На правах рукописи

Коротков Сергей Борисович

НОВЫЕ ПРОГНОЗНО-ПОИСКОВЫЕ МОДЕЛИ

ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ НА ГАЗ

НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

Специальность: 25.00.10 – Геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва – 2014 2

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий (ООО «Газпром-ВНИИГАЗ») Научный Шилов Геннадий Яковлевич, руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор, зам. начальника отдела геологии и разработки морских месторождений ДОАО «Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры ОАО «Газпром» – ДОАО «ЦКБН» ОАО «Газпром»

Официальные Пороскун Владимир Ильич, оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, заместитель генерального директора ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт – ФГУП «ВНИГНИ»

Каплан Самуил Абрамович, кандидат технических наук, начальник лаборатории геолого-геофизических исследований на нефть и газ ФГУП «Государственный научный центр Российской Федерации ВНИИгеосистем» – ФГУП «ВНИИгеосистем»

Ведущая Открытое акционерное общество «Центральная организация: геофизическая экспедиция» – ОАО «ЦГЭ»

09.10.2014 г.

Защита диссертации состоится в конференц-зале в 14:00 часов на заседании Диссертационного совета Д 216.011.01 при Всероссийском научно-исследовательском институте геологических, геофизических и геохимических систем (ФГУП ГНЦ «РФ ВНИИгеосистем») по адресу: Москва, Варшавское шоссе, дом 8.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Всероссийского научно-исследовательского института геологических, геофизических и геохимических систем (ФГУП ГНЦ РФ «ВНИИгеосистем») по адресу:

Москва, Варшавское шоссе, дом 8.

29.07.2014 г.

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета, В.В. Муравьев доктор геолого-минералогических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы Исследования охватывают районы дислокации крупнейших действующих газодобывающих предприятий России, для которых восполнение ресурсной базы является важнейшей задачей. Для многих из них, расположенных не только на европейской территории, но и в Западной Сибири, основные перспективы связываются с новыми малоизученными глубокими горизонтами. Недавние открытия в Азербайджане, Мексиканском заливе, в бразильском секторе Атлантического океана повысили интерес инвесторов к глубоким горизонтам, в том числе в России, где за многие годы накоплен большой объем геолого-геофизических материалов. Однако эти данные разрознены, комплексно давно не обобщались. Основным методом выявления поисковых объектов и их подготовки к глубокому бурению является сейсморазведка, использующая стандартные параметры полевых и камеральных работ и традиционные модели поисковых объектов, несмотря на их очевидную неэффективность, в целом, для условий больших глубин.

Накопленный фактический материал по сверхглубокому бурению, глубинным геофизическим исследованиям даёт основание говорить о кардинальных изменениях условий нефтегазоносности глубоких горизонтов, по сравнению с освоенными глубинами. Применяемые на практике методические приёмы и технологии ГРР недостаточно эффективны, так как создавались для работы на малых глубинах. В данном контексте тема диссертационной работы является актуальной, поскольку она нацелена, вопервых, на повышение надежности прогноза залежей и, следовательно, оптимизацию критериев выбора площадей для постановки геологогеофизических работ, во-вторых, на создание новых моделей глубокопогруженных поисковых объектов как геологической основы для дальнейшего совершенствования технологий сейсморазведки.

Диссертационная работа выполнена по заявленной специальности, по направлению определенному п. 16 «Использование геолого-геофизических данных для построения геологических, гидродинамических и геодинамических моделей месторождений».

Цель работы Усовершенствование критериев прогноза глубокопогруженных месторождений природного газа по комплексу геолого-геофизических данных и создание новых моделей поисковых объектов, учитывающих особенности геологического строения и флюидодинамики глубоких горизонтов, и обеспечивающих повышение эффективности геологогеофизических работ.

Основные задачи исследования 1. Обобщить и проанализировать результаты геологоразведочных работ (ГРР) на глубокие горизонты с целью выяснения тектонодинамических закономерностей пространственного размещения залежей, в том числе по фазовому состоянию, и исследования недостатков применяемых геофизических методов их выявления.

2. Выявить особенности тектонофизических свойств геологической среды, влияющие на формирование залежей газа на больших глубинах.

