Основы геологии

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Нефтегеологическое районирование

НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ (а. oil geological zoning; н. erdolgeologische Rayonierung; ф. zonation petroleogeologique; и. division en regiones de geologia petrolera) -- последовательное деление крупного геологического объекта (например, осадочной оболочки Земли, геологических регионов и др.) на соподчинённые части, характеризующиеся всё более высокой степенью однородности нефтегазогеологических характеристик. Основано на установленных закономерностях пространственного размещения нефтяных и газовых месторождений, условий их образования и сохранения; проводится в результате комплексного исследования осадочной оболочки Земли.

Основные цели нефтегеологического районирования: выделение собственно нефтегазоносных объектов разного ранга, потенциально или возможно нефтегазоносных и бесперспективных для поисков нефти и газа; сравнительная дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемых объектов для выбора оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ. Разработкой принципов нефтегеологического районирования занимались советские геологи А. А. Бакиров, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, И. В. Высоцкий, Г. Х. Дикенштейн, Н. А. Ерёменко, С. П. Максимов, В. Б. Оленин, Г. Е. Рябухин, А. А. Трофимук, Н. Ю. Успенская, В. Е. Хаин и др., зарубежные -- Э. Г. Вудроф, Ч. Шухерт, Э. Р. Лилли, А. Леворсен, М. Хэлбути, Р. Кинг, А. Бейли, Т. Томпсон, Х. Клемме и др. Нефтегеологическое районирование проводится по разным принципам, что отражает неоднозначность взглядов различных исследователей на генетические аспекты, механизм образования скоплений нефти и газа и другие вопросы нефтяной геологии. Наибольшие разногласия вызывают принципы выделения наиболее крупных элементов районирования. В научной литературе встречается два параллельных ряда элементов нефтегеологического районирования; система нефтегазоносных бассейнов -- нефтегазоносный бассейн (НГБ) -- нефтегазоносный регион -- ареал нефтегазонакопления -- нефтегазонакопления зона -- месторождение -- залежь; пояс нефтегазонакопления -- нефтегазоносная провинция (НГП) -- нефтегазоносная область -- нефтегазоносный район -- нефтегазонакопления зона -- месторождение -- залежь. Ведущим принципом выделения НГП (областей) является их современное геотектоническое положение и геоструктурные особенности, определившие сходные черты геологического строения и единство условий нефтегазонакопления. Нефтегеологическое районирование в этом случае проводится на геоструктурной основе; элементы районирования включают объекты со сходными условиями нефтегазонакопления, а выделение их связано с выделением структурных элементов разного ранга.

районирование геологический нефть месторождение

2. Нефтегазоносные бассейны Казахстана

Нефтегазоносные бассейны Казахстана -- согласно схеме нефтегеологического районирования по А. А. Бакирова, на территории Казахстана расположены 5 выявленных и перспективных нефтегазоносных провинций. В выявленных провинциях к настоящему времени открыто более 200 нефтяных, газовых, нефтегазовых и конденсатных месторождений.

Из них гиганты -- это Кашаган, Тенгиз, Карашыганак.

К нефтегазовым перспективным структурам Казахстана относится Жамбай Южный морской, Курмангазы, Каламкас-море и т. д.

Казахстан делится на 5 нефтегазоносные провинции:

1. Прикаспийская НГП -- находится в западной части страны, за горами Мугоджары. Провинция относится к платформенному типу палеозойский чехол и протерозойский фундамент.

Основная статья: Прикаспийская НГП

· Южно-Эмбинская

· Северо-Эмбинская

· Восточнобортовая

· Северобортовая

· Западно-Прикаспийская

· Северо-Каспийская

· Средне-Прикаспийская

· Северо-Каспийский шельф

2. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция -- находится в северной и северо-восточной части Казахстана выше Кокшетауских гор. Провинция относится платформенному типу мезозойский чехол и палеозойский фундамент.

Основная статья: Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

· Северо-Казахстанская

· Иртышская

3. Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП -- находится в юго-западной части Казахстана, на полуострове Мангистау и протягивается по Кавказу и до Черного моря. Провинция относится платформенному типу мезозойский чехол и палеозойский фундамент.

· Южно-Мангистауская

4. Туранская НГП -- протягивается с севера на юг, от Российской границы до Узбекистанской границы, между Мугоджар и Казахским мелкосопочником. Провинция относится платформенному типу мезозойский чехол и палеозойский фундамент.

