крупных месторождений УВ;
- обязательное использование в процедуре прогноза сетей линеаментов и речной сети, характер которых в районах современной континентальной лавинной седиментации преимущественно определяется не рельефом местности, а гидродинамическим режимом стока рек и, следовательно, использование при прогнозе месторождений УВ сетей линеаментов и рек приводит к нарушению стандартного соотношения между гипсометрическими формами рельефа и сетью линеаментов и рек, что обусловит ошибочные результаты прогноза месторождений УВ вообще и крупных - в том числе;
- необходимость неоднократного преобразования первичных изображений рельефа и его составляющих, но поскольку любые преобразования первичных данных снижают разрешающую способность способа, то, как следствие - снижается достоверность прогноза; Описание заявляемого решения. Задачей заявляемого технического решения является разработка экспрессного способа лабораторного прогноза местоположения в плане месторождений углеводородов и характеристик их параметров; а также технологии поиска на основе предварительного прогноза местоположения и параметров месторождений.
Технический результат заключается в повышении степени достоверности прогнозирования месторождений и в повышении эффективности разработки за счет многократного уменьшения объемов сейсморазведочных работ и бурения.
Поставленная задача достигается тем, что в СПОСОБЕ ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЛОВУШКАХ АНТИКЛИНАЛЬНОГО ТИПА ПО ТОПОГРАФИЧЕСКИМ КАРТАМ ДНЕВНОЙ ПОВЕРХНОСТИ, включающем прогноз местоположений в плане месторождений УВ и ряда других характеристик этих месторождений, проведение по участкам спрогнозированных месторождений поисковых работ методом сейсморазведки МОГТ и последующего бурения поисковых скважин, согласно заявляемому решению: на основе структурных карт и сейсмогеологических профилей по ранее выполненным сейсморазведочным исследованиям в пределах ранее изученных участков исследуемой НГП определяют стратиграфический интервал вниз по геологическому разрезу, до которого четко наблюдается удовлетворительное пространственное соответствие морфологии дневной поверхности с морфологией рельефов литостратиграфических (сейсмостратиграфических) горизонтов; сканируют топографические карты всех масштабов от 1:25000 до 1:1000000 и в этих же масштабах схему ранее выявленных месторождений (если они есть) по всей территории намеченных работ; разбраковывают по топокартам территорию исследования на участки (с использованием программных средств или визуально) по степени относительной расчлененности рельефа, которая выражается шириной (в километрах) водораздельных пространств, которые определяют в основном морфоскульптуру дневной поверхности; при этом ширина водораздельных пространств, измеряемая многими десятками километров и даже более ста километров, указывает на перспективность участка на поиски гигантских и крупных месторождений УВ. В противоположность этому участки, в пределах которых ширина водораздельных пространств характеризуется значениями до первых десятков километров, перспективны на выявление преимущественно мелких и средних месторождений УВ; разбраковывают территорию исследования на участки (с использованием программных средств или визуально) по относительной высоте рельефа; при этом участки с относительно большей высотой рельефа указывают на относительно большую амплитуду рельефа поверхностей по ниже залегающим литостратиграфическим комплексам, что предполагает вероятность открытия более высокоамплитудных месторождений УВ; на основе результатов разбраковок территории по указанным параметрам, выделяют участки, перспективные на открытие гигантских, крупных, средних и мелких месторождений УВ; по результатам выполненного анализа выбирают участок, соответствующий решаемым задачам, в пределах которого будут выполняться прогноз и последующие поиски соответствующих месторождений УВ по топокартам М 1:25000; с помощью программного обеспечения или вручную измеряют значения длинной и короткой осей выявленных ранее месторождений УВ и значения их сумм для каждого месторождения; сопоставляют схемы в М 1:25000 всех ранее выявленных месторождений УВ в пределах изучаемой нефтегазоносной области с топографической картой аналогичного масштаба с целью выяснения степени соответствия в плане контуров ранее выявленных месторождений с контурами локальных положительных форм современного рельефа и с целью выбора масштаба карт, которые будут использоваться для прогноза месторождений, т.е. - рабочих карт; по результатам этого сопоставления проводят разбраковку ранее выявленных месторождений УВ на три группы: на месторождения, плановое положение контура которых практически точно совпадает с контуром соответствующих им локальных положительных форм рельефа, на месторождения, плановое положение которых смещено на расстояние, не превышающее половины величины соответствующего линейного размера локальной положительной формы дневной поверхности, и на месторождения, плановое положение которых смещено на расстояние, превышающее величину соответствующего линейного размера локальной положительной формы дневной поверхности; с помощью программного обеспечения находят для каждого месторождения последней группы значения суммы их линейных размеров, при этом максимальное значение суммы линейных размеров месторождения определяют как «критическое» и делают вывод о том, что для месторождений, у которых значение суммы их линейных размеров соответствует или меньше критического значения, достоверность прогноза по данному способу в пределах данной территории не достаточна, выявляют по топографической карте или с помощью программных средств в пределах территории исследования нефтегазоносной провинции (области) локальные положительные формы дневной поверхности, значение суммы линейных размеров которых превышает критическое значение, что служит основанием для вывода о том, что этим локальным положительным формам дневной поверхности в плане по регионально продуктивным отложениям соответствуют, с достаточной точностью, примерно такие же по линейным размерам, ориентировке и конфигурации месторождения УВ; замеряют площадь спрогнозированных месторождений и определяют величины запасов УВ в них по устанавливаемой для каждой НГП или НГО эмпирической зависимости между площадью месторождений и их запасами; исходя из размеров, конфигурации и ориентировки короткой и длинной осей выявленных положительных форм современного рельефа проектируют все параметры сети поисковых сейсмопрофилей, при этом для гигантских и крупных антиклинальных ловушек размер сейсмопрофилей, параллельных длинной оси ловушки, должен составлять удвоенный размер длинной оси положительной формы рельефа, а размер сейсмопрофилей, параллельных короткой оси ловушки, должен составлять трехкратный размер короткой оси положительной формы рельефа; а для средних и мелких ловушек размер сейсмопрофилей, параллельных длинной оси ловушки, должен составлять утроенный размер длинной оси положительной формы рельефа, а размер сейсмопрофилей, параллельных короткой оси ловушки, должен составлять пятикратный размер короткой оси положительной формы рельефа; при этом, одну часть сейсмопрофилей проектируют перпендикулярно короткой оси спрогнозированного месторождения, а другую - перпендикулярно длиной его оси; по спроектированной сети сейсмопрофилей выполняют сейсморазведочные наблюдения по каждому из спрогнозированных месторождений УВ, с последующей обработкой и интерпретацией сейсморазведочных данных и строят по целевым отражающим горизонтам структурные карты, на основе которых рекомендуют и закладывают поисковые скважины.
