И.М. Кузнецов (АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Предметом данного исследования являются ловушки (различных морфологических типов), которые могут аккумулировать и содержать УВ в терригенных коллекторах осадочного чехла плит молодых и древних платформ, в том числе Западно-Сибирской плиты. Эти ловушки выделены по данным сейсморазведки методом отраженных волн общей глубинной точки 2D и 3D.

Одна из методик прогноза нефтеносности локальных ловушек в нашем регионе была разработана в ЗапСибНИГНИ в 1965-1975 гг. В.И. Шпильманом, Г.И. Плавником и Л.Г. Судатом [1], она и взята за основу создания более общей методики. На первом этапе локального прогноза в методике названных авторов решается задача создания модели ловушки и оценки её вероятностных характеристик (вероятности существования ловушки). Первый этап локального прогноза рассматривается в данной статье.

В разрезе ловушки представлены одним или группой сближенных, гидродинамически связанных между собой пластов, перекрытых и подстилаемых непроницаемыми породами-флюидоупорами. В плане элементами, ограничивающими ловушку, служат изогипсы кровельной части резервуаров или границы литологического изменения пород.

Анализ причин получения отрицательных результатов поискового бурения показывает, что для опоискованных (структурных) ловушек в большинстве случаев такие результаты обусловлены либо отсутствием коллектора, либо отсутствием покрышки, или неподтверждением структурных построений. Поэтому модельное представление ловушки – прогноз её типа и границ распространения является ключевым вопросом локального прогноза нефтегазоносности (рис.1).

Для структурной ловушки вероятность её подтверждения (Pл) есть произведение вероятности замкнутой структурной формы (Pс), вероятности наличия коллектора (Pк) и вероятности наличия покрышки (Pп):

Pл = Pп Pк Pс (1)

Рис. 1. Структурная ловушка в плане и разрезе

В рассматриваемой методике при вычислении вероятности существования структурной ловушки вероятность наличия замкнутой структурной формы связана с качеством данных, предоставляемых сейсморазведкой, и определяется по общепринятой методике, разработанной в 1984 г. [2]. Оценка вероятности наличия коллектора и покрышки производится с использованием карт резервуаров.

При наличии экранирующих элементов неструктурного типа вероятность существования ловушки Pл определяется в рассматриваемой методике локального прогноза экспертно.

Есть также и иные методики локального прогноза, в том числе и для неструктурных ловушек, одним из примеров является подход на основе сейсмогеологических исследований, предложенный С.Г. Кузьменковым [3]. Однако эти подходы являются скорее решением на качественном уровне и трудно назвать их формализованными в строгом смысле этого слова.

Таким образом, до сих пор нет общепринятого (и формализованного) подхода к оценке вероятности существования неантиклинальных ловушек. Назрела необходимость создания и внедрения методики оценки вероятности существования таких ловушек.

Несколько слов о терминологии касательно типов ловушек нефти и природного газа по морфологическому признаку. Согласно общепринятой классификации (по А.А. Бакирову, 1960), выделяются следующие их основные классы: класс ловушек структурного типа, класс ловушек литологического типа, класс ловушек стратиграфического типа, класс ловушек рифогенного типа и класс ловушек смешанного типа. С терригенными коллекторами связаны ловушки первых трех классов. При этом к классу структурного типа относятся и ловушки, в которых экранирующим элементом являются дизъюнктивные нарушения.

Нами использована иная терминология для неантиклинальных ловушек, а именно:

1) ловушка, у которой элементами замыкания являются изогипса структурной карты и граница смены литологии пород в объеме резервуара, называется «структурно-литологической» (СЛЛ);

2) ловушка с элементами замыкания – изогипсой структурной карты и границей выклинивания пласта-коллектора вследствие стратиграфического несогласия, называется «структурно-стратиграфической» (ССЛ);

3) ловушка с элементами замыкания – изогипсой структурной карты и дизъюнктивным нарушением, называется «структурно-тектонической» (СТЛ).

Существование неантиклинальных ловушек связано в первую очередь с латеральной сменой литологии пород резервуара, выступающей в качестве экранирующего фактора для возможных залежей УВ. И литологически, – и стратиграфически, – и тектонически ограниченные ловушки (т.е. СЛЛ, ССЛ, СТЛ и их комбинации) можно обобщенно назвать «литологически экранированными», т.к. все эти ловушки имеют неструктурные элементы замыкания (один или несколько), связанные со сменой литологии горных пород при переходе «коллектор – экранирующие породы» (рис. 2).