Основная статья: Туранская НГП

· Южно-Тургайская

· Северо-Устюртская

· Северо-Бузашинская

· Сырдарьинская

· Северо-Тургайская

· Аральская

5. Тянь-Шань-Памирская НГП -- находится в восточной части Казахстана за Тургайским прогибом, многие области находятся между горами и до гор. Провинция относится геосинклинального типу разные чехлов и фундаментов.

Основная статья: Тянь-Шань-Памирская НГП

· Чу-Сарысуйская

· Тенизская

· Балхашская

· Илийская

· Алакольская

· Зайсанская

1. Общие положения

a. Настоящая классификация определяет единые для Российской Федерации принципы подсчета, оценки и государственного учета запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов * (в дальнейшем именуемых «газами») в недрах по степени их изученности и экономическому значению, а также условия предоставления запасов месторождений для добычи.

b. Запасы подсчитываются и учитываются, а перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются всеми недропользователями раздельно по нефти и растворенному газу, свободному газу, газу газовых шапок и конденсату.

Запасы и перспективные ресурсы определяются раздельно по залежам и месторождению в целом на основании результатов геолого-разведочных и эксплуатационных работ, выполненных в процессе их изучения и промышленного освоения.

Прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата оцениваются в целом по нефтегазоносным провинциям, акваториям, областям и районам на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований.

c. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов подсчитываются по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке.

d. На месторождениях в запасах нефти, газа и конденсата подлежат обязательному подсчету и учету содержащиеся в них компоненты (этан, пропан, бутан, сера, гелий, металлы), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

e. Качество нефти, газа и конденсата изучается в соответствии с требованиями государственных отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

f. Подсчет и учет запасов месторождений, а также оценка перспективных и прогнозных ресурсов нефти, конденсата, этана, пропана, бутана, серы и металлов производятся в единицах массы, а газа и гелия в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20°С).

g. При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод,содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геолого-разведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

2. Группы месторождений по сложности геологического строения и величине запасов

a. Месторождения (залежи) нефти и газа по сложности их геологического строения подразделяются на следующие группы:

i. 1-я группа. Месторождения (залежи) простого внутреннего строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами; продуктивные нефте- или газонасыщенные пласты представлены коллекторами порового типа и характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.

ii. 2-я группа. Месторождения (залежи) сложного строения; продуктивные нефте- или газонасыщенные, в отдельных случаях с нефтяной оторочкой пласты представлены коллекторами в основном порового типа и характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений.

iii. 3-я группа. Месторождения (залежи) очень сложного строения, характеризующиеся варьирующими по площади ВНК и ГНК, наличием или литологических замещений, или тектонических нарушений, или очень изменчивых толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных в основном коллекторами с вторичной пустотностью.

iv. При отнесении месторождений (залежей) к той или иной группе сложности геологического строения могут использоваться количественные критерии показателей неоднородности продуктивных пластов.

b. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа подразделяются на:

i. уникальные -- более 300 млн т нефти или 500 млрд мі газа;

ii. очень крупные -- от 100 до 300 млн т нефти или от 100 до 500 млрд мі газа;

iii. крупные -- от 30 до 100 млн т нефти или от 30 до 100 млрд мі газа;

iv. средние -- от 10 до 30 млн т нефти или от 10 до 30 млрд мі газа;

v. мелкие -- от 1 до 10 млн т нефти или от 1 до 10 млрд мі газа;

vi. очень мелкие -- менее 1 млн т нефти или менее 1 млрд мі газа.

3. Группы месторождений по степени их изученности

a. Месторождения (залежи) нефти и газа по степени изученности подразделяются на:

i. разрабатываемые;

ii. разведанные (подготовленные для промышленного освоения);

iii. предварительно оцененные.

b. К разрабатываемым относятся месторождения (залежи) нефти и газа, полностью или частично разбуренные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с технологической схемой или проектом промышленной (для газа -- опытно-промышленной) разработки. Детальность изучения залежей обеспечивает полное определение количественных и качественных характеристик, а также продуктивности выявленных пластов и позволяет квалифицировать запасы разбуренных участков месторождения по категориям А или В (для очень мелких месторождений -- С2).

c. К разведанным относятся месторождения (залежи), добывные возможности которых, запасы, качество нефти, газа, газового конденсата и содержащихся в них компонентов, гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки изучены в процессе разведочных работ с полнотой, достаточной для достоверного технико-экономического обоснования решения о порядке и условиях их вовлечения в промышленное освоение, а также о проектировании на их базе добывающего предприятия (промысла).

