ІВАНО-ФРАНКІВСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНІЧНИЙ

УНІВЕРСИТЕТ НАФТИ І ГАЗУ

Міністерства освіти України

ОМЕЛЬЧЕНКО ВАЛЕРІЙ ГРИГОРОВИЧ

УДК 553.98.061.4:552.3

ВИДІЛЕННЯ РЕГІОНАЛЬНОЇ ПОКРИШКИ В КАРБОНАТНИХ ВІДКЛАДАХ ВЕРХНЬОЇ КРЕЙДИ Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції ЗА ПЛАСТОВИМИ ТИСКАМИ

Спеціальність 04.00.17. - Геологія нафти і газу

А В Т О Р Е Ф Е Р А Т

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

Івано-Франківськ - 1998

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана в Івано-Франківському державному технічному університеті нафти і газу Міністерства освіти України.

Науковий керівник:

доктор геолого-мінералогічних наук, професор, Орлов Олександр Олександрович, Івано-Франківський державний технічний університет нафти і газу Міністерства освіти України, професор кафедри геології та розвідки нафтових і газових родовищ

Офіційні опоненти:

- доктор геологічних наук, старший науковий співробітник, ПАВЛЮК МИРОСЛАВ ІВАНОВИЧ, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, заступник директора з наукової роботи

- кандидат геолого-мінералогічних наук, доцент, СЕЛЬСЬКИЙ ВОЛОДИМИР КОСТЯНТИНОВИЧ, Прикарпатський університет ім. В. Стефаника, декан природничого факультету

Провідна установа:

Український державний геологорозвідувальний інститут, Держкомгеології України, м. Львів

Захист дисертації відбудеться "_25"_грудня__ 1998 р. о 14_ годині на засіданні спеціалізованої вченої ради К 20.052.01 по захисту дисертацій на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальностями 04.00.01 (загальна та регіональна геологія), 04.00.17 (геологія нафти і газу) та 04.00.22 (геофізика) при Івано-Франківському державному технічному університеті нафти і газу Міністерства освіти України (284019, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15).

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу Міністерства освіти України (284019, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15).

Автореферат розісланий "24"_листопада_ 1998 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради,

кандидат геолого-мінералогічних наук Г.О.Жученко

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Відомо, що майже 40% родовищ нафти і газу в світі знаходиться в карбонатних відкладах. Але виявити нафтові і газові поклади там значно важче, ніж в теригенних тому, що в них, як правило, не існує чіткої границі між колекторами і флюїдоупорами. Це пов’язано з тим, що колекторські властивості карбонатних порід нерідко зумовлені тріщинуватістю, а для виявлення тріщинних колекторів необхідні цілеспрямовані дослідження. Однак, на сьогодні практикою встановлено, що в товщах теригенних і карбонатних порід виділяються, як проникні, так і практично не проникні пласти, які в багатьох випадках є надійними покришками для покладів нафти і газу. Тому пошуки покладів вуглеводнів в карбонатних товщах слід проводити зі спеціально спрямованими дослідженнями, які дозволяють виділяти непроникні карбонатні горизонти, тобто покришки.

Перспективність в нафтогазоносному відношенні карбонатних відкладів верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції не викликає сумніву. Про це свідчить вiдкриття покладiв нафти на Октябрському i Серебрянському родовищах, покладiв газу на Роднiковській, Мiжводненській, Карлавськiй, Бакальськiй, Глiбовськiй, Мошкарьовськiй, Фонтанівськiй та iнших площах. Однак, недостатньо науково обгрунтований прогноз наявності в цих відкладах непроникних карбонатних горизонтів, при якому не було враховано всієї системи критерiйних параметрів, що характеризують нафтогазоутворення i нафтогазонакопичення, зумовив слабку ефективність виконаного тут значного обсягу пошуково-розвiдувальних робіт на нафту і газ. До тепер в досліджуваному регіоні бурінням в карбонатних відкладах виявлено покришки локального розповсюдження і пошуки покладів нафти та газу в цих відкладах в регіональному плані не розглядались, що в свою чергу вплинуло на планування тут пошуково-розвiдувальних робіт.

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами.

Обраний напрям досліджень пов’язаний з тривалими науковими дослідженнями ІГГГК НАН України, УкрДГРІ та НДІНГТ Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу з визначення перспектив нафтогазоносності, вивчення природи і прогнозування аномальних пластових тисків в осадових відкладах досліджуваного регіону.

Мета і задачі досліджень. Метою роботи є наукове обгрунтування наявності регіонально розповсюдженої екрануючої товщі у вiдкладах верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції та можливість виділення її за пластовими тисками в карбонатних відкладах. Для досягнення поставленої мети вирішувались наступні основні завдання:

- вивчення седиментаційних умов формування відкладів екрануючої товщі в карбонатному розрізі верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провiнцiї;

- вивчення гiдрогазохiмiчних властивостей пластових вод в осадових відкладах Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провiнцiї;

- вивчення екрануючих властивостей порід шляхом проведення лабораторних досліджень;

- виявлення в інтервалі екрануючої товщі залежності зміни геофізичних параметрів від величини пористості та густини порід;

- розробка методики видiлення покришок в карбонатних вiдкладах за пластовими тисками;

- моделювання процесу прориву карбонатної покришки вуглеводнями та визначення часу руйнування покладів нафти і газу на основі алгоритмізації обчислень із застосуванням ПЕОМ.