Изобретение поясняется чертежами, на которых представлены:
на Фиг.1 - Поперечный сейсмо-геологический разрез речной долины верейско-мелекесского возраста. Саратовское Правобережье. Октябрьская площадь; 1 - глины, 2 - алевриты, 3 - песчаники, 4 - делювиально-аллювиальные отложения, 5 - карбонаты;
на Фиг.2 - Сейсмогеологический разрез через восточный борт Прикаспийской впадины (По Пахомову И.Б.). 1 - преимущественно песчано-глинистые отложения, 2 - преимущественно пески с прослоями песчаников; 3 - молассы; 4 - шельфовые известняки; 5 - глинистые известняки; 6 - биогермные известняки и рифовые постройки; 7 - ангидриты; 8
- каменная соль;
на Фиг.3 - Геолого-сейсмический профиль Усть-Черемшанского прогиба. Ульяновское Заволжье. (По Кензину Ф.А.). 1 - породы фундамента;
на Фиг.4 - Структурная карта по кровле терригенных отложений девона. Ульяновское Заволжье (По Кензину Ф.А.). 1 - изогипсы по терригенным отложениям Д2; 2 - линия бортов Усть-Черемшанского прогиба; 3 - осевая линия Усть-Черемшанского прогиба; 4 -административная граница Ульяновской области; 5 - геологический профиль.
на Фиг 5 - Контур Ромашкинского нефтяного месторождения. Волго-Уральская НГП (Татарстан). Пример пространственного соответствия гигантского месторождения УВ положительной замкнутой форме современного рельефа. 1 - контур месторождения; 2 - речная сеть; 3 - города; 4 - отметки высот;
на Фиг 6 - Схема месторождений полуострова Ямал; 1 - месторождения на материке; 2 - месторождения на шельфе; 3 - скважины или кусты скважин; 4 - действующие газопроводы; 5 - строящиеся газопроводы; 6 - УКПГ;
на Фиг 7 - Контур Среднеямальского месторождения газа (п-ов Ямал). Пример пространственного соответствия гигантского месторождения УВ положительной замкнутой форме современного рельефа; 1 - контур месторождения; 2 - речная сеть; 3 - отметки высот;
на Фиг 8 - Контур Нейтинского месторождения газа (п-ов Ямал). Пример пространственного соответствия гигантского месторождения УВ положительной замкнутой форме современного рельефа. 1 - контур месторождения; 2 - речная сеть; 3 - отметки высот.
Теоретическое обоснование заявляемого технического решения. До 60-ых годов прошлого века поиски месторождений нефти и газа вообще и, в частности, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции велись с помощью геологических маршрутов и структурного бурения. Бурение в указанной НГП велось преимущественно до подошвы юрского комплекса. На основе полученных данных о морфологии предъюрской поверхности с помощью метода схождения прогнозировалась морфология поверхностей глубокозалегающих целевых (нефтегазоносных) палеозойских границ. Среднее значение коэффициента эффективности поискового бурения при этой технологии поисков месторождений нефти и газа составляло 0,3. То есть, примерно, одной из трех поисковых скважин открывалось месторождение УВ.
В настоящее время поиски месторождений УВ ведутся на основе сейсмо-, грави-, электро-, магнито-, космосъемки и т.д. с применением совершенных обрабатывающих и интерпретационных программных комплексов. Тем не менее, среднее значение коэффициента успешности поискового бурения на нефть и газ не повысилось и равно по всему миру по-прежнему 0,3 [Райкевич С.И. - Генезис углеводородов и мехенизм образования месторождений нефти и газа. Сайт: ]. При этом производительность понизилась на порядок, а стоимость подготовки одной структурной ловушки УВ к поисковому бурению на порядки возросла. Из приведенного примера можно сделать вывод, что возрастание технической и методической вооруженности процесса поисков месторождений УВ реально не оказывает влияния на степень достоверности их поисков. В связи с этим намечается тенденция использования при поисковых работах на нефть и газ более простых - геоморфологических методов. На это указывают и приведенные в качестве аналогов и прототипа способы, а так же обзоры литературных источников [Yu.V.Barkin (2000) Abstracts of paper of 32-th Microsymposium on Comporative Planetology (Russia, Moscow, 9-11 October, p.11-12, Гарсиа Феррандеш, Феррандиш X.M., Баркин Ю.В. (2004) Материалы конференции «Эволюция тектонических процессов в истории Земли» (Февраль 10-13, 2004), Новосибирск, Россия, с.233-236].
Объяснение вышеуказанного парадокса в следующем. И раньше, и в настоящее время в основе поисков ловушек УВ лежат какие-то опосредованные данные (связи). Так, раньше, из-за редкой сети глубоких скважин, не было возможности определить точно значения коэффициента схождения планов разновозрастных поверхностей. В настоящее время достоверность структурных построений, выполняемых по данным основного метода поисков - сейсморазведки, грешит из-за недостатка параметрических (скоростных) данных. Поскольку и раньше, и в настоящее время количество данных, необходимых для повышения точности структурных построений по целевым литостратиграфическим границам, зависит от одного и того же параметра - количества глубоких скважин, которые являются поставщиками параметрических данных, то и величина коэффициента успешности поисковых скважин на нефть и газ определяется не применяемым способом поисков месторождений УВ, а количеством глубоких скважин, которые были использованы для получения параметрических данных. Отсюда следует вывод: для повышения успешности поисков месторождений нефти и газа необходимо применять не опосредованные зависимости, а генетические знания формирования ловушек УВ.
ом
Но коренная причина неудовлетворительной эффективности поисковых работ в обоих случаях, по мнению автора излагаемого способа, одна - неверное понимание процесса формирования антиклинальных ловушек. Их генезис объясняют [Машкович К.А., Козленко С.П., Шорников Б.Я., Малышев А.В. - Комплексный геологический анализ как средство прогнозирования скрытых структур./ Геология нефти и газа №8, 1973, с.64-68, Горьков Ю.Д. - О методах структурного и палеоструктурного анализов и ограничениях в их применении. /Недра Поволжья и Прикаспия. 2000, вып.2, с.55-61] абсолютно ни чем не доказанным предположением о многократных разновозрастных (по несколько раз в девоне, карбоне, перми и в мезокайнозое) инверсионных тектонических блоковых движениях по одним и тем же разрывным нарушениям. Другими словами предполагается, что в пределах платформ многократно происходила тектоническая активизация. Но это противоречит фундаментальному положению геотектоники, которое красной нитью проходит по всем учебникам по Геотектонике: платформы в тектоническом плане являются самыми спокойными участками земной коры [Хаин В.Е., Ломизе М.Г. - Геотектоника с основами геодинамики: учебник - 2-е изд., испр. и доп. - М.: КДУ, 2005, с.227 и 372]. Причем, в ХХвеке геотектоническая парадигма изменялась трижды: контракционная, геосинклинальная, тектоника литосферных плит, - но вышеупомянутый тезис оставался неизменным. Причем в наиболее геотектонически активных участках земной коры - подвижных поясах, -тектоническая активизация проходила не более двух раз (к примеру Тянь-Шань), в то время как, по мнению геологов-нефтяников, тектоническая активизация во всех платформенных НГП мира проходила настолько часто, что многократно превышает количество выделяемых специалистами тектонических фаз. При этом блоковые движения обязательно имели инверсионный характер. Это условие - необходимый элемент, чтобы объяснить различие в значениях мощности одновозрастных отложений: увеличение значений в погруженных участках, по сравнению со значениями мощности непосредственно над ловушками.
