СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
OIL-AND-GAS DEPOSIT FORECAST PROCEDURE

Изобретение относится к методам прогнозирования месторождений полезных ископаемых осадочного генезиса, в частности к способам реконструкции геодинамических, тектонических, седиментационных и мирагенических процессов.
Известен способ прогнозирования нефтегазовых месторождений, по которому на основе сейсморазведки определяют объемы геологического пространства, ограниченные хронозначимыми геологическими границами, поверхности напластований и структурно-эрозионных несогласий и их иерархическую соподчиненность с составлением сейсмостратиграфической модели земной коры для осуществления на ее базе реконструкции эволюции осадочного бассейна (Л.С.Маргулис «Секвенсная стратиграфия в изучении строения осадочных чехлов» mailto:ins:@vnigri.spb.su).
Недостатком известного способа является отсутствие четко проработанной концепции использования выявленных объемов геологического пространства, ограниченных хронозначимыми геологическими границами, поверхностей напластований и структурно-эрозионных несогласий и их иерархической соподчиненности для прогнозирования нефтегазовых месторождений.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности прогнозирования нефтегазовых месторождений за счет оценки состояния гидросистемы на определенные моменты времени.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе прогнозирования нефтегазовых месторождений, по которому на основе сейсморазведки определяют объемы геологического пространства, ограниченные хронозначимыми геологическими границами, поверхности напластований и структурно-эрозионных несогласий и их иерархическую соподчиненность с составлением сейсмостратиграфической модели земной коры для осуществления на ее базе реконструкции эволюции осадочного бассейна, дополнительно определяют механические свойства пород и распределение пористости по разрезу, для создания плотностной модели разреза осадочного чехла и определения по ней состояния гидросистемы на определенные моменты времени с определением в ней аномально высоких давлений, при этом о месте нахождения нефтегазовых залежей судят по характеру изменения и распределения аномально высоких давлений.
Сущность изобретения поясняется на примере оценки эволюции подсолевой флюидосистемы по региональному профилю через Каратон-Тенгизский карбонатный массив с использованием фигур 1-7, на которых показан характер распределения аномально высоких давлений давления по профилю.
В условиях Прикаспийской впадины, основные ресурсы углеводородов которой сосредоточены в подсолевом комплексе (гидросистема которого характеризуется условиями элизионного режима с аномально высокими поровыми и пластовыми давлениями) из трех основных факторов (структурный, литолого-стратиграфический и гидродинамический), оказывающих влияние на размещение залежей углеводородов, главенствующая роль принадлежит гидродинамическому. Справедливость этого утверждения подтверждается результатами разведки, проведенной на площадях Каратон и Тенгиз. Это два крупных карбонатных массива, расположенных в пределах единой карбонатной платформы, надежно запечатанные соленосной покрышкой. Залегают они на одинаковой глубине и имеют близкую амплитуду. Если при оценке перспектив этих массивов руководствоваться только структурными либо литолого-стратиграфическими критериями, то оба эти массива должны быть продуктивны в равной степени. Однако один из них оказался заполненным нефтью, а второй - водой. В то же время, как показали данные численного моделирования, такой результат хорошо согласуется с характером распределения давлений внутри подсолевой гидросистемы,
В течение 1997-1999 гг. были составлены алгоритмы и программы, а также отработана технология численного моделирования эволюции давлений в гидросистеме в процессе формирования осадочных бассейнов. В основе этой технологии лежит составление геологически полно определенной (сейсмостратиграфической) модели бассейна, а также объекта изучения. На базе этой модели создается плотностная модель и выполняется палеотектоническая реконструкция эволюции бассейна. Полученные данные служат исходной информацией для установления закономерностей распределения давлений в гидросистеме на разных стадиях развития бассейна. В соответствии с плотностной моделью определяют механические свойства пород: модуль сдвига, модуль объемного сжатия, сцепление, угол внутреннего трения и распределение пористости по разрезу. Палеотектонические реконструкции служат для задания геометрии гидросистемы на определенные моменты времени. Все расчеты выполняются в среде программного кода FLAC. Особо интересные результаты численный эксперимент дает при моделировании давлений, образующихся при замедлении скорости выдавливания жидкости из пор в процессе погружения осадков. В этом случае режим уплотнения осадков становится неравновесным и сопровождается инверсией пластовых давлений по отношению к гидростатическому распределению по структурной поверхности водонапорной системы. Наиболее ярко этот эффект проявляется в осадках, перекрываемых сверху непроницаемой толщей, как это имеет место быть в подсолевом комплексе Прикаспийской впадины.