Наукова новизна одержаних результатів.

Встановлено, що виділена регіональна покришка у відкладах верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції розділяє дві гідродинамічні зони з аномальними пластовими тисками у відкладах майкопу та крейди.

Вперше розроблена методика виділення покришок в карбонатних вiдкладах за результатами оцінки аномальних пластових тисків геофізичними методами досліджень в свердловинах.

Вперше побудована структурна карта покрівлі екрануючої товщі відкладів верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції та карта її товщин.

Розроблено алгоритм, за допомогою якого можна оцінити мінімально можливу товщину покришки, при якій можуть утворюватись та зберігатись поклади нафти і газу.

Практичне значення одержаних результатів. Результати проведених досліджень сприяють новому підходу до прогнозування покладів вуглеводнів в карбонатних відкладах верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції та науковому обгрунтуванню тут нових напрямків пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ. Результати проведених досліджень дозволили:

- встановити седиментаційні умови формування відкладів екрануючої товщі в карбонатному розрізі верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції;

- виявити в інтервалі виділеної екрануючої товщi зміну геофізичних параметрів, в залежності від величини пористості та густини порід;

- розробити методику виділення покришок в карбонатних відкладах за пластовими тисками;

- побудувати карти покрівлі та товщин покришки у відкладах верхньої крейди;

- віднести виділену екрануючу товщу до покришок середньої та високої екрануючої здатності згідно класифікації О.О. Ханіна;

- підвищити якість розкриття продуктивних горизонтів;

- моделювати умови утворення та збереження покладів нафти і газу.

Розроблена автором методика виділення покришок у карбонатних відкладах за пластовими тисками може бути використана і в інших, подібних за геологічною будовою, регіонах. На основі виконаних досліджень автором складена карта перспективних на нафту і газ територій в межах досліджуваного регіону.

Особистий внесок здобувача. В основі дисертаційної роботи лежать результати досліджень, які були проведенні автором при виконані договірних робіт в Причорноморсько-Кримській нафтогазоносній провінції протягом 1985-1996 років. Також використані власні дослідження, які були спрямовані на вивчення порід-покришок в досліджуваному регіоні та інших нафтогазоносних областях. Результати проведених досліджень висвітлені в трьох науково-дослідних звітах та 12 опублікованих працях.

Вихідними матеріалами для дисертаційної роботи послужили:

- фондові та опубліковані геолого-геофізичні матеріали з геологічної будови Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції;

- дані буріння свердловин;

- дані прогнозування аномальних пластових тисків на основі геофізичних досліджень в свердловинах;

- результати дослідження взірців керну з метою визначення їх екрануючих властивостей.

Лабораторні дослідження взірців керну відкладів верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції проводились дисертантом на установці УП-3000. Виконано більше ніж 700 аналізів.

Автором вивчено і узагальнено результати вказаних лабораторних досліджень та опрацьовано матеріали комплексу промислово-геофізичних робіт (кавернометрії, ПО, АК, НГК, ГК, термометрії) більше ніж в ста свердловинах Кримського півострова та шельфу Чорного моря.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи доповідались на V Всесоюзному семінарі “Нефтегазообразование на большых глубинах” (Івано-Франківськ, 1986), на крайовій науково-технічній конференції молодих вчених та спеціалістів (Ставрополь, 1988), на ІІ-й Всесоюзній науково-технічній конференції “Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин” (Івано-Франківськ, 1988), на VI Всесоюзній нараді “Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов и флюидоупоров” (Львів, 1988), на науково-технічній конференції молодих вчених і спеціалістів (Полтава, 1988), на конференції обласного правління НТТ ІГП ім. І.М.Губкіна (Астрахань, 1989), на науково-технічній конференції професорсько-викладацького складу університету (Івано-Франківськ, ІФДТУНГ, 1994, 1997, 1998), на НТР об’єднання “Кримгеологія” (Сімферополь, 1986 - 1997), на 5-й Міжнародній конференції “Нафта-Газ України-98”(Полтава, 1998).

Дисертант є одним із авторів методик прогнозування аномально високих та аномально низьких пластових тисків в карбонатній товщі півдня України за даними геолого-геофізичних методів досліджень свердловин, які впроваджені у виробництво. Крім того, ним розроблена методика виділення покришок в карбонатних відкладах за пластовими тисками, яка пройшла апробацію при бурінні свердловин у відкладах верхньої крейди досліджуваного регіону.

Публікації. За темою дисертації автором опубліковано 12 праць, із них 9 статей (в тому числі 3-и самостійні), 7 статей в журналах рекомендованих ВАК України і 3 тез доповідей науково-технічних конференцій (з них 1-ні самостійні).

Обсяг і структура дисертації. Дисертація складається зі вступу, 6 розділів та висновків і містить 116 сторінок машинописного тексту, 29 рисунків, 4 таблиці, 2 додатки. Список використаних джерел складає 112 найменувань.