3. Создать новые модели поисковых объектов, адекватные особенностям физических свойств геологической среды на больших глубинах, для обоснования технологических требований к комплексу геологогеофизических методов их выявления.

4. Разработать рациональный комплекс критериев и методических приемов прогноза и поисков на основе выявленных особенностей формирования глубокопогруженных месторождений и разработанных геологогеофизических моделей.

5. Обосновать перспективные направления геолого - геофизических работ на газ в глубоких горизонтах с использованием разработанных методических приемов локального прогноза и поисковых моделей.

Научная новизна Обоснован прогноз на преимущественную газоносность малоизученных глубоких горизонтов в районах размещения основных российских газодобывающих центров, что позволяет повысить оценки перспектив восполнения их сырьевой базы.

Предложена новая прогнозная модель, учитывающая как особенности геологического строения (региональное уплотнение горных пород, блоковое строение, локальное развитие очагов вторичного разуплотнения), так и особенности флюидодинамики глубоких недр (затрудненность региональных латеральных потоков и развитие вертикальных каналов разгрузки подземных флюидов). С учетом этих особенностей автором уточнена модель формирования месторождений газа на больших глубинах, которая позволяет повысить достоверность прогнозирования участков локализации углеводородов по площади и разрезу осадочных бассейнов при выборе наиболее перспективных площадей проведения поисковых работ методами разведочной геофизики. В отличие от других известных моделей, где в перечне основных факторов фигурирует дальняя латеральная миграция углеводородов, в предлагаемой модели ключевая роль отводится субвертикальной миграции глубинных газов и наличию в разрезе регионального газоупора (покрышки). Показано, что в платформенных областях (где расположены основные газодобывающие центры РФ) на больших глубинах региональными покрышками для газа служат, в основном, соляные формации. Поиски ловушек геофизическими методами автором предлагается сконцентрировать в зонах контакта субвертикальных флюидоподводящих каналов и региональной покрышки.

Разработаны новые модели поисковых объектов (ловушек для газа), отличительной особенностью которых является доминирование субвертикальных границ, «невидимых» для современной сейсморазведки. На основе этих моделей даны рекомендации по возможным направлениям совершенствования методов обработки и интерпретации сейсмических данных.

Основные защищаемые положения 1. Особенности формирования месторождений газа в глубоких горизонтах платформенных областей определяются следующими факторами:

превалирование вертикальной миграции углеводородных газов;

аккумуляция промышленных скоплений газа в зонах выхода субвертикальных флюидопроводящих каналов под региональной, преимущественно сульфатно-галогенной покрышкой;

блоковое строение резервуара и тектонически дислоцированное состояние газовмещающей геосреды.

2. Разработанные прогнозно-поисковые модели блокового типа на больших глубинах определяют направления совершенствования сейсморазведки и других геофизических технологий (параметры полевых наблюдений, обработки и интерпретации данных) для их выявления и подготовки к глубокому бурению.

3. Критерии локального геолого-геофизического прогноза и методические приемы поисков глубокопогруженных месторождений газа обеспечивают учет выявленных особенностей их формирования и условий нахождения в глубоких недрах при проведении геофизических Практическая значимость, достоверность и реализация результатов работы Практическая значимость результатов исследований заключается в создании методико-технологических решений для унификации процедур формирования цифровых информационных ресурсов, их аналитической обработки и многоцелевого использования.

Достоверность полученных результатов подтверждается практикой геолого-геофизических работ. В процессе работы над диссертацией автор участвовал в составлении двух проектов сверхглубокого бурения на девонские отложения Астраханского свода, в которых учтены предложения по технологиям сейсморазведки, разработанные соискателем на основе личного опыта работ в составе ведущих геофизических компаний Петроальянс и PGS. Выполненная автором в 1999-2000 г.г. совместно с А.Н. Иноземцевым (Paradigm Geophysical) повторная обработка и геологическая интерпретация сейсмических данных по опорному сейсмическому профилю «01.01.98», проложенному через сверхглубокие «девонские» скважины, с учетом данных по другим профилям, позволила впервые выделить в подсолевом разрезе Астраханского свода блоки и субвертикальные газопроницаемые каналы. Один из таких каналов был выделен в правобережной части Астраханского свода и в 2001 г.

