Спосіб пошуку покладів нафти і газу

Заявляється винахід, який відноситься до пошуків та розвідки нафти і газу, зокрема, до прогнозного методу пошуків скупчення нафти і газу в екранованих пастках. Відомий спосіб пошуку покладів нафти і газу, який передбачає пошукове буріння свердловин з наступним визначенням полеошляхів міграції вуглеводів, і визначенням газових факторів, безпосередньо над водонафтовим контактом в нижньому покладі ланцюгу пасток, і його мінімального значення, по яким виявляють запаси нафти (Авт. св. СССР №1788488, кл. G01V9/00, опубл. Бюл. №2, 1993). Проте за даним способом можливо визначити тільки загальні напрямки, полеошляхів міграції вуглеводів, внаслідок чого достовірність пошуку на нових площах покладів нафти і газу залишається припустимою здогадкою, тобто пастки можуть виявитися "пустими", особливо в нафтогазоносних басейнах із покривно-складчастою тектонікою. Найбільш близьким до способу пошуку покладів нафти і газу є спосіб, який передбачає прогнозування нафтогазоносності в стратиграфічної літологічне екранових пастках із використанням структурного, палеоструктурного, літофацільного і палеогеографічного критеріїв нафтогазоносності за допомогою порівняльногеологічних методів (Бакйров А.А. и др. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. - М.: Высш. шк., 1976. - С.95 - 110). Проте даний спосіб, який знайшов широке застосування для прогнозування нафтогазоносності басейнів, не можна застосувати для прогнозування нафтогазоносності басейнів із покривно-складчастою тектонікою, через неможливість відтворення геологічної обстановки, яка існувала в донасувний період розвитку геосинкліналі. В основу винаходу - спосіб пошуку покладів нафти і газу - поставлено задачу створення способу спрямованого на достовірність прогнозування нафтогазоносності басейнів із покривно-складчастою тектонікою, шляхом відтворення геологічної обстановки донасувного періоду розвитку геосинкліналі за допомогою палінспастичних реконструкцій, забезпечує раціональне розміщення експлуатаційних свердловин на основі визначеної флюїдонасиченості екранованих пасток. Поставлена задача вирішується тим, що в умовах покривно-складчастої тектоніки додатково будують палінспастичну основу з розгортанням покривів і антиклінолей від платформенної частини басейну осадконагромаджєння, на котрій будують палеотектонічні, літофаціальні і палеогеографічні карти, знаходять лотологічно і стратиграфічно екрановані пастки, і визначають їх флюїдонасиченість. Задача винаходу була вирішена за рахунок того, що запропоновано побудувати палінспастичну основу з розгортанням покривів і антиклінолей від платформенної частини басейну осадконагромадження, яка дозволила розглянути всі структурні елементи палеогену в єдиному генетичному зв'язку і широкій перспективі. Водночас і за рахунок того, що на цій основі запропоновано побудувати палеотектонічні, літофаціальні і палеогеографічні карти з подальшим виявленням їх розташування на сучасному структурному плані, внаслідок побудови цих карт, карт загальних ефективних товщин продуктивних горизонтів із нанесеними на них контурами родовищ стало можливим визначити локальні ділянки в межах окремих нафтогазоносних горизонтів з високими ємкісними фільтраційними параметрами, тобто стало можливим вирішити питання визначення межі розповсюдження колекторів і наявність конседиментаційних структур. Отож за рахунок комплексного підходу: побудови палінспастичної основи і побудовою на ній палеотектонічних, літофаціальних і палеогеографічних карт та находження на них положення прогнозних екранових пасток вуглеводів із зворотньою локалізацією їх на сучасному структурному плані, була виконана поставлена задача винаходу - створення способу спрямованого на достовірність прогнозування басейнів із покривно-складчастою тектонікою, який забезпечує технічний результат, раціональне розміщення експлуатаційних свердловин на основі флюїдонасиченості екранових пасток. Раціональне розміщення експлуатаційних свердловин, у порівнянні з відомими способами, грунтується на введені в експлуатацію структур, які за палеотектонічними і літофаціальними критеріями визначаються (оцінюються) нафтогазонасиченими, що ускорює експлуатацію покладів нафти і газу в екранованих пастках. Крім того особливо важливим є те, що застосування запропонованого способу пошуку покладів нафти і газу зменшує додаткові витрати на пошукове, розвідувальне і експлуатаційне буріння свердловин. Спосіб здійснюється таким чином. Приклад. В Долинському нафтогазоносному районі було виявлено підвернуте крило Лопянецької складки Берегової скиби, яке залягає над відомим Спаським родовищем, що розкрито великою кількістю свердловин. Так за матеріалами промислове-геофізичних досліджень верхньоменілітові відклади, які на Спаській структурі є нафтонасиченими, характеризуються як безперспективні у відношенні нафтогазоносності. Водночас, при цьому не враховувались пелеотектонічні особливості розвитку цього структурного елементу та палеогеографічна обстановка, яка існувала в період формування пасток Долинського нафтогазоносного району. Згідно способу було запропоновано здійснити (провести) прогнозування нафтогазоносності в стратиграфічно і літологічно екранованих пастках даного об'єкту. Для цього провівши детальний аналіз сучасного структурного плану району Спаського родовища (поперечних геологічних профілів та структурних карт покрівлі еоценових відкладів), будують палінспастичну основу з розгортанням структур від Передкарпатського глибинного розлому в південно-західному напрямку. При цьому Лопянецька складка повинна знаходитись на південно-західній частині досліджуваної території. Після цього провівши детальну міжплощинну кореляцію розрізів верхньоменілітових відкладів за матеріалами геофізичних досліджень свердловин (ГДС) і виявивши загальні та ефективні товщини у кожній із пробурених свердловин, будують карти загальних ефективних товщин верхньоменілітових відкладів на палінспастичній основі з подальшим нанесенням на них контурів, виявлених покладів нафти. Згодом, на основі побудованих карт, визначають межі розповсюдження колекторів і наявність конседиментаційних структур, які формувались у верхньоменілітовий період і палеогеографічну обстановку осадконагромадження. На підставі прогнозування, згідно наведеного вище запропонованого способу, було встановлено, що продуктивний комплекс верхньоменілітових відкладів розташований на південно-західному схилі і лінійноповздовжнього підняття, де його товщина до 800м, а до склепіння більша частина розрізу виклинюється, аналогічно змінюється і ефективні товщини колекторів. Лінія їх виклинювання відповідає ізопахіті 200м. Ця особливість, а також те, що на більшості покладів не встановлено водонафтових контактів, а контури нафтоносності були проведені умовно, дало можливість встановити існування просторої зони нафтонагромадження у верхньоменілітових відкладах і що північно-східною границею є двохсотметрова ізопахіта, а південно-західною є крайні південно-західні складки внутрішньої зони і фронтальні складки Берегової скиби, при умові наявності надійної покришки, для збереження вуглеводів від розсіювання. В результаті запропонованого способу і на підтвердження наведених висновків була відкрита Підборівська ділянка верхньоменілітового покладу Струтинського родовища та випробувані верхньоменілітові відклади підвернутого крила Лопянецької складки у свердловині 67-Спаська, де одержано приплив нафти з дебітом 5т/добу.