у каких природных резервуаров обязательно присутствует ложная покрышка

У каких природных резервуаров обязательно присутствует ложная покрышка

Влияние «ложных» покрышек на степень заполнения структур газом на севере Западной Сибири

В. Д. ИЛЬИН, Н. Н. НЕМЧЕНКО, Ю. Г. ТАКАЕВ (ВНИГНИ)

Проанализированный с учетом трехслойного строения резервуара фактический материал по месторождениям газа в отложениях сеномана на севере Западной Сибири подтверждает наличие в этом регионе «ложных» покрышек, что позволяет применять выявленные на их основе закономерности и тем самым расширить область их практического использования. При этом необходимо максимально точно определять отметки замыкающей изогипсы структуры по кровле продуктивных отложений.

Благоприятные сейсмические условия на севере Западной Сибири позволяют достаточно достоверно изучать структуры сейсмическими методами. Однако совместный анализ материалов бурения и данных сейсморазведки, полученных на начальном этапе поисково-разведочных работ, показал, что при редкой сети сейсмопрофилей отмечается значительное расхождение отметок, фиксирующих положение отражающего репера Г (сантон), достигающее иногда 20-40 м. В последние годы при подготовке структур по глубоким горизонтам сеть профилей была существенно уплотнена (0,25-0,4 км/км 2 ); значительно увеличили и число разведочных скважин, что позволило повысить точность структурных построений по отражающему реперу, залегающему на 20-90 м выше кровли сеноманской продуктивной толщи.

Учитывая эти данные, а также поправки на влияние мерзлоты при сейсмических исследованиях, Л.Ш. Гиршгорн [2] построил с помощью ЭВМ структурные карты по сейсмическому реперу Г для отдельных площадей с сечением изогипс через 5-10 м. Они характеризуются высокой точностью (ошибка сравнительно с данными бурения на отдельных участках структур не превышает 3-5 %).

Хорошая сходимость сейсмических материалов и данных бурения позволила использовать эти карты для определения замыкания структурных ловушек по сейсмическому реперу. При построении структурных карт по кровле сеноманского горизонта на участках структур, не изученных бурением, пространственное положение замыкающей изогипсы устанавливали по сейсмическому реперу, а ее отметка корректировалась по разнице глубин залегания репера и продуктивного пласта.

Составленные с учетом этих данных структурные карты позволили определить положение замыкающей изогипсы структур и соответственно гипсометрическое положение замка ловушек. Наиболее достоверно оно установлено для тех структур, где разведочное бурение велось по плотной сети скважин, достаточно полно освещающей их периклинальные участки.

К таким структурам можно отнести Тазовскую (плотность сетки 10 км 2 /скв), Губкинскую (20), Комсомольскую (26), Заполярную (43) и Медвежью (70). Хорошая изученность периклинальных частей поднятия позволяет отнести к этой группе также Уренгойскую структуру.

Геологический анализ показывает, что основные тектонические элементы на севере Западной Сибири развивались унаследованно, повторяя структурный план ранне-среднеюрской эпохи. Аналогичные условия седиментации в пределах локальных поднятий сохранялись до конца позднемелового времени.

Образование «ложной» покрышки связано с процессом непрерывного осадконакопления, при котором смена одного литологического типа пород другим, как правило, происходит через переходные разности. Поскольку последние (например, песчано-глинистые) характеризуются крайне неоднородным литологическим составом, резким колебанием содержания пелитовых и псаммитовых разностей, при постседиментационном уплотнении в них возникают многочисленные очаги напряжений, обусловливающие появление диагенетической трещиноватости, которая и служит флюидопроводящей системой.

На рис. 2 зона максимальных значений (0,8-0,9) коэффициента заполнения структуры выделяется в центральной части северной нефтегазоносной области, охватывая районы, где выявлены такие тектонические элементы, как Уренгойский мегавал, Оликумский и Юрхаровский валы, Ямбургское и Заполярное куполовидные поднятия, с которыми связаны залежи газа Уренгойского, Северо-Уренгойского, Заполярного, Ямбургского и Юрхаровского месторождений.

От этой зоны, вытянутой почти меридионально, в южном, западном и восточном направлениях наблюдается закономерное уменьшение коэффициента заполнения ловушек.