Эффективность нового подхода к выделению перспективных объектов в пределах бассейнов с элизионным режимом и аномальным распределением давлений продемонстрирована на примере Каратон - Тенгизской зоны поднятий Прикаспийской впадины. Оценки возникающих аномальных давлений и распределения фильтрационных потоков вдоль Каратон-Тенгизского поднятия выполнены по профилю протяженностью 152 км, который пересекает поднятие с севера на юг. Расчеты даны на моменты времени Т=259, 230, 205, 198, 130, 65, 0 млн лет, т.е. начиная с времени формирования соленосной толщи, которая полностью экранировала подсолевые отложения и перекрыла возможность миграции флюидов вверх, и кончая настоящим моментом. Оценки показывают, что до отложения соленосной покрышки распределение давлений в подсолевом комплексе является гидростатическим. Аномально высокие давления возникают в процессе дальнейшего погружения подсолевых отложений и невозможности свободного оттока из них жидкости.
Характер распределения аномально высоких давлений по профилю показан на фиг. 1-7.
Анализ эволюции флюидосистемы группы поднятий Каратон, Тенгиз, Южное показывает, что впервые локальная гидродинамическая ловушка возникает в своде первых двух поднятий (Каратон и Тенгиз) на момент времени 230 млн. лет. Такой характер распределения давлений сохраняется неизменным в течение более 30 млн лет (до 198 млн  лет - предъюрская фаза тектогенеза). В раннеюрское время, проявившиеся на юге территории восходящие движения привели к расформированию отрицательной аномалии в пределах поднятия Каратон. Она вновь возникает лишь спустя 60 млн лет и сохраняется в неизменном виде.
Примечательный эпизод в развитии флюидосистемы отмечается на рубеже мела и палеогена (60 млн лет). С этим моментом связано становление единой гидродинамической ловушки над Каратон-Тенгизской группой поднятий (включая поднятие Южное).
Рассматривая формирование месторождения углеводородов как результат общего падения давлений в гидросистеме, обусловленного абсолютным поднятием блока земной коры, и связанного с этим началом процесса сепарации флюида его разделения на три свободные фазы - воды, нефти и газа внутри гидродинамической ловушки, можно дать следующую оценку перспективности изученной группы поднятий. Время формирования месторождения, документируемое первым импульсом падения давлений в гидросистеме в целом, определяется как позднемеловое. С концом мела связано и формирование единой гидродинамической ловушки. Внутри этой ловушки давления распределялись следующим образом. Минимум аномально высоких давлений соответствует поднятию Южное, максимум - верхней части поднятия Каратон. Верхняя часть поднятия Тенгиз и нижняя поднятия Каратон характеризуется средними значениями аномально высоких давлений. Такое распределение давлений предполагает, что при формировании залежи углеводородов ее газовая фаза будет накапливаться в районе поднятия Южное и нижней части поднятия Тенгиз, водная - в верхней части поднятия Каратон, а нефтяная - в нижней части поднятия Каратон и верхней части поднятия Тенгиз. Отсутствие надежной покрышки в своде поднятия Южное привело к некоторому перераспределению давлений ловушки за счет оттока части флюида через гидродинамическое окно. В итоге газовая часть залежи, размещавшаяся в поднятии Южная, была, по-видимому, уничтожена, а нефтяная  переместилась вниз, заполнив весь свободный объем ловушки поднятия Тенгиз. Нетрудно видеть, что выполненный по результатам численного моделирования эволюции флюидосистемы прогноз перспективности группы поднятий достаточно хорошо согласуется с данными проведенного в их пределах разведочного бурения.
Таким образом, можно с большой долей уверенности считать, что разработанный способ и технология численного моделирования эволюции флюидосистемы в процессе погружения осадочного бассейна работает надежно и может с успехом применятся в других районах.