Оценка перспектив нефтеносности малоразмерных структур в условиях высокой изученности территорий : на примере северного окончания Башкирского свода

• Автор: Морошкин, Алексей Николаевич
• Шифр специальности: 25.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Пермь
• Количество страниц: 132 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение
1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
ИССЛЕДУЕМОЙ ТЕРРИТОРИИ
1.1. Краткое описание геологического строения территории
1.2. Краткое описание изученности территории
2. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
2.1. Анализ морфологии перспективных объектов
2.2. Оценка точности структурных построений сейсморазведки
2.3. Анализ подтверждаемости структур глубоким бурением
3. РАЗРАБОТКА ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКИХ
МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОГНОЗА НАЛИЧИЯ ВРЕЗОВ
3.1. Общие сведения о картировании врезов
3.2. Составление комплексной модели учета влияния врезов
4. ПОСТРОЕНИЕ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ЛОКАЛЬНО-ЗОНАЛЬНОГО
ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИИ БАШКИРСКОГО СВОДА
Заключение
Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы. Пермский край является старейшим нефтедобывающим регионом России. Первое месторождение нефти было открыто в 1929 году. По состоянию на 01.01.2012 в Пермском крае было открыто 227 месторождений, в т.ч. 199 нефтяных, 24 газонефтяных и 4 газовых. Из них 157 месторождений находится в разработке.
В 1944 году был добыт первый миллион тонн нефти, а максимальный уровень добычи 23 млн. т был достигнут в 1976 году, с тех пор добыча снижалась. В настоящее время добыча удерживается на уровне около 12 млн. т в год. Основной объем добычи (54 %) дает разработка 11 месторождений, из которых запасы 7 выработаны более чем на 50 %, а 76 % годовой добычи обеспечивают 22 месторождения, на 13 из которых извлечено уже более 50 % запасов.
Нефтегазоносность связана с девонскими, каменноугольными, пермскими отложениями. Доля карбонатных и терригенных коллекторов составляет 42 % к 58 %. Активные запасы нефти составляют 16 %, а трудноизвлекаемые - 84 %. Основная доля трудноизвлекаемых запасов связана с алевролитами и с малопроницаемыми карбонатными породами.
Разведанность начальных сырьевых ресурсов (НСР) нефти составляет 72 % (это несколько ниже, чем на сопредельной территории Республики Башкортостан, где разведанность 86 %, и Татарстан - 93 %). Освоенность НСР достигает 38 %. Максимальная величина НСР приурочена к Пермскому и Башкирскому сводам.
Неразведанная часть ресурсов нефти (С АД) составляет 24 % от НСР. Наиболее высока плотность неразведанных ресурсов в пределах Соликамской депрессии, Бымско-Кунгурской, Висимской и Верхнекамской впадин, на Башкирском своде.
По состоянию на 01.01.2012 в фондах выявленных и подготовленных структур на территории Пермского края находится более 250 поднятий. Почти все они являются малоразмерными и до последнего времени не представляли
практического интереса. Фонд крупных и средних структур, вводимых в нефтепоисковое бурение, полностью исчерпан и одним из путей поддержания на высоком уровне сырьевой базы региона является ввод в бурение малоразмерных поднятий. Однако, из-за их малых размеров и сравнительно небольших ресурсов нефти на таких объектах, как правило, можно пробурить только одну поисковую скважину, т.к. бурение нескольких скважин будет экономически невыгодным. А учитывая затраты на лицензионную деятельность и обустройство открытых месторождений, заставляет серьезно задуматься и подходить к выбору перспективных объектов для постановки поискового бурения еще более тщательно.
На территории Пермского края в разрезе осадочного чехла установлено семь нефтегазоносных комплексов (НТК), доминирующим является нижне-средневизейский НТК, доля которого в добыче нефти составляет 67 %, При этом большая часть добычи приходится на активные запасы. В основном это песчаники визейской терригенной толщи (ВТТ). Начальные сырьевые ресурсы (НСР) на Башкирском своде (БС) составляют 25 % от всех НСР края, а их разведанность достигла 66 %. Тем не менее, БС остается одним из основных регионов добычи нефти в крае. Задача по поддержанию высокого уровня добычи при 100 % ее компенсации приростом запасов заставляет искать новые пути и технологии для ее решения.
Одним из таких путей является оценка качества подготовки структур с учетом влияния визейских врезов. Последние, как известно, в значительной степени контролируют нефтеносность. Представляет интерес определить их влияние на локальные объекты на основе количественных статистических оценок.
Целью работы является научное обоснование и оценка перспектив нефтеносности малоразмерных локальных объектов в условиях высокой изученности территории.

20 может дать абсолютные отметки отражающего горизонта IIх в интервале от минус 1246,2 до минус 1215,8 м.
Проанализируем, имеются ли какие либо статистические связи погрешности структурных построений с плотностью сейсмопрофилирования 20. Для изучения зависимости Д40 от ПлПР была построена схема плотности сейсмопрофилирования 20. Для ее построения использованы профили, отработанные с 1976 по 2012 годы. Плотность рассчитывалась по сетке с размером ячейки 5*5 км. Анализ схемы показал, что восточная часть площади охвачена сейсморазведкой 20 весьма неравномерно, плотность сейсмопрофилирования изменяется от 0,02 до 8,5 км/км2. Минимальные значения плотности наблюдаются в районе Самойловского месторождения, а максимальные - в районе Трушниковского, Чикулаевского, Кряжевского и северного купола Павловского месторождений.
На рис. 2.9 приведено корреляционное поле между абсолютными величинами погрешности сейсмических построений и плотностью сейсмопрофилирования.
Из рисунка видно, что при увеличении ПлПР от 1,9 до 7,1 км/км2 разброс ошибок уменьшается от 23 до 12 м, то есть повышение плотности профилирования в благоприятной сейсмогеологической зоне позволяет готовить к поисковому бурению более мелкие объекты.
Дополнительно исследуем влияние качества прослеживаемости отражений (рис. 2.10) на величину ошибки сейсморазведки 20 в пределах благоприятной сейсмогеологической зоны Павловской площади.
На рис. 2.11 приведено корреляционное поле между абсолютными величинами погрешности сейсмических построений и прослеживаемостью отражений. Рисунок демонстрирует, что при увеличении прослеживаемое™ от 50 до 90 % разброс ошибок уменьшается от 23 до 8 м, то есть повышение качества сейсмического материала в благоприятной сейсмогеологической зоне позволяет готовить к поисковому бурению более мелкие объекты.