В области значений коэффициента 0,6-0,8 группируются структуры, связанные с Медвежьим и Часельским мегавалами, восточной частью Северного свода, Ямсовейским и Айваседопурским валами, Юбилейным, Пякупуровским и Тазовским куполовидными поднятиями, в пределах которых выявлены залежи Медвежьего, Юбилейного, Ямсовейского, Губкинского, Вынгапурского, Восточно-Таркосалинского, Западно-Таркосалинского, Южно-Русского, Тазовского и других месторождений.

Значения коэффициента 0,5-0,6 характерны для структур, расположенных в западной части Северного свода и в прилегающей к ней Танловской впадине (залежи газа Комсомольского, Северо-Комсомольского и Надымского месторождений).

Выявленная закономерность может быть использована для количественного прогнозирования возможной толщины «ложной» покрышки в новых, недостаточно исследованных районах региона.

Вероятность выделения «ложной» покрышки по материалам ГИС позволяет при наличии конформного с поверхностью продуктивного горизонта структурного плана выше-и нижележащих пластов прогнозировать по ним продуктивность площади и положение ГВК (ВНК) по результатам бурения первой поисковой скважины.

Таким образом, в районах Западной Сибири, так же, как и в ряде других регионов СССР, устанавливается четкая зависимость положения ГВК (ВНК) от толщины «ложной» покрышки, что позволяет предполагать возможность использования этой зависимости для поисков залежей в более глубоких горизонтах.

3. Ермаков В.И., Немченко Н.Н. Причины недозаполненности газом структур на севере Западной Сибири.- РНТС ВНИИЭГазпрома. Сер. Геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний. М., 1976, № 7, с. 3-11.

6. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. Л., Недра, 1967.

Поступила 28/ XII 1981 г.

Замыкающая изогипса структуры по кровле продуктивных отложений, м

ГВК залежи (абс. отм., м)

Толщина «ложной» покрышки, м

Замыкающая изогипса по подошве истинной, покрышки, м

Высота структуры по кровле продуктивных отложений, м

Источник

У каких природных резервуаров обязательно присутствует ложная покрышка

СТРОЕНИЕ, СВОЙСТВА И РОЛЬ ПОКРЫШКИ В ФОРМИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

В.А. Бочкарёв (ДОАО «ВолгоградНИПИнефть»)

Подавляющее большинство выявленных нефтяных месторождений в рифогенных отложениях верхнего девона Волгоградской области в силу специфики вещественного состава и физико-химических свойств слагающих и перекрывающих их пород требует специального подхода к изучению внутреннего строения, оценке подсчетных параметров, методологии поисков, разведки и моделированию месторождений. Характерной особенностью поисковых объектов в верхнедевонском разрезе являются малая высота залежей при значительной высоте органогенной постройки и наличие проницаемости в перекрывающих риф низкопроницаемых породах.

Текстурные особенности пород, слагающих ложную покрышку (наличие сообщающихся трещин, плитчатой отдельности, сланцеватости), делают ее флюидопроводящей, неспособной экранировать залежи нефти и газа. В силу данных обстоятельств ложную покрышку можно рассматривать как квазиколлектор и часть залежи. При этом ничтожная емкость таких пород, обусловленная чаще всего трещиноватостью, вмещает незначительный (непромышленный) объем УВ. В отдельных случаях в теле ложной покрышки встречаются пласты с высокими коллекторскими свойствами, представляющие интерес для нефтедобычи.

Наличие флюидопроводящей ложной покрышки между кровлей коллектора и истинной покрышкой существенно меняет представление о строении ловушки, ее объеме и контролирующих их факторах (рис. 1).

В этих условиях залежь УВ сохраняется выше уровня отметки кровли ложной покрышки (подошвы истинной покрышки) на участке критической седловины (КС2). В трехчленных резервуарах только эта часть локального поднятия любого генезиса, в том числе и рифового, является ловушкой для нефти и газа. Именно структурный план кровли ложной покрышки определяет размеры и объем истинной ловушки (В+ С), а в конечном итоге и запасы УВ-коллектора и квазиколлектора (С) (см. рис. 1).

В рассматриваемой модели наличие ложной покрышки препятствует формированию залежи УВ в объеме А и объясняет низкую степень ее заполнения в верхней части рифа (объем В). Положение водонефтяного (ВНК) и газоводяного (ГВК) контактов определяется предполагаемой точкой перетока УВ на участке КС2, например, в следующую ловушку. Изменение толщин ложных покрышек от свода к критической седловине весьма значительно и достигает 5-10-кратных величин, что отражается как на высоте ловушки, так и высоте залежи УВ.