подтвержден бурением сверхглубокой параметрической скважины Правобережная-1 (автор был в составе исполнителей проекта). В зоне стыковки вертикального канала с соленосной кунгурской покрышкой открыто крупное Западно-Астраханское газоконденсатное месторождение, связанное с ловушкой блокового типа, что существенно расширяет перспективы открытия аналогичных месторождений по всему периметру Астраханского свода. Коллектив ведущих исполнителей данного проекта в 2010 г. был удостоен премии ОАО «Газпром» в области науки и техники.

Результаты исследований автора отражены в ряде крупных научных отчётов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», посвященных промышленному освоению газового потенциала глубоких горизонтов, регионального геологического моделирования Ямал-Гыдан-Карского ареала, а также в комплексных программах ОАО «Газпром» по проведению глубокого поискового бурения в Прикаспийской впадине и в северных районах Западной Сибири. Автором сформулированы рекомендации по комплексированию геофизических методов и описаны физические аномалии (сейсмоакустические и электромагнитные) блоковых и межблоковых глубокозалегающих структур, которые могут выступать в роли поискового признака.

Разработанные геолого-геофизические модели поисковых объектов блокового типа могут быть полезны при планировании ГРР, при разработке новых геофизических технологий, геофизической аппаратуре, а также для выбора параметров полевых наблюдений при проведении сейсморазведочных работ МОВ ОГТ.

Использованный материал, методы исследований и личный вклад В основу диссертации положены геолого-геофизические материалы, собранные соискателем в период обучения в аспирантуре РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (1996-1999 г.г.), производственной работы в полевых сейсморазведочных партиях в Саудовской Аравии, Казахстане и Западной Сибири (2000-2003 г.г.), в немецкой газовой компании E-ON Ruhrgas Разведка и Добыча (2003-2008 г.г.) и в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (1996г.г. и с 2008 г.-н.в.). В корпоративном кернохранилище ОАО «Газпром»

(п. Развилка) и территориальном кернохранилище ГУ «Ресурсы Ямала» (г.

Лабытнанги) автором проведено визуальное исследование кернового материала по глубоким и сверхглубоким скважинам, пробуренным в Прикаспийской впадине (Д1, Д2, Д3), на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (СГ-6, СГ-7) и других регионах. Уникальные материалы получены в Персидском заливе, где соискатель выполнял сейсмоакустические изыскания по выявлению придонных вертикальных каналов разгрузки природного газа. Ценный материал собран в трех научных геолого-геофизических экспедициях: исследование клиноформных отложений и их связей с антиклинальными ловушками нефти в районе г.

Ниигата (Япония), исследования природных газовых гидратов в донных отложениях подводного газо-грязевого вулкана Маленький на оз. Байкал, исследование достоверности дистанционной интерпретации тектонических нарушений в докембрийских отложениях прибрежной зоны оз. Байкал.

Собран и обобщен большой фактический материал (включая первичные геофизические и буровые данные) по глубоким горизонтам полуостровов Ямал, Гыдан и прилегающих акваторий Обской губы и Карского моря, который использован для создания региональной цифровой трехмерной геологической модели осадочного чехла и переходного комплекса (диссертант был инициатором и одним из ответственных исполнителей данной НИР).

При работе над диссертацией автор использовал опубликованные материалы по теме исследования на русском и английском языках, в том числе труды ООО «Газпром ВНИИГАЗ», МГУ им. М.В.Ломоносова, РГУНГ им. И.М. Губкина, ФГУП ВНИГНИ, ФГУП ГНЦ РФ «ВНИИгеосистем», ОАО «ЦГЭ», ОАО «СибНАЦ», ООО «Тюменьниигипрогаз» и др., отраженные в списке литературы.