Разведанные месторождения (залежи) по степени изученности должны удовлетворять следующим требованиям:

i. установлены площадь, структура (модель ловушки), строение месторождения и закономерности изменения количественных и качественных характеристик продуктивных пластов (залежей) в его разрезе и плане;

ii. число и положение нефтяных и газовых залежей в структуре месторождения, высотное положение контактов (ГНК, ВНК, ГВК) надежно установлены опробованием и геофизическими методами, достоверность которых доказана для условий рассматриваемого месторождения;

iii. подсчетные параметры определены с применением современных методик по данным адекватного для района комплекса ГИС, обеспеченного надежной петрофизической основой;

iv. состав и технологические свойства нефти, газа, конденсата и содержащиеся в них компоненты, имеющие промышленное значение, изучены в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных для проектирования их добычи и переработки;

v. гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия обеспечивают получение количественных данных для обустройства промысла;

vi. основные параметры залежей -- продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность -- изучены с детальностью, обеспечивающей составление технологической схемы разработки месторождения;

vii. достоверность данных о добывных возможностях (промысловых характеристиках) залежей подтверждена (на месторождениях 2-й и 3-й групп сложности) данными пробной или опытно-промышленной эксплуатации;

viii. параметры для подсчета геологических запасов (минимальная эффективная толщина пластов, минимальные пористость и проницаемость коллекторов, коэффициенты извлечения нефти, конденсата и др.) установлены на основании подтвержденных государственной экспертизой повариантных технико-экономических расчетов, позволяющих определить масштабы и промышленную значимость месторождения с необходимой степенью достоверности;

ix. детальность изучения геологического строения месторождения (залежи) обеспечивает возможность квалификации не менее 80% его запасов по категории С1 **;

x. рассмотрено возможное влияние разработки месторождения на окружающую среду и даны рекомендации по предотвращению или снижению прогнозируемого уровня отрицательных экологических последствий.

d. К предварительно оцененным относятся месторождения (залежи), запасы и добывные возможности которых, качество нефти и газа, гидрогеологические, геокриологические, экономические, экологические и другие условия разработки изучены в степени, позволяющей обосновать целесообразность дальнейшей их разведки и разработки с использованием аналогий с другими разрабатываемыми или разведанными объектами в данном районе или более изученными залежами данного месторождения.

Запасы таких месторождений (залежей) по степени изученности квалифицируются главным образом по категории С2 и служат основанием для проектирования на их базе дальнейших разведочных работ и частично опытно-промышленной разработки.

4. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа

a. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени их достоверности и изученности подразделяются на категории А, В, С1 и С2.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные -- категория Д0 и прогнозные -- категории Д1 и Д2.

b. Категория А -- запасы разрабатываемой (дренируемые запасы) залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

Запасы категории А выделяются на месторождениях 1-й группы сложности и подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти или газа.

c. Категория В -- запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

d. Категория С1 -- запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Вещественный состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну, результатам опробования и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

e. Категория С2 -- запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

i. в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

ii. в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геолого-разведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегаюшие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

f. Категория Д0 -- перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных с помощью проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2.

g. Категория Д1 -- прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

h. Категория Д2 -- прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.

Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

i. Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.

5. Группы запасов нефти и газа по их экономическому значению

a. При оценке месторождений нефти, газа и конденсата подсчитываются и учитываются как все запасы, находящиеся в недрах (геологические запасы), так и та их часть, которая может быть извлечена из недр при современном уровне техники и технологии добычи (извлекаемые запасы).

b. Извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них попутных полезных компонентов по их промышленно-экономическому значению подразделяются на две основные группы:

i. экономические (рентабельные);

ii. потенциально экономические.

Экономические (рентабельные) извлекаемые запасы -- это та часть запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при существующей системе налогообложения и уровне цен на дату подсчета при использовании современной техники и технологии добычи, транспортировки и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды.

Потенциально экономические извлекаемые запасы -- это та часть запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки не обеспечивает экономически приемлемую эффективность их добычи в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых становится экономически возможным (рентабельным) при предоставлении недропользователю со стороны государства в установленном законодательством порядке специальной поддержки в виде налоговых льгот, субсидий и т.п.

c. Количество извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата устанавливается на основе подтвержденных государственной экспертизой специальных повариантных технологических и технико-экономических расчетов, обосновывающих соответствующие коэффициенты извлечения.

* Природные углеводородные газы, включающие свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти.

** Для очень крупных и уникальных по величине запасов месторождений рациональное соотношение запасов категорий С1 и С2 в целом по месторождению определяется недропользователем, за исключением участков первоочередного промышленного освоения, изученность которых должна отвечать требованиям п. 3.3.