Ложная покрышка может расформировать залежь частично (см. объем В на рис. 1, А, Б) или полностью (см. рис. 1, В, Г), если уровень КС2 находится выше поверхности кровли хороших коллекторов.

В правобережной части Волгоградской области рифовые биогермные массивы евлановско-ливенского возраста сложены сгустково-комковатыми, органогенно-обломочными, водорослевыми, интенсивно перекристаллизованными, пятнисто-доломитизированными известняками, выщелоченными, каверново-поровыми, биогермными, реликтово-органогенно-детритовыми вторичными доломитами и доломитами, лишенными первичных структурных особенностей. Породы отличаются неравномерной пористостью (от менее 1 до 20 % и более), кавернозностью.

На карбонатных рифогенных отложениях евлановско-ливенского возраста залегает уметовско-линевская толща, представленная преимущественно карбонатно-глинистыми породами: глинистыми, микрозернистыми, трещиноватыми известняками, доломитизированными аргиллитами и мергелями. Толщина отложений варьирует от 0 до 100 м.

При общем, закономерном с запада на восток, увеличении толщины данных отложений наиболее резкие локальные ее изменения наблюдаются в зонах развития рифогенных построек. Над рифами толщина уметовско-линевских отложений сокращается от 0-2 м до первых десятков метров, тогда как в зарифовых и межрифовых зонах их толщина увеличивается до 100 м и более.

На продольных разрезах в уметовско-линевской толще над склонами рифовых массивов выделяются клинья, обусловленные сближением поверхностей пачек и сужающиеся в сторону сводов. На склоне рифового массива линевские отложения могут полностью выклиниваться и свод рифа в таком случае перекрывают только маломощные уметовские отложения. Таким образом, поверхность рифа на его своде и склонах перекрывают породы различного литологического типа и возраста. Эту поверхность принято считать разделом между коллектором и покрышкой в рифовых массивах. При этом объем ловушки определялся как объем выступа карбонатных органогенных отложений, ограниченного сверху их кровлей, а снизу горизонтальной плоскостью на уровне КС1.

Рифовые массивы в верхней части содержат залежи различной высоты: от 3 м (Западно-Ломовское месторождение) до 300 м (Памятно-Сасовское месторождение), что значительно меньше высоты рифовых построек и палеоловушек. Имеются и пустые ловушки. Различная заполненность ловушек УВ связана с отрицательным влиянием уметовско-линевской толщи, выполняющей роль ложной покрышки (см. II на рис. 1).

Породы истинных и ложных покрышек имеют большое внешнее сходство и разделение их по степени экранирующих способностей представляет собой довольно сложную задачу, решаемую комплексом специальных исследований на керне. Универсальной методики их расчленения по данным ГИС не существует. В настоящей статье предлагаются принципиально отличающиеся подходы к расчленению покрышки на истинную и ложную по материалам радонового индикаторного метода (ИМР), который широко используется при исследовании скважин Волгоградского Поволжья. Этот метод позволяет выделить проницаемые пласты, оценить характер их насыщения и величину динамической емкости [3].

Методика разделения покрышки на ложную и истинную основана на том, что ИМР позволяет фиксировать приращения гамма-аномалий от проникновения индикаторной жидкости (ИЖ) против ложной покрышки и отсутствие этого эффекта в интервалах развития истинной покрышки.

В ложной покрышке терригенно-карбонатного комплекса нередко присутствуют линзовидные образования: глинистые известняки трещинно-кавернового типа и песчанистые разности с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Ухудшение коллекторских свойств обусловлено наличием тонкодисперсного и глинистого материала, динамическая емкость таких пород незначительна. Фильтрационные свойства зависят от раскрытости, протяженности и густоты трещин и изменяются в широких пределах [3]. Примером такой ложной покрышки могут служить отложения петинского горизонта Кудиновско-Романовской зоны (см. рис. 1, Г).

Для евлановско-ливенских рифов флюидоупором являются глинистые известняки и аргиллиты подошвы задонского возраста. Залегающая между ними уметовско-линевская толща с низкими коллекторскими свойствами проницаема и дифференцирована по фильтрационным свойствам (рис. 2).

В скв. 7 Памятная по ИМР нижняя (подошва) часть задонского горизонта толщиной 20 м непроницаема (истинная покрышка) и представлена по керну глинистыми известняками (см. рис. 2).