Для решения поставленных задач, в качестве инструментальных средств использовались: системный анализ, метод аналогий, полевые геологические наблюдения (отбор образцов горных пород на обнажениях, шлама 120-ти изыскательских скважин, природных газовых гидратов и флюидов;

дешифрирование космических снимков), сейсморазведка методом отраженных волн (МОВ ОГТ) 2D и 3D (включая обработку и интерпретацию данных с использованием программного обеспечения ProMAX или аналогичного), геологическое моделирование выполнялось в программном комплексе Petrel. Для исследования свойств верхней части разреза использовался метод микросейсмокаротожа (uphole), в совокупности с анализом технических буровых данных (скорость проходки, нагрузка на крюке, обороты), выполненный автором в 120-ти инженерно-геологических скважинах. В качестве вспомогательной информационной базы использовались результаты методов ГИС, ВСП, петрофизических исследований, пассивной сейсмометрии, электромагнитных и гравиметрических съемок.

Апробация работы Результаты проведенных исследований докладывались на заседаниях секции «Геология» Ученого Совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ», на XVI Губкинских чтениях (Москва, 2009), на научно-практической конференции «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири, посвященной 40-летнему юбилею ООО «ТюменНИИ гипрогаз» (г. Тюмень, 25-28 апреля 2006 г., на VIII Международной научно-практической конференции «Геомодель»-2009» (г. Геленджик, 17-22 сентября 2009 г.), на расширенном научном семинаре «Проблемы и перспективы изучения и освоения углеводородного потенциала глубокопогруженных горизонтов осадочных бассейнов мира» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 25 марта 2010 г.), на Всероссийской конференции с международным участием, посвященной 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина (Москва, 18- октября 2010 г.), на 1-й Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти (Москва, ЦГЭ, 22-25 октября 2012 г.), на III-й Молодежной тектонофизической школе-семинаре (Москва, ИФЗ РАН, 14-18 октября г.), а также на научных семинарах ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по темам:

«Проблемы и перспективы изучения и освоения углеводородного потенциала глубокопогруженных горизонтов осадочных бассейнов мира» (2010 г.), «Влияние разрывных нарушений и разломно-трещинных зон на формирование, размещение и освоение месторождений углеводородов»

(2011 г.), «Миграция и аккумуляция углеводородов в осадочных бассейнах и породах различного типа» (2011 г.), «Генезис, размещение, условия формирования, ресурсы нефти в преимущественно газоносных областях и комплексах пород» (2012 г.), изложены в 12-ти научно-производственных отчетах различных организаций, в том числе зарубежных компаний PGS и E.ON-Ruhrgas.

Публикации По теме диссертации опубликовано 15 работ, в том числе 3 работы в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ, и 2 научно-технических обзора (монографии).

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения объемом 154 стр., включает 85 рисунков (включая схемы, сейсмические разрезы, аэроснимки, данные батиметрической съемки и др.), 6 схем и таблицы. Список использованных источников насчитывает наименования отечественных и зарубежных авторов.

Благодарности Автор выражает благодарность научному руководителю д.г.-м.н., проф.

Г.Я. Шилову за постановку задач и конструктивную помощь на протяжении всего периода совместных исследований. Автор благодарен коллективу РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, в первую очередь – д.г.-м.н., проф.

В.И. Ермолкину, д.г.-м.н., проф. В.С. Якушеву за ценные советы и помощь в проведении исследований.

«ВНИИгеосистем» – д.г.-м.н. В.В. Муравьева, д.т.н. Е.Н. Черемисину, д.т.н.

Л.Е. Чесалова за помощь в методических вопросах, а также за подаренный диссертанту в 1997 году магнитофон, с помощью которого были спасены уникальные старые сейсмические записи по Астраханскому своду. Автор благодарит главного геолога Астраханской геофизической экспедиции к.г.м.н. А.Я. Бродского за оказанную помощь в подборе исходных сейсмических материалов по Астраханскому своду и главного геолога кернохранилища в г.

Лабытнанги И.И. Попова за помощь в подборе керна сверхглубоких научных скважин СГ6, СГ7 и др.

Большую помощь в вопросах, связанных с региональным моделированием, и блоковым строением месторождений оказал, д.г.-м.н.

А.И. Тимурзиев (ЦГЭ).

Автор выражает глубокую признательность и благодарность своим коллегам в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – д.т.н. Д.Н. Крылову, к.г.-м.н. Б.С.

Короткову, д.т.н. Д.В. Люгаю, д.т.н. Е.Е. Полякову, д.т.н. А.Г. Потапову, к.г.м.н. А.Е. Рыжову, Е.В. Семеновой, д.г.-м.н., В.А.Скоробогатову, д.г.-м.н.