Автор виражає подяку науковому керівникові доктору геолого-мінералогічних наук, професору О.О.Орлову, доктору геолого-мінералогічних наук, професору Б.Й. Маєвському, доктору геолого-мінералогічних наук, професору Н.Н. Гуньці, кандидатам геолого-мінералогічних наук М.В. Ляху, М.І. Чорному, Л.С. Мончаку, Д.Д.Федоришину, Г.О. Жученко за цінні поради та допомогу у проведенні досліджень, а також співробітникам об’єднань “Кримгеологія”, “Чорноморнафтогаз” та Євпаторійської і Феодосійської НГРЕ ГБ за матеріали, які були надані дисертанту та за сприяння у впровадженні результатів досліджень у виробництво.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

В першому розділі коротко висвітлюється історія вивчення проблеми дослідження екрануючих властивостей порід-покришок. Відзначено, що ця проблема багатогранна і включає в себе вивчення мінералогічного та хімічного складу, петрофiзичних особливостей, деформацiйно-мiцнісних властивостей та фiзико-хiмiчних процесів, що відбуваються у насиченій флюїдом породі. Всі ці процеси об`єднує одна загальна мета - пошуки надійних критеріїв оцінки екрануючих властивостей порiд-покришок.

Щодо прямих методів вивчення екрануючих властивостей порід-покришок, то одні дослідники оцінювали їх якість за такими фізичними параметрами, як тиск прориву та проникність (Ханін О.О., Абдурахманов К.А. та інші), а інші - виходячи з фiзико-механiчних властивостей гірських порід i їх зв`язку з екрануючими властивостями покришок (Павлова Н.Н., Добринін В.М., Smith D.A., Ушатинський І.Н. та iнші). Кількісно значення проникності порiд-покришок i колекторів виражають коефіцієнтом проникності (Кпр), який визначається з рівняння Дарсi.

Іванов В.В. (1982 р.) для того, щоб розрізняти проникність колекторiв і покришок, запропонував використовувати замість Кпр покришок, величину обернену - коефіцієнт екранування (1/Кпр). Л.М. Марморштейн (1985 р.) оцінював екрануючу здатність покришок у два етапи: при відсутності фільтрації вуглеводнiв (статичні умови) та при фільтрації - динамічні умови. Аналізуючи оціночну шкалу О.О. Ханiна, Л.М. Марморштейн відзначив, що навіть низькі за якістю флюїдоупори (групи Е) можуть бути надійними покришками в умовах нормальних пластових тисків. Таким чином, на думку Л.М. Марморштейна групи флюїдоупорiв, які раніше вважались ненадійними покришками віднесені до надійних за умови наявності в них нормальних пластових тисків. В динамічних умовах визначальними критеріями екрануючої здатності порід-покришок є час руйнування покладу, який залежить від проникності, пористості і товщини покришки.

В другому розділі наведені особливості геологічної будови та нафтогазоносності осадових відкладів Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції. Осадовий розріз Кримського півострова складений ордовiкськими, силурійськими, девонськими, кам’яновугільними та пермськими вiдкладами, а в межах шельфу - силурійськими та девонськими (о. Змiїний). Стратиграфiчний опис палеозойських вiдкладiв досліджуваного регіону відображено в наукових працях П.Д. Цегельнюка, М.В. Вдовенко, I.Н. Сулiмова, К.Я. Гуревича, О.О. Муромцева, О.I. Берченко, О.Є. Котляра i інших. Опис стратиграфії i лiтологiї мезозойських вiдкладiв опубліковано в працях Т.В. Астахової, М.Я. Апостолової, Г.П. Ворони, В.В. Глушка, О. Т. Богайця, С. П. Максiмова, П. В. Анцупова, Т.М. Горбачика, А.В. Паришева, М.І. Павлюка, Л.Г. Плахотного, О.Д. Самарського, Б.М. Полухтовича, О.М. Озерного, Б.Й. Денеги, Р.В. Палiнського та інших.

Кайнозойські відклади, які на узбережжі пiвнiчно-захiдної частини Чорного моря виходять на денну поверхню i розкриті багатьма свердловинами в інших частинах території досліджень та детально вивчаються вже друге сторіччя, описані в наукових працях Л.П. Горбача, В.О. Зелiнської, Б.Ф. Зернецького, Є.Я. Крайової, Є.Ф. Шнюкова, Ф.А. Щербакова, М.В. Муратова, Л.Ш. Давiташвiлi, О.Г. Еберзiна та інших. Велике значення у вивченні шельфу Чорного моря відіграли дослідження О.Д. Архангельського та М.М. Страхова.

Вiдклади верхньої крейди широко розвинутi в межах дослiджуваної провiнцiї. Вони складенi товщею переважно карбонатних та глинисто-карбонатних порiд, які представлені монотонною товщею сiрих мергелiв i мiсцями дуже мiцних вапнякiв. Вiдклади верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції є об`єктом наших дослiджень, тому стратиграфiя їх розглянута в дисертації бiльш детально.