К слабым сторонам тектонической гипотезы формирования ловушек УВ антиклинального типа также относятся следующие моменты.
- Отсутствие объяснения механизма многократного (многие десятки раз) повторения в палеозое, в мезозое и кайнозое локальных (иногда всего в сотни метров в поперечнике), причем обязательно инверсионных, блоковых движений в одних и тех же местах, по одним и тем же плоскостям разломов по многим десяткам тысяч антиклинальных ловушек по всем платформам мира.
- Данная гипотеза не отвечает на вопрос: почему поперечный размер большинства ловушек УВ составляет первые километры? Ведь при средней мощности литосферы платформ порядка 200 км и разрядке напряжения по разломам в литосфере под углом 70°, даже если допустить возможность точечного приложения усилий со стороны мантии к подошве литосферы, то минимальный поперечный размер спроецированного на поверхность земли тектонического блока должен составить порядка 150 км. Вот таким должен быть теоретически минимальный размер ловушки УВ антиклинального типа тектонического генезиса.
- Кроме того, если в фанерозое на платформах было большое количество этапов тектонической активности, то почему в осадочном чехле большинства платформенных НГП нет никаких следов процессов, которые обязательно сопровождают тектонику: многократного разновозрастного магматизма, метаморфизма, метасомотоза, многократной интенсивной гидротермальной проработки пород осадочного чехла, интенсивных положительных температурных аномалий и т.д., то есть, тех процессов, результаты которых обязательно отмечались в тектонически активных подвижных поясах? Например, в пределах Волго-Уральской НГП результаты бурения многих сотен тысяч глубоких скважин показали в буквальном смысле стерильность всего осадочного чехла к перечисленным выше проявлениям тектоники.
- К слабым сторонам тектонической гипотезы относится также и следующее противоречие: при проведении сейсморазведки 2D и особенно 3D интерпретаторы не видят этих сквозных (от фундамента до дневной поверхности) многократно подновляемых разрывных нарушений и составляют структурные карты в пликативном варианте.
Механизм достаточно точного совпадения в плане локальных положительных форм рельефов по всем, начиная от эрозионной поверхности фундамента, литостратиграфическим (сейсмостратиграфическим) комплексам осадочного чехла с локальными положительными формами современного рельефа дневной поверхности, которые картируются по топокартам различного масштаба, заключается в следующем.
В противоположность изложенному выше, в основе заявляемого способа лежит теоретическое обоснование, согласно которому морфология разновозрастных поверхностей осадочного чехла в пределах платформ имеет не тектонический, а седиментационно-денудационный (преимущественно эрозионный) генезис, т.е. такой же, каков генезис современной дневной поверхности платформ. Как следствие, такой же генезис и у антиклинальных ловушек УВ, суть формирования которых заключается в следующем. Как правило, стратиграфические подразделения разделены стратиграфическим перерывом в осадконакоплении, что означает уход с данной территории морских вод и смену морских условий осадконакопления на континентальные. Причем, в пределах платформ, исходя из современных представлений, стратиграфические перерывы обусловлены не регулярными тектоническими движениями, а регулярными эвстатическими колебаниями уровня океана, достигающими не только многих сотен метров, но даже первых километров [Вейл П.Р., Митчем P.M., Томпсон С. - Глобальные циклы относительных изменений уровня моря. «Сейсмическая стратиграфия». 4.1. М.: Мир, 1982; Сорохтин О.Г., Ушаков С.А. - Развитие Земли. Учебник для геологов, геофизиков и географов. Под редакцией академика РАН Садовничего В.А. И-во МГУ, 2002, с.255 и 256; Хаин В.Е., Ломизе М.Г. - Геотектоника с основами геодинамики: учебник - 2-е изд., испр. и доп. - М.: КДУ, 2005, с.237; Файницкий С.Б. - Величины эвстатических колебаний уровня мирового океана в некоторые периоды палеозоя на материалах по Прикаспийской впадине. Научное издание: Современное состояние наук о Земле. Мат-лы межд-ой конф-ции, посвященной памяти Хаина В.Е., М., 1-4. 02.2011. - М.: Изд-во Геол-го фак-та МГУ, 2011, с.1935-1939].
Следствием осушения территории, то есть регрессии, является формирование густой сети рек и разделяющих их водораздельных пространств, локальные вершины которых и представляют собой в последующем антиклинальные ловушки УВ. При этом расчлененность эрозионного рельефа и, как следствие, высота положительных форм палеорельефа - склонов водоразделов, достигает многих сотен метров (Фиг.1) и даже первых километров (Фиг.2).
В последующем, территория платформенной НГП в результате эвстатического подъема вод вновь заливается морем. Неровности предыдущего эрозионного рельефа захороняются морскими осадками, что и является причиной различия мощности одновозрастных отложений в пределах захороненных полеоречных долин и разделяющих их палеоводоразделов, с размещенными на них локальными вершинами - будущими ловушками УВ антиклинального типа. И такие циклы повторяются многократно, что и запечатлено в международной стратиграфической шкале в виде единых границ между стратиграфическими подразделениями, которые представляют собой одновременные на всех континентах поверхности размыва. Существование этой шкалы, увязывающей региональные стратиграфические шкалы, также косвенно подтверждает, что генезис антиклинальных ловушек УВ не связан с локальными блоковыми тектоническими инверсионными движениями. В качестве подтверждения этому на Фиг.1 показана закартированная по данным сейсморазведки и глубокого бурения эрозионная форма рельефа - палеорека верейско-мелекесского возраста в Саратовской области (Октябрьское месторождение) с высотой бортов 130 и 350 метров. Этого же возраста системы речных долин, также заполненные преимущественно глинисто-алевритовым материалом, прослежены по данным бурения на территории Московско-Рязанского региона [Шик Е.М. Каменноугольная система. Средний отдел. В кн. «Геология СССР, t.IV, стр.258-263], а также на склонах Татарского свода [Бадамишин Э.З., Батанова Г.П. О связи цикличности осадконакопления с распространением коллекторов в девоне Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В кн.: Цикличность отложений нефтегазоносных и угленосных бассейнов. М., «Наука», 1977, с 171-177].