В скв. 11 Памятная уметовско-линевская толща по данным ИМР практически вся проницаема. В этой скважине неоднородны по проницаемости и задонские отложения: от непроницаемых (в нижней части) до проницаемых (в средней и верхней частях горизонта). Ложная покрышка подтверждается рядом других признаков, таких как наличие в керне трещин различной раскрытости, протяженности и пустот с признаками УВ, повышенные газопоказания на диаграммах газового каротажа.

На Памятно-Сасовском месторождении на раннем этапе истории формирования нефтяной залежи в рифовом массиве ложная покрышка, сложенная менее преобразованными и поэтому более пластичными породами уметовско-линевской толщи с низкими пористостью и проницаемостью, входила в состав истинной покрышки.

Водонефтяной контакт залежи определялся КС1 (см. рис. 1, А, Б), что почти на 100 м ниже его современного положения (-2578 м). В потерянном объеме залежи (см. объем А на рис. 1, А, Б) по данным ГИС, пластоиспытания и анализа керна фиксируется остаточная нефтенасыщенность в рифогенных образованиях ниже современного ВНК. По мере усиления литогенетических и периодически проявляющихся тектонических процессов функция уметовско-линевской толщи как истинной покрышки за счет появления трещиноватости была утрачена. Часть объема залежи (А) частично рассеялась в ложной покрышке (С), другая, большая, ее часть мигрировала через структурный замок ловушки (КС2) за ее пределы (см. рис. 1).

При проведении индикаторных исследований на месторождениях Кудиновско-Романовской зоны поднятий изучаемый интервал включал отложения от петинского до семилукско-рудкинского горизонта. Каждый из них по составу, петрофизическим параметрам и условиям формирования залежей нефти имеет свои особенности, выявление которых по стандартной методике ГИС затруднено.

В скв. 29 Чернушинская (Ново-Чернушинское месторождение) (рис. 3) пластоиспытателем опробованы петинские глинистые известняки, или породы истинной покрышки, и терригенно-карбонатные отложения, из которых получен приток нефти дебитом 501 м3/сут. Впоследствии продуктивность пласта резко снизилась и при гидродинамических исследованиях в эксплуатационной колонне дебит составил только 20,7 м 3 /сут нефти.

Семилукско-рудкинский риф сложен проницаемыми известняками и по результатам пластоиспытания содержит пластовую воду (дебит от 0,9 до 5,0 м 3 /сут). Отсутствие нефтяной залежи в этих отложениях объясняется тем, что уровень КС в кровле петинской ложной покрышки проходит над рифом (см. рис. 1, В, Г).

Наличие ложной уметовско-линевской покрышки определяет подход к выделению контура истинных ловушек. В силу упомянутого выполаживания структурного плана вы-сокое положение КС2 в кровле уметовско-линевской толщи предопределило сравнительно небольшую высоту залежей в верхнефранских рифах. При этом чем больше толщина ложной покрышки между KC1 и КС2, тем меньше высота ловушки и залежи и тем вероятнее отсутствие залежи УВ. По этой же причине структурные планы подошвы истинной покрышки и кровли евлановско-ливенских отложений существенно отличаются.

При оконтуривании залежи необходимо исходить из высотного положения не одной, а как минимум двух структурных поверхностей: кровли уметовско-линевской толщи и евлановско-ливенских отложений. К ним можно добавить поверхность геологического и сейсмического репера Rzd в задонских отложениях, близкую к поверхности подошвы истинной покрышки. Кроме того, строится карта толщин ложной покрышки, по которой с учетом структурной поверхности евлановско-ливенского горизонта определяются рифовые тренды и одиночные биогермные постройки. В пределах установленной таким образом органогенной постройки определяются структурный замок (КС2), глубинный уровень ВНК и предполагаемый контур залежи УВ. Предлагаемый методический прием позволяет уточнить местоположение рифовой постройки и вести поиск непосредственно залежи нефти с ее определенными подсчетными параметрами по площади и высоте. Таким образом, установление ложной покрышки и трехчленного строения ловушки позволяет уточнить внутреннее строение залежи, условия ее формирования и расформирования, объем, запасы нефти, скорректировать методические приемы поисково-разведочных работ и оптимизировать рациональное размещение скважин различной категории.