Завдяки дослідженням О.Д. Архангельського, О.Д. Карпiнського, М.С. Шатського, М.В. Муратова, Н.І. Андрусова, В.Г. Бондарчука, були побудовані перші тектонiчні карти Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провiнцiї. Надалі, в мiру проведення наукових дослiджень в регiонi i накопичення даних, вони були уточнені (В.В. Глушко, Г.Н. Доленко, В.В.Колодій, С.С.Круглов, Г.Х. Дiкенштейн, О.I. Париляк, М.І. Павлюк, В.Б. Соллогуб, О.Т. Богаєць та iншi). На сьогодні в дослiджуваному регiонi видiляються такі основні тектонiчнi елементи: Пiвденно-Українська моноклiналь; Переддобруджинський прогин; Каркiнiтсько-Пiвнiчно-Кримський прогин; Чингульська сiдловина; Пiвнiчно-Азовський прогин; Кiлiйсько-Змiїна зона пiднять; Каламiтсько-Центральнокримське мегапiдняття; Нижньогiрська сiдловина; Середньоазовське мегапiдняття; Тимашевська ступінь; мегантиклінорiй Гiрського Криму; Iндоло-Кубанський прогин; Керченсько-Таманський прогин.

В iсторiї геологiчного розвитку Криму видiляються дві тривалі ери: домезозойську i мезо-кайнозойську. Для нас особливо важливою є мезо-кайнозойська, коли утворились карбонатні відклади верхньої крейди, які є об’єктом наших досліджень.

Водоносна товща карбонатних відкладів верхньої крейди представлена тріщинуватими мергелями та вапняками. Водоупорами є глинистi вапняки i щільні мергелi кампану та маастрiхту (Колодій В.В., Штогрін О.Д., 1982). Хiмiчний склад пластових вод верхньокрейдового комплексу рiзний: сульфатно-натрiєвий, гiдрокарбонатно-натрiєвий i хлоркальцiєвий. М.Я. Кунiн i О.М. Озерний (1986) виявили, що в горизонтах з гiдростатичним тиском Керченського пiвострова вмiст бору складає до 80 мг/л, а в зонах з надгідростатичними поровими(пластовими) тисками - 315.7 мг/л. За результатами наших досліджень в інтервалі виділеної покришки пластові води містять: бору - 100-115 мг/л, йоду - 30-55 мг/л, брому - 10-17 мг/л, важких вуглеводневих газів - 3-4 %. Нижче покришки вміст в пластових водах цих компонентів різко збільшується, а саме: бору - 2600-265 мг/л, йоду - 95-105 мг/л, брому - 55-60 мг/л, важких вуглеводневих газів - 8-9 %. Це свідчить про високі екрануючі властивості виділеної покришки.

Нафтогазоноснiсть карбонатних відкладів верхньої крейди пiдтверджена вiдкриттям в них покладiв нафти на Октябрському i Серебрянському родовищах, покладiв газу на Роднiковськiй, Мiжводненськiй, Карлавськiй, Бакальськiй, Глiбовськiй, Мошкарьовськiй, Фонтанівськiй та iнших площах. Про нафтогазоноснiсть карбонатних вiдкладiв також свiдчать i чисельнi нафтогазопрояви при буріннi свердловин на iнших площах (Краснопольська, Пiвнiчно-Вулканiвська, Захiдно-Фонтанівська, Мар`ївська, Голiцина, Шмiдта, та iншi).

В третьому розділі розглянуті особливості геологічних умов формування екрануючої товщі серед карбонатних відкладів верхньої крейди, накопичення осадів якої вiдбувалося під час трансгресiї моря.

На сьогодні розрізняють п`ять стадiй формування осадових порiд: седиментогенез, дiагенез, епiгенез, раннiй метаморфiзм i гiпергенез. Нами розглянуто формування карбонатної товщi верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провiнцiї протягом перших трьох стадій.

Найбiльш сприятливими умовами для утворення покришки було осадонакопичення протягом маастрiхтського та датського віків. Накопичення цих осадів проходило в умовах регіональної трансгресiї моря, що, на наш погляд, позитивно вплинуло на формування екрануючої товщi великої товщини.

В четвертому розділі описані результати лабораторних досліджень екрануючих властивостей порід, якими складена виділена покришка і дослідження яких потребує специфічного підходу до проектування установок та допоміжних пристроїв, у зв’язку із довготривалістю експериментів через вкрай повільну фільтрацію робочих агентів, навіть при значних тисках. Такі умови важко змоделювати на існуючих експериментальних установках. Тому, нами була удосконалена лабораторна установка В.М. Добриніна в якій реєструючий вузол доповнено електронним реєстратором. Це дозволило більш точно визначати час початку фільтрації рідини (газу) через водонасичений зразок гірської породи. Для експериментального вивчення екрануючих властивостей мергелів та глинистих вапняків відбирались зразки із виділеного інтервалу покришки.