На Фиг.2 приведен геолого-сейсмический разрез восточного борта Прикаспийской впадины. Его высота по подошве молассовых нижнепермских отложений составляет 2350 метров, а генезис - эрозионный, поскольку нижнепермские отложения с угловым несогласием срезают весь средне-верхнекаменноугольный комплекс отложений. Генезис и высота других бортов Прикаспийской впадины аналогичны восточному [Файницкий С.Б. -Величины эвстатических колебаний уровня мирового океана в некоторые периоды палеозоя на материалах по Прикаспийской впадине. Научное издание: Современное состояние наук о Земле. Мат-лы межд-ой конф-ции, посвященной памяти Хаина В.Е., М., 1-4. 02.2011. - М.: Изд-во Геол-го фак-та МГУ, 2011, с.1935-1939]. Высота нижнепермских эрозионных бортов указывает на величину эвстатического понижения уровня моря в предпермское время и еще большую величину последующего эвстатического подъема уровня морских вод. Естественно, что чем больше значение таких парных колебаний уровня моря, тем выше амплитуда антиклинальных ловушек УВ. Именно поэтому в 30 км к югу от северного пермского борта Прикаспийской впадины, во внутренней ее части, сформировалась уникальная рифогенная постройка девонско-нижнепермского возраста высотой более 1,5 км, к которой приурочено гигантское Карачаганакское газоконденсатное месторождение с высотой залежи 1500 метров. В теле рифа установлены предвизейский и преднижнепермский стратиграфические перерывы. [Геология и нефтегазоносность Карачаганакского месторождения. Ред-ор Кононов Ю.С. Саратов: изд-во Саратовского гос. ун-та, 1988].
Одним из основных процессов диагенеза накопившихся морских осадков является их уплотнение. Алевритоглинистые осадки в процессе диагенеза уплотняются до 20% от первоначальной мощности. А в дальнейшем, на этапе эпигенеза и катагенеза еще до 20% [Бобров Ю.П. Структуры уплотнения. Издательство СГУ, Саратов, 1968]. Если предположить, что в палеодолине накопилось 100 м морских осадков, а на палеоводоразделе - 10 м, то поверхность осадков только из-за их уплотнения на 20% в процессе диагенеза опустится над палеоводоразделом на 2 м, а над палеодолиной - на 20 м, что выразится ко времени следующего континентального этапа в виде прогиба над палеодолиной глубиной 18 м. Естественно, что в период регрессии (континентальный этап) вновь сформированная речная долина и разделяющий ее водораздел с его локальными вершинами унаследуют прежние местоположения. Именно этот механизм обусловливает пространственное совпадение форм современного рельефа и форм более древних рельефов осадочного чехла, в том числе и отдельных замкнутых положительных вершин, в пределах разновозрастных водоразделов.
В процессе проверки сформулированного геологического закона природы на основе уже открытых месторождений УВ было выявлены случаи расхождения с ним, которые обусловливаются сменой на каком-то этапе осадконакопления местоположения конечного бассейна стока. В этом случае вся речная сеть серьезно перестраивается, но при этом отдельные, причем достаточно многочисленные, элементы прежней палеоречной сети практически без изменения наследуются новой речной сетью. В последнем случае, в таких участках территории закон пространственного наследования рельефа выдерживается, а в участках, где закладывается новая речная сеть, карты современного рельефа, как правило, можно использовать для прогноза ловушек УВ только в тех отложениях, которые сформировались после смены местоположения конечного бассейна стока.
В качестве примера можно привести ситуацию с широко развитой на территории Волго-Уральской НГП палеоречной сетью под названием Камско-Кинельская система некомпенсированных прогибов. На Фиг.3 показан [Кензин Ф.А. и др. Анализ и обобщение геолого-геофизических материалов с целью прогнозной оценки нефтегазоносности различных регионов Ульяновской области и смежных районов и определения основных направлений нефтепоисковых работ. Ульяновск. 1986] геологический разрез по одному из самых крупных элементов этой сети - Усть-Черемшанскому, ширина и глубина которого по выполняющим этот прогиб нижнекаменноугольным (косьвинско-радаевского возраста) отложениям в Ульяновском Заволжье достигает 60 километров и 600 метров, соответственно. Предположения о тектонической природе конкретно Усть-Черемшанского «прогиба» и всей Камско-Кинельской системы «некомпенсированных прогибов» опровергаются тем фактом, что во всем осадочном комплексе Волго-Уральской НГП нет ни одного проявления тех процессов, которые обязательно сопровождают тектонические движения, тем более амплитудой в 600 м и суммарной протяженностью многие тысячи километров, которые развиты от восточного борта Русской плиты - на востоке до подножий Воронежского кристаллического массива - на западе, от Пермской области - на севере до Волгоградской области - на юге. Кроме того, на всей указанной территории поисковыми скважинами и сейсморазведкой закартированы речные долины, выполненные терригенными отложениями косьвинско-радаевского возраста с приуроченными к ним месторождениями УВ. Эти палеоэрозионные формы рельефа прорезают нижележащие карбонаты. В качестве еще одного довода нетектонической природы рассматриваемых «прогибов» на Фиг.4 приведена сейсмогеологическая структурная карта (Ф.А.Кензин) по кровле терригенного девона по территории Ульяновского Заволжья, т.е. по горизонту, который гипсометрически и стратиграфически залегает ниже Усть-Черемшанского «прогиба». Анализ карты показывает, что данная поверхность, судя по гипсометрии ее вершин, представляет собой горизонтальную плоскость, без разрывов сплошности, которая осложнена локальными поднятиями амплитудой до 30 метров при поперечных размерах 7×17 км, т.е. наклон склонов не превышает 15 угловых минут.