Н.Н. Соловьёву, д.г.-м.н. В.Г. Фоменко, В.В. Яковенко, и многим другим ученым, которые находили время для ознакомления с промежуточными и окончательными результатами исследования, давали ценные критические замечания и советы по их устранению.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 обобщены и проанализированы результаты геологогеофизических работ на глубокие горизонты в России и в мире. Согласно принятой международной градации (использована в диссертации), к глубоким относятся скважины с вертикальной глубиной забоя от 4,5 км, а к сверхглубоким – от 6,0 км. Первые глубокие скважины были пробурены в США в конце 1930-х годов и к 1975 г. на глубине более 4500 м было открыто 250 месторождений нефти и газа. В 2003 г. в США из глубокопогруженных пластов газ добывался на 183 месторождениях. Одно из них, крупное газовое месторождение Гомез в Пермском бассейне с запасами 283 млрд. м (продуктивный карбонатный пласт залегает на глубине 6400 м), разрабатывается с 1963 г. В последнее десятилетие работы на глубокие горизонты в США заметно активизировались. Наиболее весомые результаты получены в акватории Мексиканского залива, где на больших глубинах открыт ряд крупных месторождений нефти и газа (Тибр и др.). Значительные успехи достигнуты в бразильском секторе Атлантического океана, где под региональной соленосной покрышкой открыт ряд крупных глубокопогруженных месторождений нефти и газа: Тупи, Яра, Гуара, Юпитер и др. В Северном море крупные газоконденсатные месторождения Элджин и Франклин, залегающие на глубине 5500 м, разрабатываются с 2001 г.

В СССР поиски нефти и газа на больших глубинах велись в большинстве нефтегазоносных районов. Реализовывались также масштабные государственные программы изучения глубоких недр страны, основой которых были региональные геофизические работы и бурение сверхглубоких научных скважин. Наиболее известной из них стала Кольская СГ-2, до сих пор остающаяся самой глубокой в мире (12262 м). Последние сверхглубокие скважины по этим программам были пробурены уже после распада СССР:

СГ-6 «Тюменская» (7502 м) и СГ-7 «Ен-Яхинская» (8250 м). В результате реализации научных программ была получена уникальная новая геологогеофизическая информация, во многом изменившая прежние представления о строении глубоких недр. Так, данные по Кольской скважине позволили установить, что скачкообразные градиенты скоростей сейсмических волн, ранее связывавшиеся с границей между гранитным и базальтовым слоями земной коры, на самом деле обусловлены разной степенью уплотнения и метаморфизма изначально одних и тех же пород. Было установлено, что под воздействием мощных статических и геодинамических напряжений массив горных пород на больших глубинах переходит в неустойчивое напряженнодеформированное состояние, при котором активизируются процессы дифференциации и концентрации минерального вещества (А.Н.

Дмитриевский, В.Н. Николаевский, А.И. Петров и др.), а горизонтальнослоистое строение недр, характерное для малых и отчасти средних глубин, преобразуется в пластово-блоковое (В.И. Дюнин, 2000) или мозаичноблоковое (Н.Н. Соловьев, 1997).

На больших глубинах были открыты месторождения нефти и газа как на древней Восточно-Европейской платформе в пределах Днепровско-Донецкой и Прикаспийской впадин, так и в молодых прогибах и впадинах альпийской фазы складчатости. Негативным моментом является чрезвычайно высокий процент (по экспертной оценке автора, до 95%) «пустых» глубоких и сверхглубоких поисково-разведочных скважин. Одной из главных причин стала низкая подтверждаемость бурением структурных построений по данным сейсморазведки. Как правило, строились упрощённые модели антиклинальных структур, не учитывающие блокового строения. Чрезмерное увлечение «рифовыми» объектами также внесло свой негативный вклад.