За результатами лабораторних досліджень встановлено, що абсолютна газопроникність мергелів в інтервалі екрануючої товщі коливається в межах від 8*10-21 м2 до 1.3*10-19 м2, в той час, як проникність мергелів в інтервалі продуктивного горизонту становить 0.04*10-17 м2 - 0.1*10-17 м2 (св. 2 - Північно-Вулканівська, інтервал 2520-2590 м). Абсолютна газопроникність глинистих вапняків, за результатами лабораторних досліджень, коливається в межах від 6*10-20 м2 до 1.8*10-19 м2, а в інтервалі продуктивного горизонту 0.1*10-15 м2 - 20*10-15 м2 (св. 2 - Голіцина). Газопроникність мергелів та глинистих вапняків, якими складена екрануюча товща, з глибиною зменшується. Так, на глибині 1000 метрів проникність складає (1.2 - 1.8)*10-19 м2, а на 3500 метрів - (0.02 - 0.08)*10-19 м2.

В таблиці 1 наведені результати визначення фізичних властивостей порід, якими складена покришка для Керченського півострова, Рівнинного Криму та шельфу Чорного моря.

Таблиця 1 - Результати визначення фізичних параметрів порід

Фізичні параметри

порід | Керченський півострів | Рівнинний Крим | шельф Чорного моря

1. Густина

з глибиною, кг/м3 | збільшується

від 2250 до 2630 | збільшується

від 1750 до 2900 | збільшується

від 2100 до 2900

2.Переважаючі значення

густин, кг/м3 | 2550-2600 | 2400-2500 | 2250-2350

3. Пористість

з глибиною, % | зменшується

від 15 до 1.4 | зменшується

від 14 до 3 | зменшується

від 13 до 3

4.Переважаючі значення

пористості, % | 10-6 | 9-5 | 10-7

5. Проникність

з глибиною, 10-17м2 | зменшується

від 0.014 до 0.0012 | зменшується

від 0.02 до 0.014 | зменшується

від 0.02 до 0.008

6.Переважаючі значення

проникності, 10-17м2 | 0.005-0.001 | 0.012-0.008 | 0.012-0.009

7. Карбонатність

з глибиною, % | зменшується

від 70 до 60 | зменшується

від 80 до 60 | зменшується

від 80 до 60

8.Переважаючі значення

карбонатності, % | 65-63 | 77-67 | 70-65

9. Тиск прориву

з глибиною, МПа | збільшується

від 27 до 43 | збільшується

від 23 до 35 | збільшується

від 30 до 40

10. Переважаючі значен-

ня тиску прориву, МПа | 38-40 | 30-33 | 32-36

Із таблиці видно, що за класифікацією О.О.Ханіна екрануючі властивості порід відповідають покришкам груп “В” і “С” (високої та середньої екрануючої здатності).

п’ятий розділ висвітлює методику виділення покришок у карбонатних відкладах за пластовими тисками. Об’єктом дослідження були карбонатні породи верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції.

Оскільки роль покришок тут виконують глинистi вапняки, мергелi i рiдше глинистi доломiти, то їх постседиментацiйнi змiни, в якiйсь мiрi, близкi до змiн в глинистих покришках. Мергелi, як i глинистi породи, пори яких насичені флюїдом та які характеризуються наявністю аномальних пластових тисків, мають більш високу пористість ніж мергелі з нормальним гідростатичним пластовим тиском.

На основі аналізів бiльше ніж 2000 взірців керну, вiдiбраного з близько 100 свердловин, нами встановлено загальну закономiрнiсть змiни з глибиною густини мергелiв верхньої крейди (Орлов О.О., Ляху М.В., Жученко Г.О., Омельченко В.Г. 1986).

Як відомо, при нормальному проходженнi процесу осадонакопичення змiну густини порiд з глибиною можна виразити емпiричним рiвнянням прямої лiнiї. Така залежність спостерігається і в мергелях верхньої крейди, які виконують роль покришки на площах Керченського пiвострова, Рiвнинного Криму та шельфу Чорного моря. Про це свідчать встановлені кореляційні зв’язки між густиною мергелів та глибиною їх залягання на що вказує високе значення коефіцієнта кореляцiї. Так, для Керченського півострова він складає 0.8281, Рiвнинного Криму - 0.7885, шельфу Чорного моря - 0.9907, а реальнiсть тісного зв`язку пiдтверджується згiдно критерію Р.А.Фiшера.

З ущiльненням породи втрачають пористiсть, яка змiнюється з глибиною згідно лiнiйного закону. Але з появою в розрiзi аномальних порових(пластових) тискiв змiна пористостi з глибиною може вiдхилятись вiд лiнiйного закону і, чим більше відхилення, тим більша величина порового тиску.

Нами було досліджено зміну пористостi мергелiв з глибиною для Керченського пiвострова, Рiвнинного Криму та шельфу Чорного моря. Для Керченського пiвострова коефіцієнт кореляцiї становить -0.9844, Рiвнинного Криму - -0.9371, шельфу Чорного моря - -0.9959. Згідно результатів лабораторних досліджень зміна пористості з глибиною в інтервалі покришки виражається рiвнянням прямої, що дає нам підставу стверджувати про можливість виділення щiльних глинистих мергелiв та глинистих вапнякiв за допомогою комплексу промислово-геофізичних досліджень (КС, ПС, АК, ГК, НГК, кавернометрiя) .