По линии профиля (Фиг.3) глубина Усть-Черемшанского «прогиба» по карбонатным отложениям турнейско-франского возраста составляет 594 м, а мощность выполняющей его нижнекаменноугольной толщи косьвинско-радаевского возраста алевритоглинистого состава с прослоями песчаников - 362 м. Следовательно, кажущаяся недокомпенсация прогиба составляет 232 м, то есть - 39% от его глубины. Непосредственно сверху косьвинско-радаевские отложения перекрываются комплексом тульско-бобриковского возраста, которые регионально выдержаны как по мощности: от 40 до 60 метров (Фиг.3), так и по фациальному составу не только по всей территории Ульяновского Заволжья, но и по всей территории юго-востока Русской плиты. Из этого следует вывод о том, что эти отложения накапливались практически в горизонтальных условиях, т.е. Усть-Черемшанский «прогиб» перед их накоплением был полностью компенсирован. С учетом вышеприведенных доводов, в том числе, с учетом и практически горизонтального положения нижерасположенной поверхности терригенного девона, следует вывод о том, что генезис Усть-Черемшанской отрицательной формы не тектонический, а эрозионный, а кажущаяся его недокомпенсация по терригенным отложениям нижнего карбона - результат их постседиментационного уплотнения. Этот вывод правомерен и для всей Камско-Кинельской системы «прогибов».
2
Анализ профиля на Фиг.3 показывает, что конфигурация всех разновозрастных границ осадочного чехла, до подошвы Pt включительно, наследует эрозионные формы рельефа фундамента, а Усть-Черемшанская палеоречная долина пространственно совпадает с наиболее гипсометрически низко расположенными отрицательными формами рельефа по горизонтам девона и фундамента в восточной части профиля. Аналогичными, т.е. наиболее гипсометрически низкими, являются отрицательные формы рельефа и по всем вышезалегающим отложениям каменноугольного и пермского возраста. Это указывает на постоянное местоположение как конечного бассейна стока, так и магистрального палеорусла в период, по крайней мере, со среднего девона до триаса включительно. Но в юрский период, когда начался распад единого материка Пангеи на ряд литосферных плит [Хаин В.Е., Ломизе М.Г. - Геотектоника с основами геодинамики: учебник - 2-е изд., испр. и доп.- М: КДУ, 2005, с.509], местоположение конечного бассейна стока поменялось, что нашло отражение как в резком угловом несогласии юрских отложений с нижележащими, так и в смене местоположения магистрального для данной территории палеорусла, которое переместилось на 65 км на запад: из Заволжья в Правобережье Волги (Фиг.3). Как следствие, последующее интенсивное диагенетическое уплотнение терригенных отложений юрского, мелового и неогенового возраста обусловило наследование отрицательной формы рельефа вновь в одном и том же, но новом месте, т.е. в западной части профиля.
Сущность заявляемого решения.
Заявляемый способ позволяет до проведения поисковых работ традиционными методами осуществлять прогноз местоположения месторождений углеводородов (УВ) (начиная с гигантских и кончая мелкими) и характеристик многих их параметров, включая прогнозные геологические и извлекаемые ресурсы. Благодаря такому предварительному прогнозу, вместо технологии тотального покрытия всей площади исследуемых территорий плотными сетями сейсмопрофилей, способ позволяет использовать для непосредственного поиска месторождений углеводородов целенаправленное размещение сейсморазведочных профилей в пределах площади спрогнозированного месторождения УВ.
Способ осуществляют следующим образом.
1. - Определяют стратиграфический интервал вниз по геологическому разрезу, до которого четко наблюдается удовлетворительное пространственное соответствие морфологии дневной поверхности с морфологией рельефов литостратиграфических (сейсмостратиграфических) горизонтов.
2. - Сканируют топографические карты всех масштабов от 1:25000 до 1:1000000 и в этих же масштабах схему ранее выявленных месторождений (если они есть) по всей территории намеченных работ.
3. - На основе анализа топокарт в пределах территории исследования выделяют участки по степени относительной расчлененности рельефа. Этот параметр определяется шириной (в километрах) водораздельных пространств. Ширина водораздельных пространств, измеряемая от многих десятков километров до более, чем сотни километров, указывает на перспективность участка на поиски гигантских и крупных месторождений УВ. В противоположность этому участки, в пределах которых ширина водораздельных пространств характеризуется значениями до первых десятков километров, перспективны на выявление преимущественно мелких и средних месторождений УВ.
4. - Также на основе анализа топокарт разбраковывают территорию исследования на участки по относительной высоте рельефа. При этом участки с относительно большей высотой рельефа указывают на относительно большую амплитуду рельефа поверхностей по нижезалегающим литостратиграфическим комплексам, что предполагает вероятность открытия более высокоамплитудных месторождений УВ.
Данная закономерность объясняется тем, что чем интенсивней расчленен предшествующий рельеф, тем в последующем, в период трансгрессии, в пределах палеоречных долин накопится большая мощность морских отложений терригенного состава. Как следствие: в период последующего диагенеза осадков, из-за их уплотнения, в пределах палеоречных долин вновь сформируется более прогнутая форма рельефа. Этим предопределяется принцип унаследования рельефа как в пространстве, так и по относительности амплитуд его форм.
5. - По результатам разбраковки территории по степени относительной расчлененности и относительной высоте рельефа выделяют участки, перспективные на открытие гигантских, крупных, средних и мелких месторождений УВ. При этом надо иметь ввиду, что на абсолютные значения параметров: степень относительной расчлененности и относительной высоты рельефа, оказывают влияние современная интенсивность процессов эрозии и континентальной седиментации.
Так, в условиях сравнительно высокой интенсивности современных процессов эрозии в пределах, например, Южно-Татарского свода (в центральной части которого разрабатывается одно из крупнейших в мире Ромашкинское нефтяное месторождение с поперечными размерами 100×90 км), который проявляется в виде высокоамплитудного поднятия и по поверхности фундамента, и по всему продуктивному палеозойскому осадочному чехлу, ему пространственно соответствует также высокоамплитудная (до 300 м высоты) положительная форма современного рельефа, которая уверенно проявляется даже на топокартах М 1:200000000 [Географический атлас дл учителей средней школы. Четвертое издание. Гл. упр-ие геодезии и картографии при Сов. Министров СССР. Отв-ый редактор Колоскова Л.Н. М., фабр-ка №2 ГУГК, 1980, с.176, 171, 132, 69, 66, 30, 27].
В противоположность этому, из-за очень слабой расчлененности современного рельефа (до десяти метров), на мелкомасштабных и даже среднемасштабных топографических картах не выделяется Астраханский свод, который по палеозойским горизонтам своими линейными размерами и амплитудой превосходит Южно-Татарский свод, но расположен в Прикаспийской НГП, на северном побережье Каспийского моря. Астраханский свод и приуроченное к его вершине гигантское Астраханское газоконденсатное месторождение выделяются в виде замкнутой вершины только на картах масштабом 1:25000. Это связано с тем, что данная территория, как и урез воды в Каспийском море, находятся ниже уровня мирового океана. Поэтому данная территория характеризуется в настоящее время континентальной лавинной седиментацией, нивелирующей эрозионную составляющую современного рельефа.