Рис.2. Связь неантиклинальных 

Далее рассмотрим общий случай экранирования пород-коллекторов в объеме резервуара, т.е. вариант, включающий факторы замыкания, характерные для различных типов неструктурных ловушек (комбинированная ловушка).

Кроме факторов наличия коллектора в рассматриваемом объеме резервуара, наличия покрышки и замкнутой положительной структурной формы для случая латерального литологического замещения пласта нужно также учитывать вероятность наличия зоныглинизации (Pз.гл.), приводящей к экранированию исследуемой ловушки. Аналогично для случая присутствия стратиграфического экрана необходимо рассматривать вероятность наличия зоны выклинивания (Pвыкл.) резервуара, а при наличии тектонического экрана – вероятность существования дизъюнктивного нарушения (тектонического экрана Pт.э_.).

Введем следующие обозначения для различных типов ловушек по морфологическому признаку:

• СЛ – структурная ловушка,

• СЛЛ – структурно-литологическая ловушка,

• ССЛ – структурно-стратиграфическая ловушка,

• СТЛ – структурно-тектоническая ловушка,

• СЛЛСЭ – структурно-литологическая ловушка со стратиграфическим экраном,

• СЛЛТЭ – структурно-литологическая ловушка с тектоническим экраном,

• ССЛТЭ – структурно-стратиграфическая ловушка с тектоническим экраном,

• СЛЛСТЭ – структурно-литологическая ловушка со стратиграфическим и тектоническим экранами,

• ЛЛ – литологически экранированная ловушка,

• ЛЛСЭ – литологическая ловушка со стратиграфическим экраном,

• ЛЛТЭ – литологическая ловушка с тектоническим экраном,

• ЛЛСТЭ – литологическая ловушка со стратиграфическим и тектоническим экранами.

Для всех этих обозначений введем индексы: «к» – ловушка на куполе антиклинальной структуры, «м» – ловушка на моноклинали (либо на склоне антиклинальной структуры). Эти индексы применимы ко всем введенным обозначениям, кроме СЛ, ЛЛ, ЛЛСЭ, ЛЛТЭ и ЛЛСТЭ, например: СЛЛм – структурно-литологическая ловушка на моноклинали.

Воспользуемся аппаратом теории множеств и теории вероятностей и рассмотрим множества, соответствующие следующим событиям [4]:

A – событие наличия коллектора и покрышки (флюидоупора) над ним;

B – событие наличия зоны глинизации коллектора;

C – событие наличия замкнутой антиклинальной структуры, с которой связана рассматриваемая ловушка;

Е – событие наличия зоны выклинивания резервуара;

F – событие наличия тектонического экрана.

В основе аксиоматического построения теории вероятностей лежит так называемая — алгебра. Действия над множествами и их основные свойства, согласно σ-алгебре, на примере множеств событий A, B и C указаны ниже:

A + B – дизъюнкция (сумма событий) – хотя бы одно событие произойдет;

A•B (или AB) – конъюнкция (произведение событий) – одновременное появление обоих событий;

A\B – разность событий: событие A произойдет, а событие B – нет, либо это множество, состоящее из элементов множества A, не принадлежащих элементам множества B;

Ø – пустое множество (не содержит элементов);

Ω– пространство всех событий (универсум);

A + Ω= Ω;

AΩ= A;

A + Ø= A;

AØ= Ø;

AA = A;

A + A = A;

C (A + B) = CA + CB;

A\B = A – AB.

Изобразим соотношения между множествами элементарных событий A, B, C, E, F на следующей диаграмме (диаграммы, изображающие соотношение множеств, получили название диаграмм Венна) (рис. 3).

Рис. 3. Диаграмма Венна для событий А, В, С, Е, F

На диаграмме отображены следующие соотношения множеств событий:

Для событий A и B их конъюнкция есть подмножество A•B = AB≠Ø, которое соответствует наличию покрышки, зон развития коллектора и его глинизации на рассматриваемой площади. Поэтому разности множеств событий A\AB соответствует множество элементарных событий «наличие покрышки и коллектора и отсутствие зоны глинизации», а разности множеств событий B\AB соответствует полная глинизация пласта-коллектора в объеме резервуара на рассматриваемой площади.