Породи, якi складають карбонатну товщу, характеризуються наступними параметрами:

М е р г е л i. Питомий електричний опiр в зонi екрануючої товщi коливається в межах 5-20 Омм. В щiльних мергелях не спостерігаються аномалiї на дiаграмах ПС або ж фіксуються незначні амплітуди додатнього знаку. Гама-активнiсть мергелiв нижча, нiж глин. Для мергелiв екрануючої товщі вона змiнюється в межах 5-9, але при збiльшеннi глинистостi гама-активнiсть зростає. Вторинна гама-активність в мергелях iнтервалу екрануючої товщi змiнюється від 1.5 до 2.2 ум. од. На дiаграмах акустичного каротажу ці породи відзначаються зниженням значень iнтервального часу пробiгу пружньої хвилi вiд 150 до 250 мкс/м .

В а п н я к и. Залягають серед глин та мергелiв, i вiдображаються на дiаграмах ПС вiд`ємними аномалiями, але з пiдвищенням глинистостi амплiтуда аномалiй зменшується. На дiаграмах гама-методу вапняки характеризуються низькими значеннями гама-активностi, яка при пiдвищеннi глинистостi дещо зростає. На дiаграмах нейтронного методу щiльнi глинистi вапняки виражаються пiдвищеною iнтенсивнiстю вторинної гама-активності, яка в кавернозних i високопористих породах значно знижується. Швидкiсть пробiгу пружньої хвилi у вапняках становить 200 - 210 мкс/м. На кавернограмах діаметр свердловин у щiльних карбонатних породах вiдображається номiнальним значенням, а в трiщинуватих - збiльшується.

В екрануючiй товщi, яка нами видiляється в розрiзi верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провiнцiї, спостерiгається умовний або близький до нього гiдростатичний тиск. Це пiдтверджується результатами прогнозування зон НГПоТ (надгідростатичного порового тиску) та ПоТМГ (порового тиску меншого за гідростатичний) i прямими вимiрами глибинним манометром(Орлов О.О., Омельченко В.Г., Ляху М.В., Жученко Г.О. 1986).

При вивченні характеру змiни геофiзичних параметрiв (rм, Dtм, Igм, Ingм) в карбонатних вiдкладах дослiджуваного регiону з умовним гiдростатичним поровим(пластовим) тиском нами були встановлені кореляцiйнi зв`язки rм = f(H), Dtм = f(H), Igм,= f(H), Ingм = f(H). В загальному виглядi рiвняння "лiнiї" нормальної змiни зареєстрованих геофiзичних параметрiв в мергелях, отриманi за допомогою комп’ютера (Орлов О.О., Ляху М.В., Омельченко В.Г. ,1987) мають наступний вигляд:

rм = 0.0463 * e0.0019*Н ;

Dtм = 1532.03 * e-0.0006*H ;

Igм = 29.883 * e-0.0006*H;

Ingм = 0.2859 * e0.0007*H .

Згідно результатів прогнозування НГПоТ та ПоТМГ у верхнiй частинi розрiзу верхньої крейди видiляється iнтервал достатньої товщини з умовно гiдростатичним поровим(пластовим) тиском або близьким до нього. Цей iнтервал нами оцінюється як екрануюча товща, що служить регiональним екраном для покладів нафти і газу в карбонатних вiдкладах верхньої крейди (Орлов О.О., Ляху М.В., Омельченко В.Г., 1990-1991). Ця товща складена мергелями, щiльними, мiцними, масивними, збагаченими пелiтоморфним глинисто-карбонатним матерiалом. При цьому глинисті i карбонатні частинки утворюють однорiдну масу. При зростанні вмісту глинистих домiшок в основній масі породи поліпшується екрануюча її здатність. Товщина регіональної покришки по площі не витримується i змiнюється вiд 100 до 500 м. На зміну товщини покришки, очевидно, мали вплив катагенетичні (Г.I. Сурькова, 1971) та тектонічні процеси.

Використовуючи дані геолого-геофізичних досліджень та результати прогнозування НГПоТ та ПоТМГ нами побудовані схематичні карти покрівлі екрануючої товщі та її товщин окремо для Керченського півострова, Рівнинного Криму та шельфу Чорного моря.

Аналіз побудованих карт та співставлення їх з відомими картами перспектив регіону показали, що територія розповсюдження екрануючої товщі, де товщина її більша за 100метрів, є перспективною для відкриття в підстилаючих відкладах покладів вуглеводнів.

В шостому розділі наводяться розроблені алгоритми моделювання умов збереження покладу вуглеводнів на основі оцінки екрануючих властивостей порід-покришок.

Для моделювання умов збереження та руйнування покладів нафти і газу нами розроблено систему алгоритмiв визначення тиску прориву покришки вуглеводнями i часу руйнування покладiв. Алгоритм визначення тиску прориву породи-покришки вуглеводнями розроблявся на основі використання рiвняння О.О. Орлова (1984), яке містить наступні параметри: товщина покришки, в’язкість прориваючого флюїду, проникність і час фільтрації. Одночасно алгоритм визначення часу руйнування покладів вуглеводнiв розроблявся на основі рiвняння В. М. Рижика (1985), яке включає в себе такі параметри, як: товщина покришки, в’язкість флюїду, пористість, насиченість породи флюїдом, проникність, градієнт тиску прориву. Визначення часу руйнування покладів в карбонатних відкладах верхньої крейди досліджуваного регіону проводилось за програмою "ТIМЕ-1", яка розроблена на алгоритмiчнiй мовi "PASCAL". Для обчислення використано ПЕОМ IBM 80486. Співставлення результатів визначення тривалості руйнування покладів розрахунковим та змодельованим способами дозволило нам оцінити час, протягом якого проходитиме руйнування покладів вуглеводнів, а також визначити, що найбільш суттєво на цей процес впливають товщина покришки, проникність та градієнт тиску прориву.