В то же время гигантское Карачаганакское газоконденсатное месторождение, расположенное на севере этой же Прикаспийской НГП, где эрозия превосходит седиментацию, четко совпадает с выделенным цветом замкнутым поднятием современного рельефа даже на карте М 1:40000000 [Географический атлас дл учителей средней школы. Четвертое издание. Гл. упр-ие геодезии и картографии при Сов. Министров СССР. Отв-ый редактор Колоскова Л.Н. М., фабр-ка №2 ГУГК, 1980, с.176, 171, 132, 69, 66, 30, 27].
Именно для того, чтобы разбраковывать территории по степени проявления эрозионных процессов, и необходим предварительный анализ мелкомасштабных карт.
Результатом данного этапа работ является выяснение степени расчлененности рельефа исследуемой территории в метрах. На основе этого и с учетом сечения изогипс и раскраски различных высотных интервалов, которыми характеризуются топографические карты различного масштаба, осуществляют выбор масштаба топографической карты для следующего этапа прогноза месторождений УВ. Кроме того, с учетом существующих геологических данных, выбирают участки, по которым в первую очередь будут анализироваться топокарты М 1:500000 и 1:200000 на предмет выявления гигантских месторождений.
6. - Выбирают участок, в пределах которого будут выполняться прогноз и последующие поиски соответствующих месторождений УВ по топокартам М 1:25000.
7. - Измеряют (программными средствами или вручную)значения длинной и короткой осей выявленных ранее месторождений УВ и значения их сумм для каждого месторождения в пределах НГО или НГП, в состав которого входит территория работ.
8. - Выясняют (с помощью программных средств или вручную) в пределах данной территории степень соответствия в плане контуров выявленных месторождений с контурами локальных положительных форм современного рельефа и по результатам данного анализа разбраковывают месторождения на три группы: на месторождения, плановое положение контура которых практически точно совпадает с контуром соответствующих им локальных положительных форм рельефа, на месторождения, плановое положение которых смещено на расстояние, не превышающее половины величины соответствующего линейного размера локальной положительной формы дневной поверхности, и на месторождения, плановое положение которых смещено на расстояние, превышающее величину соответствующего линейного размера локальной положительной формы дневной поверхности.
9. - Находят, на основе анализа значений сумм линейных размеров месторождений последней группы, «критическое» значение этого параметра и делают вывод о том, что для месторождений, у которых значение суммы их линейных размеров соответствует или меньше критического значения, достоверность прогноза по данному способу в пределах данной территории не достаточна.
10. - Выявляют по топографической карте или с помощью программных средств в пределах территории исследования локальные положительные формы дневной поверхности, значение суммы линейных размеров которых превышает критическое значение, что служит основанием для вывода о том, что этим локальным положительным формам дневной поверхности в плане по регионально продуктивным отложениям соответствуют, с достаточной точностью, примерно такие же по линейным размерам, ориентировке и конфигурации месторождения УВ.
Здесь необходимо пояснить содержание понятия: «достаточная точность».
Как правило, крупные и гигантские (по извлекаемым запасам) месторождения УВ характеризуются поперечными размерами от многих десятков до сотни и более километров. Мелкие (тоже по извлекаемым запасам) месторождения имеют поперечные размеры первые километры и даже сотни метров. Поэтому для гигантских, крупных и средних месторождений УВ термин «достаточная точность» не применим, поскольку такие месторождения в плане четко или достаточно четко соответствуют замкнутым положительным формам современного рельефа.
Термин «достаточная точность» применим к достоверности прогноза, выполняемого по топокарте, положения в плане именно мелких месторождений УВ. Это связано со следующими причинами.
Во многих нефтегазоносных провинциях осадочный комплекс пород представлен переслаиванием толщ терригенного и карбонатного состава. Причем карбонатные комплексы представлены как шельфовыми, так и биогермными фациями. Последние формируют разнообразные тела, в том числе и рифовые постройки, которые, как правило, характеризуются поперечными размерами в первые километры. Такими условиями, например, только в России, характеризуются палеозойские продуктивные разрезы Волго-Уральской, Прикаспийской и Восточно-Сибирской нефтегазоносных провинций. Рифовые постройки формируются как раз на локальных поднятиях предшествующего палеорельефа и, как правило, со стороны его крутого склона, смещая вершину палеоподнятия в этом же направлении. Поскольку карбонаты, в отличие от пород терригенного состава, в процессе диагенеза и эпигенеза практически не уплотняются, то вершина предшествующего палеоподнятия вверх по разрезу смещается, что и находит отражение как в современном рельефе, так и на топокарте. Поскольку рифовые постройки формируются, как правило, не на пологих периклиналях палеоподнятия, а на его крутых склонах, то и палеоподнятие, как правило, вверх по разрезу смещается по азимуту короткой его оси (сечения) в направлении палеодолины.
- Определяют местоположение, поперечные размеры, ориентировку и конфигурацию замкнутых положительных форм современного рельефа. Эти характеристики будут хорошо корреспондироваться с аналогичными характеристиками антиклинальнах ловушек по нижележащим продуктивным горизонтам.
11. - Замеряют площадь спрогнозированных месторождений и определяют величины прогнозных ресурсовв УВ в них по устанавливаемой для каждой НГП или НГО эмпирической зависимости между площадью месторождений и их запасами.
12. - Исходя из размеров, конфигурации и ориентировки короткой и длинной осей выявленных положительных форм современного рельефа проектируют все параметры сети поисковых сейсмопрофилей. Для того, чтобы сейсмопрофили с гарантией перекрыли ловушку УВ, на начальном этапе изучения территории размер сейсмопрофилей, параллельных длинной оси ловушки, должен составлять удвоенный размер длинной оси положительной формы рельефа, а размер сейсмопрофилей, параллельных короткой оси ловушки, должен составлять трехкратный размер короткой оси положительной формы рельефа. Это относится к гигантским и крупным ловушкам УВ. Для средних и мелких ловушек на начальном этапе размер сейсмопрофилей, параллельных длинной оси ловушки, должен составлять утроенный размер длинной оси положительной формы рельефа, а размер сейсмопрофилей, параллельных короткой оси ловушки, должен составлять пятикратный размер короткой оси положительной формы рельефа; при этом одну часть сейсмопрофилей проектируют перпендикулярно короткой оси спрогнозированного месторождения, а другую - перпендикулярно длинной его оси.
13. - По спроектированной сети сейсмопрофилей выполняют сейсморазведочные наблюдения по каждому выбранному из спрогнозированных месторождений УВ, с последующей обработкой и интерпретацией сейсморазведочных данных, и строят по целевым отражающим горизонтам структурные карты, на основе которых рекомендуют и закладывают поисковые скважины.
Примеры конкретного применения заявляемого способа в практике проведения геолого-разведочных работ на нефть и газ.