3. Газовый метод поисков залежей нефти и газа

3. Этапы и стадии геологоразведочных работ

Геологоразведочные работы на нефть и газ подразделяются на три этапа - региональный, поисковый и разведочный. На каждом из них выделяется по две стадии. В пределах одной территории возможно совмещение во времени различных этапов и стадий.

РЕГИОНАЛЬНЫЙ ЭТАП

На этом этапе проводятся региональные геолого-геофизические работы. В соответствии с задачами региональный этап разделяется на две стадии: прогнозирования нефтегазоносности и оценки зон нефтегазонакопления.

Стадия прогнозирования нефтегазоносности

Основным объектом исследований на этой стадии служат нефтегазоносные провинции и их части.

В процессе исследований решаются следующие задачи:

- выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов;

- выявление фациальных зон, определение основных этапов геотектонического развития; тектоническое районирование;

- выделение нефтегазоперспективных комплексов и зон; нефтегазогеологическое районирование;

- качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности;

- выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.

Для решения перечисленных задач комплексом региональных задач на этой стадии предусматривается:

- дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок регионального и локального уровней генерализации; геологическая, структурно-морфологическая, геохимическая, гидрогеологическая мелкомасштабные съемки и другие исследования;

- аэромагнитная, гравиметрическая съемки масштабов 1:1 000 000, 1:200000; электроразведка в различных модификациях;

- сейсморазведочные работы ГСЗ, КМПВ, МОГТ по системе опорных профильных пересечений;

- бурение опорных и параметрических скважин в узлах опорных профильных пересечений в различных структурно-фациальных условиях.

Стадия оценки зон нефтегазонакопления

На этой стадии основными объектами исследования являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления, в пределах которых решаются следующие задачи:

- выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами; установление основных закономерностей распространения и изменения свойств пород-коллекторов продуктивных горизонтов и пластов, а также и флюидоупоров; уточнение нефтегазогеологического районирования;

- выделение наиболее крупных ловушек;

- количественная оценка перспектив нефтегазоносности;

- выбор площадей и установление очередности проведения на них поисковых работ.

Типовой комплекс работ на этой стадии аналогичен рассмотренному выше. Но выполняется по более плотной сети наблюдений с укрупнением масштабов исследований до 1:50 000. Значительная роль отводится сейсморазведке, специальным исследованиям по прогнозированию геологического разреза и оконтуриванию аномалий типа залежь (АТЗ), а также бурению параметрических скважин.

ПОИСКОВЫЙ ЭТАП

Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа.

Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

На этой стадии создается фонд перспективных локальных объектов и оцениваются их ресурсы для выбора и определения очередности их ввода в глубокое бурение.

Стадия подразделяется на подстадии: выявление объектов; подготовка к поисковому бурению.

На подстадии выявления объектов работы ведутся на отдельных площадях в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления с целью:

- выявления условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;

- выделения перспективных ловушек;

- количественной оценки ресурсов в выявленных ловушках;

- выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению.

Типовой комплекс на этой подстадии включает:

- дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок локального и детального уровней генерализации;

- структурно-геологическую и структурно-геоморфологическую съемки масштабов 1:100 000 и 1:50 000;

- гравиразведку, магниторазведку и электроразведку различных модификаций в тех же масштабах;

- сейсморазведку;

- специализированные работы и исследования по прогнозированию геологического разреза и прямым поискам для выявления объектов - АТЗ.

По этим материалам составляются геологические профили, временные, сейсмогеологические, геоэлектрические и другие разрезы; геолого-геофизические разрезы скважин с выделением продуктивных, маркирующих и опорных горизонтов; структурные схемы по целевым горизонтам с выделением первоочередных объектов для постановки детальных работ; информационная карта по учету выявленных нефтегазоперспективных структур и АТЗ.

Выявленные ловушки служат объектами работ на подстадии подготовки объектов для поискового бурения, проводимых с целью:

- детализации выявленных перспективных ловушек, позволяющей прогнозировать пространственное положение предполагаемых залежей;

- выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах;

- оценки ресурсов на объектах, подготовленных для глубокого бурения;

- выбора объектов и определения очередности их ввода в поисковое бурение.