Для множества событий E возможно событие полного отсутствия пород резервуара в результате выклинивания последнего, которое можно представить в виде следующей сложной разности множеств событий: E \ (A + B\AB).

Множество событий F также различным образом сочетается с множествами событий A, B, C, E.

Участки диаграммы по номерам описывают следующие случаи:

1 – СЛЛм и ЛЛ, 2 – отсутствие ловушки вследствие её раскрытия (моноклинальный склон резервуара без неструктурных экранирующих факторов), 3 – СТЛм, 4 – ССЛм, 5 – ССЛТЭм, 6 – СЛ, 7 – ССЛк, 8 – ССЛТЭк, 9 – СТЛк, 10 – СЛЛТЭк, 11 – СЛЛк, 12 – СЛЛСЭк,13 – СЛЛСТЭк, 14 – СЛЛСТЭм и ЛЛСТЭ, 15 – СЛЛСЭм и ЛЛСЭ, 16 – СЛЛТЭм и ЛЛТЭ.

Нас интересует следующий набор событий (область на диаграмме, покрытая пересекающимися прямыми линиями):

AC+AB\ABC+[(A\C)\B]EF+[(A\C)\B]E\F + [(A\C)\B]F\E. (2)

Область диаграммы AC описывает набор случаев {6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13}, область AB\ABC – набор случаев {1, 14, 15, 16}, область [(A\C)\B]•EF соответствует случаю 5, область [(A\C)\B]•E\F – случаю 4 и область [(A\C)\B]F\E – 3.

Используя σ-алгебру, выведем формулу для определения вероятности Pл. для обобщенного случая, соответствующего набору событий (2). Преобразуем выражение (2):

AC +AB\ABC +[(A\C)\B]EF +[(A\C)\B]E\F + [(A\C)\B]F\E = AC + AB – AB•ABC + [(A\C)– (A\C)•B][EF + (E – EF) + (F – EF)] = AC + AB – ABC + (A – AC)(Ω–B)(EF + E – EF + F – EF) = A[C + B – BC + (Ω–C) (Ω– B)(E +F – EF)]. (2.1)

После ряда дальнейших преобразований выражение в квадратных скобках становится обычным выражением, описывающим вероятность появления хотя бы одного из совместных событий P(B + C + E + F) и соответствующий набор случаев:

C + B – BC + (Ω–C)(Ω–B)(E + F – EF) = B + C+ E + F – BE – BF – CE –CF – BC – EF+ BEF + CEF + BCE + BCF – BCEF. (2.2)

Это очень важный вывод, поскольку здесь выражение σ-алгебры (2.2), соответствующее вероятности появления хотя бы одного из совместных событий, эквивалентно выражению (2.1) без сомножителя A, и это подтверждает, что выражение (2.1) верно. Однако выражение (2.2), помноженное на A, менее лаконично, чем эквивалентное ему выражение (2.1), поэтому последнее будет использовано далее.

Запишем формулу вероятности Pл, согласно выражению (2.1):

Pл= P(A) [P(B) + P(C) – P(BC) + (1 – P(B))(1 – P(C))(P(E) + P(F) – P(EF))] (3)

Поскольку глинизация коллектора в объеме резервуара не зависит от структурного фактора, то:

P(BC) = P(B)P(C). (4)

Аналогично взаимно независимы факторы присутствия тектонического экрана и зоны выклинивания резервуара:

P(EF) = P(E)P(F). (5)

Отсюда получим обобщенную формулу для оценки вероятности существования ловушки, в которой учтены все вышеуказанные экранирующие факторы, заменив обозначения Pп Pк = P(A), Pc= P(B), Pз.гл. = P(C), Pвыкл. = P(E), Pт.э. = P(F):

Pл = Pп Pк [Pc+ Pз.гл. – PcPз.гл. + (1 – Pc)(1 –Pз.гл.)( Pвыкл. + Pт.э. – Pвыкл. Pт.э.)] (6)

Неструктурное экранирование предполагаемых залежей может быть связано с наличием зоны (зон) глинизации коллектора, а также с полным выклиниванием пород резервуара (вследствие несогласного залегания пород), либо с наличием разлома со смещением блоков (дизъюнктивная тектоника), либо с произвольной комбинацией вышеописанных случаев. Все возможные случаи учитывает формула (6): если какой-либо из факторов экранирования в модели ловушки отсутствует, соответствующая ему вероятность принимается равной нулю.