Natural reservoirs within the studied reef massifs of Volgograd area appear to be the complex three-membered systems: reservoir-pseudocaprock-fluid barrier. Pseudocaprock can be considered as quasireservoir and a part of pool. In this case, negligible capacity of such rocks caused by fracturing includes insignificant amount of hydrocarbons. With appearance of pseudocap which is not a screen, the reservoir top moves toward the true cap bottom. Under such conditions, hydrocarbon pool is well preserved above the point of pseudocap top (true cap bottom) within the critical saddle area. As a result, a structural plan of the pseudocap top is responsible for size and volume of a true trap in underlying reef. The presence of pseudocap may explain their insignificant filling in the upper reef part. Position of water-oil contact is defined by assumed point of hydrocarbon flowing within critical saddle area to the next trap. Thickness change of pseudocaps from arch to critical saddle is very significant and attains 5-10 multiple values as reflected at trap height and hydrocarbon pool height. Pseudocap might destroy a trap partly or completely if a level of critical saddle lies above the reef top surface. Rocks of true and pseudocaps have a significant similarity and their distinction by screening ability rate is solved by radon indicator method.

Thus, the detection of pseudocap and three-membered structure of trap allows to clarify the inner trap structure, its formation conditions, destroying, volume, oil reserves, methodical procedures of prospecting operations and rational well spacing.

Рис. 2. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИИ ИМР ПО скв. 7 ПАМЯТНАЯ

Рис. 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ИМР ПО скв. 29 ЧЕРНУШИНСКАЯ

Источник

Флюидоупоры и ложные покрышки

Флюидоупоры –это непроницаемые породы, лежащие над коллекторами нефти или газа и препятствующие миграции УВ в верхние горизонты земной коры. Флюидоупоры, которые непосредственно перекрывают залежи УВ, обычно называют покрышками.

Основными факторами, определяющими экранирующие свойства флюидоупоров, являются: проницаемость, литологические особенности, плотность, минеральный состав, характер распространения по площади, толщина и другие. По этим же признакам флюидоупоры и классифицируют.

Наиболее полной классификацией, которая включает основные характеристики коллекторов, является классификация Э.А. Бакирова (таблица).

Таблица. Классификация пород-флюидоупоров

По характеру распространения в ней выделяются региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры. По отношению к этажам нефтегазоносности или нефтегазоносным комплексам выделяются межэтажные и внутриэтажные флюидоупоры. Межэтажные флюидоупоры имеют большую толщину и разделяют или перекрывают этажи нефтегазоносности. Внутриэтажные флюидоупоры имеют меньшую толщину и разделяют продуктивные пласты внутри этажа нефтегазоносности.

По литологическому составу выделяются однородные и неоднородные флюидоупоры. Однородные флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными и галогенными породами. Неоднородные флюидоупоры делятся на неоднородные смешанные и неоднородные расслоенные. Неоднородные смешанные флюидоупоры состоят из пород различного литологического состава, например, песчано-глинистого, глинисто-карбонатного, терригенно-галогенного и другого, которые не имеют четко выраженной слоистости. Неоднородные расслоенные флюидоупоры состоят из чередующихся слоев различных пород. Флюидоупорами являются глины, каменная соль, гипсы, ангидриты и некоторые разновидности карбонатных пород. Наиболее широко распространены глинистые флюидоупоры. Хорошими экранирующими свойствами обладает каменная соль, благодаря своей пластичности.

Таблица. Группы глинистых пород по экранирующим свойствам

Источник

НЕФТЯНЫЕ ЛОВУШКИ

Целью геолого-разведочных работ является прирост запасов углеводородов (УВ) в первую очередь за счёт открытия новых промышленных залежей. Как известно, нефть в недрах земли имеет свойство скапливаться в природных резервуарах, называемых ловушками. Если на ловушку пробурена скважина, и она дала нефть, то такая ловушка образует месторождение, а объёмы нефти внутри такой ловушки называются запасами. Если же ловушка только прогнозируется и ещё не разбурена скважинами, то возможные объёмы нефти внутри неё называются ресурсами. Задачи прогноза ресурсов на структурах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» успешно решаются коллективом отдела прогнозирования нефтегазоносности и проектирования ГРР по Волго-Уральскому региону филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть». За последние 6 лет подтверждаемость ресурсов запасами по фонду структур ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» составила 90 %, успешность поискового бурения – 100 %.