Для подготовки объектов к поисковому бурению типовой комплекс включает:

- детальную сейсморазведку в масштабах 1:50 000 и 1:25 000 с бурением параметрических скважин до первой жесткой границы;

- детальную электроразведку, высокоточную гравиразведку в тех же масштабах;

- специализированные работы и исследования по прогнозированию геологического разреза и прямым поискам для подготовки АТЗ;

- структурное бурение;

- в исключительных случаях - бурение глубоких параметрических скважин.

На основе этих исследований составляются структурные карты по изученным целевым горизонтам в масштабе съемки с нанесением на них рекомендуемых точек заложения скважин; карты АТЗ, совмещенные со структурными картами по продуктивным или близким к ним горизонтам с указанием значений параметров АТЗ, нанесением контуров предполагаемых залежей и рекомендуемых точек заложения скважин; вертикальные разрезы объектов АТЗ с выделением предполагаемых залежей; прогнозные геолого-геофизические разрезы, характеризующие литологический состав и толщины отложений; схемы распространения параметров, использованных для оценки ресурсов.

Стадия поиска месторождений (залежей)

Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. В соответствии с «Инструкцией по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефтии горючих газов» основанием для постановки поискового бурения служит наличие подготовленной к нему структуры (ловушки) и подсчитанных перспективных ресурсов категории Сз.

Поисковое бурение может проводиться на разведанных и даже разрабатываемых месторождениях с целью поиска залежей в не вскрытых ранее горизонтах и пластах, продуктивных на других месторождениях.

Задачи на этой стадии сводятся к:

- выявлению в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа;

- определению геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов;

- выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей;

- выбору объектов для проведения детализационных и оценочных буровых работ.

Типовым комплексом на стадии поиска месторождений (залежей) предусматриваются:

- бурение, опробование и испытание поисковых скважин;

- геохимические, гидрогеологические и гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения, опробования и испытания;

- геофизические исследования скважин;

- отбор керна, шлама, проб воды, нефти, газа и их лабораторное изучение;

- детализационная скважинная и наземная (морская) сейсморазведка;

- специализированные работы и исследования по прогнозироованию геологического разреза и положения контуров залежей.

Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта. Однако в районах с развитой добычей нефти и газа, а также на некрупных объектах на поисковом этапе наряду с задачами поиска могут совместно решаться задачи стадии оценки месторождений (залежей) следующего, разведочного, этапа.

РАЗВЕДОЧНЫЙ ЭТАП

Этот этап подразделяется на две стадии: оценки месторождений (залежей) и подготовки их к разработке.

Стадия оценки месторождений (залежей)

Объектами работ на этой стадии служат открытые месторождения и выявленные залежи. В процессе проведения работ решаются следующие задачи:

- установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости;

- определение фазового состояния УВ залежей;

- изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;

- установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик;

- установление типа залежей;

- определение эффективных толщин, значений пустотности, нефтегазонасыщенности отложений;

- установление коэффициентов продуктивности скважин;

- подсчет запасов;

- разделение месторождений (залежей) на промышленные и непромышленные;

- выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке.

Решение этих задач должен обеспечить следующий комплекс работ:

- бурение, опробование и испытание разведочных скважин с применением с применением методов интенсификации притоков;

- геохимические, гидрогеологические и гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессебурения, опробования и испытания;

- геофизические исследования скважин;

- отбор керна, шлама, проб воды, нефти, газа и их лабораторное изучение;

- детализационная скважинная и наземная (морская) сейсморазведка;

- опытно-промышленная эксплуатация скважин (в районах с развитой добычей при наличии транспорта).

Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке

На этой стадии объектами работ служат месторождения и залежи, имеющие промышленное значение. Типовой комплекс включает те же работы, что и на предыдущей стадии, а также повторную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам и проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади (сейсморазведка, структурное бурение) и в скважинах (ВСП, СК, электроразведка и т. д.). В ряде случаев предусматривается бурение опережающих добывающих скважин, задачей которых является изучение добывных возможностей залежей и эффективности применения различных систем и технологий воздействия на залежь.

Таким образом, на разведочном этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке. Производятся определение, геометризация и оценка достоверности значений геолого-промысловых и подсчетных параметров с целью подготовки исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти и проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Разведочный этап завершается подсчетом запасов нефти и газа по категориям С1 и частично С2 и оценкой экономической эффективности проведенных работ.

6. Прикаспийская впадина (прикаспийская нефтегазоносная провинция НГП), включает в себя нефтегазоносные месторождения с весьма разнообразными петрофизическими характеристиками. На основе анализа которых разработаем таблицы сравнительных характеристик месторождений, разбитых на два типа по литологическому составу: карбонатные и терригенные. Так же на основе данного анализа рассмотренно геологическое строение условий залегания петрофизеческих характеристик продуктивных горизонтов нефтегазоносных месторождений Прикаспийской впадины, с предложением классификации данных месторождений по типу коллекторов и положению залежей относительно солянокупольных структур.