Важно отметить, что при отсутствии зоны глинизации пород резервуара, выклинивания резервуара и фактора тектонического экранирования формула (6) упрощается до вида (1).

Вероятность существования дизъюнктивного нарушения (тектонического экрана) эквивалентна вероятности структурных построений по данным сейсморазведки Pт.э. = Pстр.постр., под которой нужно понимать достоверность модели отражающего сейсмического горизонта. При этом для оценки Pстр.постр. правомерно использование параметра «коэффициент прослеживаемости отражающего горизонта».

Есть предположения, от каких параметров могут зависеть и входящие в формулу вероятности Pc, Pп, Pк, Pз.гл., Pвыкл. (т.е., как они должны рассчитываться). В частности, вероятность наличия флюидоупора над резервуаром Pп, связанная с качеством покрышки и её мощностью, и вероятность наличия коллектора в резервуаре Pк определяются по данным бурения поисково-разведочных скважин (интерпретация ГИС, данные исследования керна и испытаний пластов на наличие притока флюида) с привлечением данных сейсморазведки (динамический анализ, в т.ч. результаты псевдоакустических преобразований, исследование изменений комплексных параметров, для которых известна связь с коллекторскими свойствами пород – для МОГТ 2D, куб литологии и др. данные – для МОГТ 3D). Если на основе этих данных построена карта резервуара, в котором выделена ловушка, то процедура определения Pп и Pк упрощается, но можно использовать и данные из отчетов сейсмопартий, работавших на рассматриваемой площади.

Вероятность наличия антиклинальной структурной формы Pc допустимо оценивать по общепринятой методике [2], но нужно заметить, что данная методика хорошо применима для оценки вероятности существования крупных и очень крупных локальных поднятий и структур, причем она никак не учитывает соотношение размеров структуры с плотностью сети сейсмопрофилей в её окрестностях.

Вероятность наличия зоны глинизации Pз.гл., предполагаемая по результатам работ сейсмопартии на рассматриваемой площади, является функцией числа скважин N₁, результаты бурения которых подтверждают наличие этой зоны, и числа скважин N₂, пробуренных в предполагаемой зоне глинизации коллектора и показавших его наличие, и других параметров:

Pз.гл. = f (N₁, N₂, …).

Вероятность наличия выклинивания пород резервуара Pвыкл. может быть оценена с использованием параметров точности структурных построений σн и коэффициентов прослеживаемости отражающих горизонтов, по которым построены карты по кровле резервуара и поверхности комплекса, на котором он выклинивается (либо наоборот, в случае примыкания пород резервуара к поверхности несогласия снизу), и плотности сейсмических профилей v на рассматриваемой площади.

В дальнейшем необходима формализация процедур определения Pc, Pп, Pк, Pз.гл., Pстр.постр., Pвыкл_., выявление конкретных видов зависимостей от параметров, перечисленных выше, для указанных вероятностей.

ЛИТЕРАТУРА

1. Плавник Г.И., Шпильман В.И., Судат Л.Г. Прогноз нефтегазоносности структур и динамикиих опоискования // Методология прогнозанефтегазоносности.- Тр. ЗапСибНИГНИ.-Тюмень.- 1988.

2. Инструкция по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ-ОГТ (при работах на нефть и газ). – М.: ВНИИГеофизика.- 1984.

3. Кузьменков С.Г. Методологическое обеспечение поисков и подготовки нефтегазо-перспективных объектов неантиклинального типа на основе сейсмогеологических исследований: На примере Среднего Приобья Западной Сибири // Автореф. дис. доктора геол.- мин. наук. – Тюмень: ТюмГНГУ.- 2005.

4. Кизбун А.И., Горяинова Е.Р., Наумов А.В., Сиротин А.Н. Теория вероятностей иматематическая статистика. Базовый курс спримерами и задачами / Учебн. пособие. — М. ФИЗМАТЛИТ.- 2002. – 224 с