Однако с ростом изученности региона под поисковое бурение готовятся всё более мелкие объекты. Десять лет назад амплитуды подготовленных структур составляли не менее 15–20 метров, а площадь была порядка 2 квадратных километров. В настоящее время сейсморазведка готовит структуры с амплитудой 6–10 метров и площадью менее 1 квадратного километра. Такие малоразмерные ловушки характеризуются высокими рисками в отношении возможности формирования и сохранения залежей УВ. Держать планку высокого качества прогноза ресурсов в регионе становится всё сложнее.

Для повышения достоверности прогноза ресурсов перспективных структур в филиале «ПермНИПИнефть» выполняется научно-исследовательская работа (НИР), посвящённая анализу заполнения ловушек на территории Пермского края. Большая часть ловушек углеводородов нашего региона образована при облекании осадками древних рифогенных сооружений, выступов фундамента или при складкообразовании в процессе тектонических движений. Такие ловушки называются структурными (структурно-тектоническими). При неполном заполнении часть объёма ловушки заполнена пластовой водой. Количественно заполнение ловушки выражается коэффициентом заполнения (Кзап), который рассчитывается как отношение высоты залежи к амплитуде ловушки.

«Мы понимаем, что процессы, влияющие на формирование и сохранение залежей в ловушках, сложны и многообразны, что нет универсальной линейной функции, с помощью которой можно было бы рассчитать коэффициент заполнения каждой ловушки, – говорят исполнители. – Но мы пытаемся найти геологические факторы, доступные уже на поисковом этапе, которые позволили бы отнести ту или иную ловушку к вероятным для полного заполнения или же вероятным для слабого заполнения; выделить ловушки с высокими рисками отсутствия залежей».

Для детального анализа заполнения ловушек специалистами филиала выбран опытный участок, включающий 53 продуктивных поднятия разного генезиса и морфологии, с этажом продуктивности от среднедевонских до среднекаменноугольных отложений.

Составлена база данных, в которой для каждой потенциальной ловушки, как продуктивной, так и «пустой», приведены коэффициенты заполнения ловушки, а также собрана геологическая информация: характеристика ловушек и залежей, коллекторов и покрышек, разрывных нарушений и др. База данных сформирована в ПО Excel, сопровождается наглядной картограммой характера насыщения ловушек и схемами в графических проектах ПО ArcGis.

Анализ особенностей заполнения ловушек ещё не завершён, но уже получены первые результаты, иногда неожиданные. Например, не подтвердилось мнение о том, что основная нефтеносность визейских терригенных пластов сосредоточена под региональной карбонатной визейской покрышкой. На опытном участке основная доля визейских залежей (70 %) сосредоточена под глинистой покрышкой в пласте Тл2-б, при этом большая их часть хорошо заполнена.

Удивил факт, что в основном карбонатном пласте турнейского яруса Т1 только половина поднятий содержит промышленные залежи, при этом полное заполнение ловушек установлено всего на 4 поднятиях. Поиск причин неполного заполнения ловушек пласта Т1 вернул исследователей к понятию ложной покрышки (теория о трёхслойном строении резервуара – Б. Ф. Филиппов, В. Д. Ильин) – низкопроницаемой карбонатной прослойки между кровлей коллектора и подошвой глинистой покрышки радаевского горизонта. Ложная покрышка после формирования залежи может проводить через себя углеводороды, тем самым расформировывая первоначальную залежь. Для 80 % исследованных ловушек их «недозаполнение» находится в прямой зависимости от толщины ложной покрышки.

Интересные результаты получены для приразломных ловушек в визейских пластах. Установлена связь наличия залежей с величиной вертикального смещения по разлому: все поднятия со смещением менее 5 метров и более 20 метров содержат от 2 до 4 залежей, а поднятия со смещением 6–20 метров или непродуктивны, или содержат только одну залежь. По мнению специалистов филиала, эта особенность связана с разностями пород, контактирующих через плоскость нарушения: «коллектор-коллектор» или «коллектор-неколлектор».

Надежда ЛЯДОВА, заместитель генерального директора – директор филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми:

– Работа по изучению заполнения ловушек продолжается. Впереди построение многомерных математических моделей. Прогноз заполнения потенциальных ловушек будет востребован при решении многих научных задач: при подготовке паспортов новых структур и материалов для аудита ресурсов по международным стандартам, при выполнении ТЭО проектов приобретения и количественной оценке пропущенных залежей.

Галина ИЛЬИНЫХ, руководитель группы отдела прогнозирования нефтегазоносности и проектирования геолого­разведочных работ филиала ООО «ЛУКОЙЛ­Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми

Источник