Распространение углеводородного сырья в Прикаспийской впадине связано с позднепалеозойским комплексом, в основном, с карбонатными породами девонского и каменноугольного возрастов. Прикаспийская впадина имеет суммарную мощность осадочных отложений в ее центральной части 20-22 км. В пермское, в основном, в кунгурское время, накоплена мощная до 7-9 км толща соленосных отложений, что привело к интенсивному развитию соляной тектоники и образованию соляных куполов в последующие эпохи. Изучение структуры соленосной толщи важно для познания геологического строения впадины и решения задач, связанных с поисковыми работами и добычей нефти и газа. Нефтегазовмещающими породами-коллекторами в надсолевом разрезе являются терригенные (песчано-алевритовые) породы с хорошими коллекторскими свойствами. Надсолевой структурный этаж имеет свыше 1300 солянокупольных поднятий, каждое из которых является потенциальной ловушкой и нефти и газа. В надсолевом комплексе основная нефтегазоносность связана с триасовыми, юрскими и нижнемеловыми отложениями. Структурные ловушки надсолевых залежей углеводородов сформированы солянокупольной тектоникой. На многих куполах впадины выделяются центральные (осевые) своды соли, ограниченные, так называемыми, первыми уступами, амплитуды которых измеряются первыми сотнями метров. Далее соль выполаживается, а затем круто погружается в глубокие межкупольные мульды. Амплитуды вторых уступов измеряются километрами. Нефтяные залежи не часто формируются непосредственно над центральными сводами поднятий соли, так как в надсолевых отложениях обычно образуются грабены, разрушающие слои-покрышки [1].

Однако известны надсводовые залежи месторождений (рисунок) Шубаркудуук, Орыкказган, Восточный Молдабек, Кенкияк, в которых над глубокопогруженными, мало-амплитудными поднятиями соли разрывная тектоника развита слабо, что способствует сохранению залежей нефти. К таким месторождениям относятся: Прорва Центральная и Восточная, Боранколь, Актобе, Королевская и др. Наиболее распространены месторождения, приуроченные к крыльям солянокупольных структур, где залежи экранируются сбросами: Акжар, Каратобе Южное, Макат и др. (рисунок), или первыми уступами соли: Мунайлы, Кульсары.

Антиклинальные складки иногда образуются над соляными карнизами. В таких условиях сформировалось крупное месторождение Котыртас Северный, Чингиз. Роль надежного экрана нефтяных структур может играть второй крутой уступ соли. Однако залежей нефти в подобных условиях выявлено мало (Кенкияк, Доссор). Имеются перспективы наращивания запасов надсолевой нефти с ловушками под соляными карнизами (рисунок). Такие месторождения известны лишь на нескольких куполах (Новобогатинское, Доссор Юго-Западный, Каратобе Южное). Изучение структуры кровли соли позволяет выявлять и определять форму соляных куполов, детально изучать их строение, оконтуривать и трассировать сводовые части кровли и крутые уступы соли, определять их амплитуды, выявлять соляные карнизы, прослеживать разрывные нарушения надсолевых отложений, обусловленные соляной тектоникой. Для этих целей используется гравиразведка и сейсморазведки, так как соль обладает пониженной плотностью и повышенной скоростью распространения упругих колебаний. Наиболее сложным этапом геофизических работ является интерпретация полей из-за сложной морфологии соляных тел, изменчивостью петрофизического разреза и сложностью геологических задач [3].

Большинство солянокупольных поднятий имеет форму куполовидных поднятий и брахиантиклиналей. Как правило, в своде они имеют центральный грабен, имеющий простирание синхронное простиранию соляного ядра. Центральный грабен ограничен с обоих сторон основными разрывными нарушениями-сбросами, радиально к которым под разными углами примыкают второстепенные разрывы, разделяющие отдельные крылья на более мелкие поля и блоки [4].

Ведущим типом залежей соляно-купольных поднятий является пластовая тектонически экранированная залежь, ограниченная в своей головной (приграбеновой) части основным тектоническим нарушением центрального грабена (Сагиз). Значительно меньшее распространение имеют пластовые сводовые, стратиграфически и литологически экранированные склоном соляного ядра залежи (Шубаркудук, Кокжеде). В триасовых отложениях выявлены подкарнизные залежи (пластовые экранированные солью карниза) (Каратобе Южное) (табл. 1).