Заявляемый «Способ прогноза местоположения месторождений углеводородов и их последующих поисков в ловушках антиклинального типа по топографическим картам дневной поверхности» неоднократно использовался для прогноза контуров месторождений УВ и других значений их параметров до постановки поисковых сейсморазведочных работ на территориях Саратовской, Пензенской и Самарской областей. Ниже приведено несколько примеров.
В Саратовской области, в пределах лицензионного участка, размером 34 км × 34 км, абсолютно не исследованного сейсморазведочными работами на нефть и газ, его владелец с запозданием в три года был вынужден, несмотря на дефицит финансовых средств, начать поисковые работы. Поэтому задача формулировалась следующим образом: на основе минимального объема сейсмопрофилей и с минимальными геологическими рисками при заложении поисковой скважины подготовить две структуры под поисковое бурение. Для решения поставленной задачи и для наиболее оптимального распределения объема сейсмопрофилей, на основе заявляемого способа были выполнены следующие действия.
1. - На основе структурных карт и сейсмогеологических профилей по ранее выполненным сейсморазведочным исследованиям в пределах ранее изученных участков исследуемого нефтегазоносного района(НГР) было установлено, что по всем литостратиграфическим комплексам палеозойского разреза, который содержит регионально продуктивные горизонты, отмечается четкое пространственное соответствие морфологии дневной поверхности с морфологией палеорельефов литостратиграфических (сейсмостратиграфических) горизонтов всего палеозойского разреза, что указывает на правомерность использования предлагаемого способа прогноза месторождений УВ на территории работ.
2. - Визуальный анализ топокарт различного масштаба показал, что степень относительной расчлененности рельефа лицензионного участка в среднем составляет 10-12 км, а относительная высота рельефа не превышает 35 м. Эти данные, во-первых, однозначно показали, что в пределах лицензионного участка могут быть развиты только мелкие месторождения, а, во-вторых, позволили выбрать в качестве рабочих топографических карт карты масштаба 1:25000. Поэтому были отсканированы топографические карты и карта открытых месторождений УВ в пределах нефтегазоносного района, в который входит лицензионный участок, масштаба 1:25000. Для каждого из месторождений нефтегазоносного района были найдены значения сумм их длинной и короткой осей.
Сопоставление местоположений ранее открытых месторождений данного НГР, а все они мелкие, с топографической картой показало хорошее соответствие в плане их контуров с локальными положительными формами рельефа, что указывало на правомерность применения заявленного способа для прогноза месторождений по топографическим картам в пределах лицензионного участка.
На основе анализа топокарт по территории лицензионного участка и руководствуясь поставленной задачей, из всего количества замкнутых положительных форм рельефа были отобраны две локальные вершины одного из водоразделов с линейными размерами 2,5×3,0 километра каждая с расстоянием между ними 0,5 км. Был выполнен прогноз местоположения и других параметров этих двух рядом расположенных ловушек УВ антиклинального типа. На основе зависимости между площадью месторождений в данном районе и суммарными геологическими запасами в них условного топлива была спрогнозирована величина суммарных прогнозных геологических ресурсов условного топлива в объеме 10 млн. тонн. Невысокая степень расчлененности рельефа предполагала малоамплитудность ловушек. На основе данного прогноза была намечена детальная поисковая сеть сейсмопрофилей, оптимально расположенных к конфигурации спрогнозированных объектов, объемом всего 68,8 пог. км. В результате были исключены рекогносцировочный этап и стадия проведения первичных поисковых сейсмопрофилей, с помощью которых обычно выявляются объекты, перспективные для проведения детальных поисковых сейсморазведочных работ.Необходимо отметить, что, для получения такого же результата на основе традиционных технологий поисков месторождений, финансовые затраты возросли бы в 21 с лишним раз, а временные - в несколько раз. Сейсмические наблюдения по намеченным профилям и результаты интерпретации полученных по ним материалов позволили закартировать спрогнозированные ловушки УВ.
Ниже приводятся другие примеры использования предлагаемого способа прогноза и поисков месторождений УВ, но поскольку технология выполнения работ и последовательность действий остается неизменной, то они излагаться не будут.
Еще на одном лицензионном участке в Саратовской области по густой сети сейсмопрофилей была закартирована структурная ловушка с выдачей паспорта на бурение поисковой скважины. По материалам электроразведки ЗСБ, проинтерпретированным по методике СЭВРов - прямой прогноз залежей УВ, была подтверждена продуктивность данной ловушки. Несмотря на эти результаты, анализ топокарт М 1:25000 показал отсутствие ловушки УВ. Это позволило автору данного способа выдать рекомендацию: не бурить поисковую скважину. Тем не менее, скважина была пробурена, причем со вскрытием отложений терригенного девона, в то время как ловушки УВ (по данным сейсморазведки) и продуктивность разреза (по материалам электроразведки) определялись по отложениям, залегающим существенно выше: по верхней части карбонатного девона и по терригенным отложениям среднего карбона. Несмотря на это, данная поисковая скважина была пробурена, но закончена бурением с отрицательным по нефтегазоносности результатом.
В пределах Пензенской области на одном из горных отводов задача заключалась в том, чтобы на основе дополнительного объема сейсморазведочных профилей уточнить строение месторождения нефти в нижнекаменноугольных отложениях. Поскольку большая часть поисково-разведочных скважин были не продуктивными, то можно было предполагать, что контуры выявленных месторождений определены не верно. Для решения поставленной задачи и для наиболее оптимального распределения объема сейсмопрофилей, на основе заявляемого способа был выполнен прогноз местоположения ловушек УВ антиклинального типа. Поскольку площадь горного отвода сравнительно небольшая и степень расчлененности и различия в значениях высот рельефа исследуемой территории были не высокими, то для прогноза в качестве рабочих карт были взяты топографические карты М 1:25000. На основе этих карт были протрассированы замкнутые локальные вершины рельефа. В результате прогноза были не только существенно скорректированы местоположения, контуры и др. параметры ранее выявленных месторождений, но и спрогнозированы две новые ловушки, которые располагались как в пределах, так и с выходом за пределы контуров горного отвода. Для их картирования была намечена сеть оптимально расположенных по отношению к конфигурации спрогнозированных объектов сейсмопрофилей, интерпретация материалов по которым подтвердила наличие дополнительно спрогнозированных ловушек УВ и их параметров.
Во всех приведенных выше примерах критические значения суммы поперечных линейных значений локальных положительных форм дневной поверхности были меньше, чем значения этого параметра у использованных для прогноза месторождений УВ локальных положительных форм современного рельефа. Приведенные выше примеры прогноза ловушек УВ или их отсутствия документально зарегистрированы в Управлении по недропользованию по Саратовской области.