В свою чергу тиск прориву породи-покришки вуглеводнями залежить вiд таких геологiчних параметрiв, як товщина покришки та проникність і визначався за програмою "PRESSURE-1". За результатами розрахунку було отримано спiввідношення між тиском прориву та проникністю і товщиною покришки, які характеризують екрануючi властивостi породи-покришки за певний промiжок часу. Також цими розрахунками встановлено, що із зменшенням проникності тиск прориву рiзко збiльшується.

Таким чином, на основі розроблених алгоритмiв вдалось:

- оцiнити час руйнування покладу та тиску прориву покришки за геологiчними параметрами;

- провести моделювання умов збереження та руйнування покладів вуглеводнiв;

- розрахувати оптимальні значення параметрів (проникність, товщину, тиск прориву, час руйнування), які дозволили дати якісну i кiлькiсну оцiнку екрануючих властивостей порід-покришок.

ВИСНОВКИ І РЕКОМЕНДАЦІЇ

На основі вивчення відкладів верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції та за результатами оцінки пластових тисків в цьому регіоні автору дисертаційної роботи вдалось встановити:

1. Наявність у карбонатних породах верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції регіональної екрануючої товщі складеної мергелями та глинистими вапняками.

2. В даному нафтогазоносному регіоні існують дві гідродинамічні системи одна із яких приурочена до майкопських відкладів, друга - до крейдових відкладів. Розділяє ці системи виділена нами регіональна покришка у відкладах верхньої крейди.

3. Найбільш сприятливими умовами для формування цієї покришки був маастріхт-датський вік.

4. Висока екрануюча здатність виділеної регіональної покришки у відкладах верхньої крейди підтверджується підвищеним вмістом йоду, бору, брому та важких вуглеводневих газів у пластових водах нижче інтервалу виділеної покришки.

5. Виділена екрануюча товща у відповідності з класифікацією О.О.Ханіна відноситься до порід-покришок високої та середньої екрануючої здатності.

6. Розроблена методика виділення покришок в карбонатних відкладах за пластовими тисками.

7. Розроблені алгоритми моделювання умов збереження та руйнування покладів нафти і газу в залежності від товщини покришки

8. Складено карти перспектив нафтогазоносності карбонатних відкладів верхньої крейди в залежності від товщини виділеної покришки.

На основі виконаних досліджень слід рекомендувати:

1. Подальші напрямки пошуків покладів нафти і газу в карбонатних відкладах верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції слід проводити з врахуванням зміни товщини покришки та глибини залягання її покрівлі.

2. Розроблену методику виділення покришок в карбонатних відкладах за пластовими тисками слід застосовувати в регіонах з подібною геологічною будовою.

3. При бурінні в карбонатних відкладах верхньої крейди слід враховувати виділений інтервал покришки і своєчасно проводити корегування густини бурового розчину.

По темі дисертації опубліковані наступні роботи:

1. Омельченко В.Г. Результаты экспериментальных исследований определения давления и температуры прорыва карбонатных пород-покрышек, сложенных мергелями// Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений.- Львов: ИФИНГ.- 1988.- Вып. 25 - С.19-24.

2. Омельченко В.Г., Ляху М.В. Корреляционная связь глубины залегания карбонатной покрышки и регистрируемых геофизических параметров в верхнемеловых отложениях Керченского полуострова// Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений.- Львов: ИФИНГ.- 1989.- Вып. 26 - С.11-14.

3. Орлов О.О., Ляху М.В., Омельченко В.Г. Способ выделения карбонатных покрышек залежей углеводородов.- К.: Час, 1990.- 3 с.

4. Омельченко В.Г. Виділення покришок нафти і газу в карбонатних відкладах із зон аномально високих пластових тисків// Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ.-Київ: НМК ВО.- 1991.-С.10-11.

5. Омельченко В.Г. Особливості формування покришок у відкладах верхньої крейди Причорноморсько-Кримської НГП// Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - Серія: Геологія та розвідка нафтових і газових родовищ. Розвідувальна і промислова геологія. -Івано-Франківськ: ІФДТУНГ.- 1994.- Вип. 31 - С. 34-37.

6. Омельченко В.Г., Михайлів І.Р. Результати визначення екрануючих властивостей карбонатних порід-покришок// Геоекологічні проблеми Івано-Франківщини та Карпатського регіону.- Івано-Франківськ: ЕКОР.- 1998.-С.41-45.

7. Омельченко В.Г., Михайлів І.Р. Геологічні умови утворення порід-покришок в карбонатних відкладах верхньої крейди Причор-номорсько-Кримської нафтогазоносної провінції// Геоекологічні проблеми Івано-Франківщини та Карпатського регіону.- Івано-Франківськ: ЕКОР.- 1998.-С.46-49.