Надсолевой литологический комплекс сложен в основном терригенными песчано-глинистыми отложениями с подчиненным присутствием карбонатных пород в верхней юре и верхнем мелу. В надсолевых отложениях открыто несколько десятков, в основном, нефтяных месторождений, в меньшем количестве - газонефтяных и газовых (Каратобе Южное, Шубаркудук, Кокжеде, Копа, Сагиз) (табл. 1).

Нефть (в %) Каратобе Южное - легкая, мелкосернистая (0,32), парафинистая (5,4), высокомаслянистая (18,28). Нефть месторождения Шубартубек содержит серу (0,6), парафин (1,5), смолы и асфальтиты (53,1). На месторождении Кокжеде нефть тяжелее, сернистые (0,25-1,9) и парафинистые (0,6-2,43). Нефть юрских и меловых отложений месторождения Копа малосернистая, смолистые (8,75) и парафинистые (3,14). Нефтегазоносное месторождение Сагиз имеет довольно разнообразный состав попутного газа: метана (74,5-91,4 %), этана (7,2-15,7 %), пропана (0,04-0,3 %), изобутона (0,04-0,3 %), н-бутана (0,04-0,3 %), азота и редких (0,016-0,043 %), углекислого газа (0,3-0,88 %). Нефть малопарафинистая (0,33-1,1 %), малосмолистая (10,2 %) с содержанием серы 0,09-2,2 %.

К важнейшим особенностям нефтегазоносными комплексами надсолевого этажа относится также отсутствие в нем региональных и контроль нефтегазоносности зональных и локальных покрышек, представленных в основном глинистыми породами. В пределах надсолевого мегакомплекса юго-восточной части Прикаспийской впадины в основном выделяются верхнепермско-триасовой и юрско-меловой нефтегазоносные комплексы. Триасовые и верхнепермские коллекторы обладают удовлетворительными емкостными и фильтрационными свойствами [5].

В верхнепермско-триасовом комплексе открыты месторождения Копа, Макат, Сагиз, Кулсары и др. Самые высокоемкие и высокопроницаемые коллекторы - это песчаные пласты средней юры и мела. С юрско-меловым комплексом связана основная промышленная нефтегазоносность надсолевого комплекса. Так же в надсолевых толщах вскрыты месторождение Кокжеде (нижнетриасовых отложений и средней юры). Пористость коллекторов нефтегазонасыщенного комплекса составляет от 13 до 32.7 %.

Промышленная нефтегазоносностью в верхнепермских, а также верхнемеловых и палеогеновых отложениии месторождений Кенкияк и Каратюбе с миграцией нефти из нижележащих регионально нефтегазоносных комплексов.

Месторождения, расположенные севернее реки Эмбы (Дос-сор, Макат, Сагыз, Байчунас, Кошкар и др.), содержат масляные нефти [1]. Они бессернистые, имеют низкое содержание парафина, смол, почти не содержат бензиновой фракции, но отличаются высоким содержанием высококачественных смазочных масел (особенно нижнемеловые). Основным типом месторождений надсолевого этажа являются месторождения солянокупольных поднятий, сложно построенные и разбитые многочисленными разрывными тектоническими нарушениями (сбросами) на отдельные крылья, поля и блоки, распределение нефтегазоносности в пределах которых также чрезвычайно сложное (Каратобе Южное, Шубаркудук, Кокжеде, Копа, Сагиз) (табл. 1).

Типы залежей УВ в надсолевых отложениях: 1) Надсолевый, 2) Надсолевые на глубокопогруженных куполах, 3) Экранироваемые сбросом центрального грабена, 4) Экранируемые склоном соли (первый уступ, 5) Надкарнизные., 6) Контролируемые вторым уступом соли Доссор, 7) Подкарнизные

4. В каких случаях месторождения нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения

· ПОДГОТОВЛЕННОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЙ полезных ископаемых (а. degree of reсоnnaissance of deposits; н. Felderkundungsgrad; ф. etat de соnnaissance des gisements; и. grado de соnocimiento de yacimientos) -- степень изученности разведанных месторождений полезных ископаемых, необходимая для их промышленного освоения. Для месторождений твёрдых полезных ископаемых и подземных вод определяется в зависимости от сложности их геологического строения (для месторождений подземных вод -- сложности гидрогеологических условий), а также экономических факторов -- затрат средств и времени, требуемых на производство геологоразведочных (разведочных гидрогеологических) работ. По совокупности геологических и экономических факторов месторождения (или участков крупных месторождений -- объекты самостоятельного промышленного освоения) подразделяются на группы (4 -- для месторождений твёрдых полезных ископаемых, 3 -- подземных вод), для которых установлены различные нормативные соотношения категорий утверждённых балансовых запасов полезных ископаемых, используемых при проектировании предприятий по добыче твёрдых полезных ископаемых и водозаборов, намечаемых к строительству для удовлетворения первоочередной потребности в воде. Основаниями для отнесения месторождений (или их участков) к той или иной группе служат пространственная выдержанность тел полезных ископаемых, качество полезных ископаемых и распределение ценных компонентов, нарушенность залегания тел полезных ископаемых и сложность горно-геологических условий их разработки; для месторождений подземных вод -- сложность гидрогеологических, гидрохимических и геотермических условий.

· Разведанные месторождения (или их участки) считаются подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий: балансовые запасы основных и совместно с ними залегающих твёрдых полезных ископаемых (или подземных вод), а также содержащихся в них ценных компонентов утверждены Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров CCCP (ГКЗ CCCP) или территориальными комиссиями по запасам полезных ископаемых Министерства геологии CCCP (ТКЗ); соотношение различных категорий утверждённых балансовых запасов твёрдых полезных ископаемых (или подземных вод), используемых при проектировании горнодобывающего предприятия или его реконструкции, соответствует нормам для данной группы месторождений; возможность промышленного освоения вновь разведанного месторождения (или участка) при несоблюдении нормативного соотношения категорий запасов (за счёт снижения доли запасов категорий А и В) устанавливается ГКЗ CCCP (ТКЗ) при утверждении запасов; вещественный состав и технологические свойства твёрдых полезных ископаемых изучены с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных, достаточных для проектирования технологической схемы его переработки с комплексным извлечением содержащихся в нём компонентов, имеющих промышленное значение; гидрогеологические, инженерно-геологические, геокриологические, горно-геологические и другие природные условия изучены с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных, необходимых для составления проекта разработки месторождения (или его участка); участки и горизонты месторождения, намеченные к первоочередной отработке и характерные для всего месторождения по особенностям его геологического строения, качеству полезных ископаемых и горно-геологическим условиям, разведаны наиболее детально; запасы попутных полезных ископаемых изучены и оценены в степени, достаточной для определения их количества и возможного направления народно-хозяйственного использования; изучена возможность промышленного использования отходов, получаемых при рекомендуемой технологической схеме переработки минерального сырья; дана оценка возможных источников хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающих потребность будущих предприятий по добыче полезных ископаемых и переработке минерального сырья.

· На месторождениях подземных вод качество вод и возможное его изменение в процессе эксплуатации должны быть изучены по всем показателям в соответствии с требованиями целевого использования их в народном хозяйстве; технологические свойства промышленных и теплоэнергетических вод выявлены с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных, достаточных для проектирования технологической схемы переработки вод с комплексным извлечением из них компонентов, имеющих промышленное значение; условия эксплуатации подземных вод определены с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных, необходимых для составления проекта разработки месторождения (или участка).

· Подготовленность месторождений нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их изученности, независимо от размера и сложности геологического строения. Разведанные месторождения (залежи) нефти и газа или их части считаются подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ CCCP; дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата; утверждённые извлекаемые запасы нефти, конденсата и балансовые запасы газа (а также содержащихся в них и имеющих промышленное значение компонентов), используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, составляют не менее 80% категории С1 и до 20% категории С2, при наличии запасов категории С2 более 20% возможность промышленного освоения месторождений устанавливается ГКЗ CCCP при утверждении запасов; состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них полезных компонентов, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа; в районе разведанного месторождения оценены сырьевая база нерудных строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребности будущих предприятий по добыче нефти и газа; имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса в эти горизонты промышленных и других сточных вод; составлены рекомендации о разработке мероприятий по предотвращению загрязнения окружающей среды.

· В соответствии с Основами законодательства Союза CCP и союзных республик о недрах разведанные месторождения или их участки, по которым утверждены запасы полезных ископаемых, подлежат передаче для промышленного освоения министерствам и ведомствам, осуществляющим руководство разработкой месторождений.

8.Геохимический метод поисков основан на изучении содержания очень малых количеств компонентов нефти и газа, входящих в состав месторождений и распространенных среди вмещающих и перекрывающих их пород. В местах с наибольшим содержанием газа в воздухе обычно располагается вершина антиклинали или максимальное поднятие нефтяного пласта. ?[1]