Примеры демонстрации подтверждения работоспособности заявляемого решения по ранее открытым месторождениям УВ в различных НГП.
Ниже приведены примеры, демонстрирующие на основе ранее открытых месторождений УВ, возможность прогноза местоположения и значений многих параметров месторождений УВ с последующим их поиском на основе топокарт.
На Фиг.5 показано совмещение участка современной гидросети в пределах Татарского свода (район городов Альметьевск и Бугульма), скопированной с топографической карты Татарстана [Атлас «республика Татарстан», редактор Стоялова Н.Д. Омская картографическая фабрика, 2002, с.38-41, 51-54, 57, 58] М 1:200000 с контуром Ромашкинского гигантского нефтяного месторождения, который взят с карты залежей нефти и газа Республики Татарстан, помещенной на сайте 13/11_blackoil.html. По высотным отметкам и рисунку гидросети видно, что Ромашкинское месторождение с поперечными размерами 90×97 км приурочено к топографически выраженному замкнутому (по изогипсе +80 м) изометричному по форме поднятию современного рельефа дневной поверхности с наивысшей отметкой +362 м. Анализ гидросети и высотных отметок на этом рисунке показывает высокую степень сходимости местоположения в плане, поперечных размеров, ориентировки в пространстве положительной формы рельефа дневной поверхности и аналогичных характеристик Ромашкинского месторождения нефти.
На Фиг.6 приведена схема местоположения 24-х месторождений УВ полуострова Ямал, помещенная на сайте . Контуры этих месторождений были наложены на топокарты Генерального штаба по территории п-ва Ямал М 1:200000 polarural.narod.ru>maps.htm. Совмещение контуров месторождений с топографией показало, что по всем месторождениям фиксируется не только четкое их пространственное совпадение с локальными поднятиями современного рельефа, но также соответствие их ориентировки и конфигурации. В качестве иллюстрации этого на Фиг.7 и Фиг.8 приведены примеры по Среднеямальскому и Нейтинскому гигантским месторождениям газа, соответственно. Линейные размеры Среднеямальского месторождения 31×11 км, а Нейтинского - 40×13 км. То, что указанные месторождения соответствуют локальным вершинам современного рельефа, обосновывается как различием в значениях отметок высот в пределах и за пределами контуров месторождений, так и тем, что реки растекаются от центральной части месторождений в разные стороны. Данные примеры подтверждают действенность заявляемого способа поисков месторождений УВ. Из 24-х проанализированных месторождений п-ва Ямал контуры двух месторождений - Западно-Сеяхинского и самого крупного - Бованенковского, - соответствуют в плане не одной локальной положительной форме современного рельефа, а сразу трем, но пространственно сближенным локальным положительным формам, что позволяет предположить, что эти гигантские месторождения на самом деле являются суммой пространственно сближенных месторождений, причем, что не исключено, гидродинамически разобщенных.
Таким образом, в пределах платформ современные замкнутые положительные формы современного рельефа дневной поверхности в плане с достаточной точностью для последующих поисков месторождений УВ соответствуют месторождениям УВ, которые приурочены к антиклинальным ловушкам в нижележащих геологических напластованиях. Заявляемый способ позволяет до применения инструментальных методов ведения поисковых работ на нефть и газ прогнозировать в камеральных условиях по местоположению замкнутых положительных форм современного рельефа, выделяемых по топографическим картам, местоположения, линейные размеры, конфигурации, пространственные ориентировки, ориентировочные геологические и извлекаемые запасы месторождений углеводородов, находящихся в антиклинальных ловушках НГП.
При этом осуществляется возможность на начальном этапе освоения перспективных на нефть и газ территорий последовательного открытия вначале гигантских, а затем крупных месторождений УВ, в которых, как показывает практика, сосредоточено до 85% запасов углеводородов НГП. Это позволяет уже на начальном этапе освоения ресурсной базы не изученных или слабо изученных нефтегазоносных территорий определиться со всеми параметрами инфраструктуры (дороги, линии электропередач, трубопроводы и т.д.) как на территории НГП в целом, так и на выделенных в ее пределах по каким-то основаниям участках. В связи с этим геологические риски на поисковом этапе сводятся практически до нуля, а коэффициент эффективности поискового бурения существенно увеличен.
В соответствии с заявляемым способом прогноза месторождений заявляемая технология их поиска отменяет необходимость тотально-последовательного покрытия всей осваиваемой территории постепенно уплотняющимися сетями сейсмопрофилей, в надежде найти где-нибудь в пределах этих территорий любые значимые по размерам и запасам месторождения УВ. Вместо этой традиционной технологии заявляемый способ поиска месторождений УВ предполагает сейсморазведочные исследования по сети профилей, которая специально проектируется под спрогнозированную ловушку УВ, предпочтительно начиная с гигантских и крупных, а затем средних и мелких по линейным размерам и запасам УВ.
За счет оптимального по отношению к форме спрогнозированной ловушки УВ расположения сейсмопрофилей достигается существенное повышение достоверности структурных построений по данным сейсморазведки. За счет многократного снижения количества и протяженности сейсмопрофилей, необходимых для освоения ее ресурсной базы, достигается многократное снижение экологической нагрузки на изучаемую территорию, что особенно актуально при осуществлении поиска сейсморазведкой 3D густо залесенных территорий.
Использование предлагаемого изобретения позволяет многократно сокращать временные и финансовые затраты как при выявлении конкретных ловушек УВ антиклинального типа, так и при исследовании на нефть и газ нефтегазоносных провинций, областей, районов или лицензионных участков. Использование предлагаемого способа поисков месторождений УВ существенно сокращает или сводит «на нет» бурение непродуктивных поисковых скважин.
Способ позволяет осуществлять прогноз гигантских и крупных месторождений УВ, в которых, как показывает мировая практика, заключено до 85% извлекаемых запасов углеводородов указанных территорий при суммарной площади этих месторождений в 5-8% от площади НГП. За счет этого, в первую очередь, способ позволяет многократно сократить временные и финансовые затраты на освоение ресурсной базы УВ перспективных территорий: от нефтегазоносных провинций до лицензионных участков включительно.
В связи с многократным повышением достоверности поисковых работ на нефть и газ способ позволяет сократить геологические риски на поисковом этапе (в некоторых НГП практически до нуля), а также экологическую нагрузку на территории, в пределах которых ведутся поиски месторождений УВ.
Способ позволяет получить реальную оценку количества, размеров и запасов месторождений УВ любого лицензионного участка не только до проведения поисковых работ, но и до проведения аукциона, что позволяет достаточно точно рассчитать еще на этом этапе всю экономику предстоящего проекта.