8. Орлов О.О., Омельченко В.Г., Михайлів І.Р. Визначення тиску прориву та часу розформування покладів вуглеводнів за допомогою ПЕОМ// Геоекологічні проблеми Івано-Франківщини та Карпатського регіону.- Івано-Франківськ: ЕКОР.- 1998.-С.49-55.

9. Чебаненко И.И., Орлов А.А., Ляху М.В., Гнатенко Г.И., Жученко Г.А., Клочко В.П., Омельченко В.Г. Пластовые давления в нефтегазовых структурах Крымо-Азовской провинции и методы их прогнозирования.- К.: 1987.-49с. (Препр. / АН УССР. Ин-т геологических наук; 87-32).

10. Орлов А.А., Маєвський Б.Й., Ляху М.В., Жученко Г.А., Омельченко В.Г. Использование информации об аномально высоких пластовых давлениях в качестве поискового критерия залежей нефти и газа// Условия нефтегазообразования на больших глубинах. -М.: Наука, 1986.- с.55-60.

11. Орлов А.А., Ляху М.В., Омельченко В.Г. Выделение в разрезах бурящихся скважин барьерных зон - покрышек залежей нефти и газа// Труды 2-й Всесоюзной науч.-техн. конф. "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин".- Ивано-Франковск.- 1988.- С.284-285.

12. Омельченко В.Г. Особливості зміни густини та пористості мергелів верхньої крейди Криму// Праці наук.-техн. конф. проф.-викл. складу ін-ту нафти і газу. - Частина1. - Івано-Франківськ, 1994.- С 30.

А Н О Т А Ц І Ї

Омельченко В.Г. Виділення регіональної покришки в карбо-натних відкладах верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції за пластовими тисками. - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04.00.17 - геологія нафти і газу. - Івано-Франківський державний технічний університет нафти і газу, Івано-Франківськ, 1998.

Дисертацію присвячено питанням прогнозу нафтогазоносності в перспективних на нафту і газ карбонатних відкладах Причорномор-сько-Кримської нафтогазоносної провінції шляхом якісного виді-лення порід-покришок. В дисертації розроблено методику виділення покришок за пластовими тисками. За результатами інтерпретації промислово-геофізичних даних побудовані карти покрівлі та товщини екрануючої товщі у відкладах верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції. Складено карту перспектив нафтогазоносності карбонатних відкладів верхньої крейди в залежно-сті від товщини виділеної покришки. Запропоновано алгоритм моде-лювання умов збереження та розформування покладу вуглеводнів.

Ключові слова: прогноз, порода-покришка, поровий(пластовий) тиск, покрівля, екрануюча товща, алгоритм моделювання, поклад, вуглеводні.

Омельченко В.Г. Выделение региональной покрышки в карбо-натных отложениях верхнего мела Причерноморско-Крымской нефтегазоносной провинции по пластовым давлениям. - Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геологических наук по специальности 04.00.17 - геология нефти и газа. - Ивано-Франковский государственный технический университет нефти и газа, Ивано-Франковск, 1998.

Диссертация посвящена вопросам прогноза нефтегазоносности в перспективных на нефть и газ карбонатных отложениях Причерно-морско-Крымской нефтегазоносной провинции путем качественного выделения пород-покрышек. В диссертации разработано методику выделения покрышек по пластовым давлениям. По результатам интерпретации промыслово-геофизических данных построены карты кровли и мощности экранирующей толщи в отложениях верхнего мела Причерноморско-Крымской нефтегазоносной провинции. Составлено карту перспектив нефтегазоносности карбонатных отложений верх-него мела в зависимости от мощности выделенной покрышки. Пред-ложено алгоритм моделирования условий сохранения и расформиро-вания залежей углеводородов.

Ключевые слова: Прогноз, порода-покрышка, поровое(пласто-вое) давление, кровля, экранирующая толща, алгоритм моделиро-вания, залежь, углеводороды.

Omelchenko V.G. Selection of a regional cap rocks in upper Cretaceous carbonate deposits of pre-BlackSea-Crimean oil-and-gas province on the formation pressure. - Manuscript.

The thesis for a scientific degree of the Candidate of geological sciences on the specialty 04.00.17 - geology of oil and gas. - Ivano-Frankivsk state technical university of oil and gas, Ivano-Frankivsk, 1998.

The thesis is devoted to problems of the prognosis of oil-and-gas presence in perspective for oil and gas carbonate deposits of pre-BlackSea-Crimean oil-and-gas province by qualitative cap rocks selection. In a thesis a technique of cap rocks selection based on formation pressure is developed. According to the results of industrial and geophysical data interpretation the maps of a roof and shielding strata's thickness for upper Cretaceous deposits of pre-BlackSea-Crimean oil-and-gas bearing province are constructed. The map of upper Cretaceous carbonate deposits perspectives of oil-and-gas presence depending on thickness of picked out cap rock is also constructed. The algorithm of modelling of preservation and disbandment conditions for hydrocarbon deposit is offered.

Key words: The prognosis, cap rock, formation pressure, roof, shielding strata, algorithm of modelling, deposit, hydrocarbons.