Низкая эффективность глубокого и сверхглубокого бурения при очень высокой стоимости работ стала одной из главных причин резкого снижения интереса инвесторов к поиску глубокопогруженных месторождений в рыночных условиях недропользования. После 1991 г. только ОАО «Газпром»

проводил целенаправленные поиски газа на больших глубинах, ограничиваясь районами расположения основных центров по добыче газа, где остро стоит проблема восполнения минерально-сырьевой базы. На Астраханском своде открыто крупное Западно-Астраханское газоконденсатное месторождение, приуроченное к ловушке блокового типа.

Газоводяной контакт находится гипсометрически ниже на 150 м, по сравнению с соседней уникальной «башкирской» залежью Астраханского ГКМ. По нашей интерпретации, месторождение сформировалось в зоне контакта субвертикального флюидопроводящего канала (зона повышенной трещиноватости пород) и региональной соленосной покрышкой.

Гипсометрически ниже, в интервале залегания нижнекаменноугольных и девонских отложений, где прогнозировалось крупное рифовое тело, при испытаниях получены притоки воды, в том числе достаточно мощные, с газопроявлениями непромышленного масштаба. Залежи газа не образовались по причине отсутствия надежных газоупоров.

В южной части Предуральского прогиба под солью на глубине более 4,5 км в карбонатных отложениях среднего карбона открыты Акобинское и Кзылобинское газоконденсатные месторождения, непромышленные скопления газа выявлены на Вершиновской площади. В Верхне-Печорской впадине Предуральского прогиба в районе Вуктыльского ГКМ в разные годы пробурено более 20 глубоких и сверхглубоких скважин. Сверхглубокая скважина П-58 Вуктыльская (7026 м) вскрыла ордовикские отложения.

Отмечались нефтегазопроявления в поднадвиговой части Вуктыльской структуры, однако промышленной залежи не выявлено. Причиной, по нашему мнению, является отсутствие ниже основной залежи надежного газоупора, вследствие чего весь газ по вертикальным трещиноватым зонам мигрирует под соленосную покрышку, где сформировалось уникальное Вуктыльское ГКМ.

На севере Западной Сибири также происходит постепенная переориентация ГРР на глубокопогруженные ачимовские, юрские и доюрские отложения, где открыт ряд газоконденсатных залежей сложного строения. Наибольший научный интерес представляют результаты бурения сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7, пробуренных в районе Уренгойского месторождения. Обе скважины в нижней части разреза вскрыли мощную вулканогенно-осадочную толщу триасового возраста. Газопроявления в скв.

СГ-7 отмечались практически по всему разрезу триаса, однако промышленных залежей не выявлено. Причины, в первую очередь следует связывать с отсутствием в разрезе триаса надёжных газоупоров.

Выполненные обобщение и анализ результатов ГРР на глубокие горизонты позволяет сделать следующие выводы:

бурением доказано широкое присутствие углеводородов в глубоких горизонтах многих нефтегазоносных бассейнов, причем на древних и эпигерцинских платформах существенно превалирует газ, а в молодых альпийских прогибах нефть и газ встречаются примерно в равном соотношении;

эффективность применяемых геофизических методов, базирующихся на традиционных геолого-геофизических моделях, остается низкой, что выражается в массовом неподтверждении глубоким бурением прогнозных моделей поисковых объектов и оцениваемым по ним перспективных ресурсов УВ.

На основании сделанных выводов сформулированы основные задачи исследования (см. введение).

Глава 2 посвящена изучению особенностей формирования, строения и пространственного размещения залежей газа на больших глубинах с целью выработки прогнозной модели, которой следует руководствоваться при планировании геолого-геофизических работ на больших глубинах.

Генезис углеводородов (УВ) в диссертации не рассматривается, поскольку это самостоятельная сложная и дискуссионная научная проблема геохимии. Отметим лишь, что абсолютное большинство отечественных и зарубежных исследователей признают вторичность нефти и газа по отношению к продуктивным пластам залежей и месторождений.

Миграция УВ от очагов генерации к местам аккумуляции является важнейшим и в то же время недостаточно изученным звеном процесса формирования месторождений. Исследования в этой области проводили И.М. Губкин, Г.И. Амурский, А.А. Бакиров, М.Д. Белонин, И.О. Брод, Н.Б.

Вассоевич, В.И. Высоцкий, И.В. Высоцкий, А.Н. Дмитриевский, В.И.

Ермолкин, А.А. Карцев, А.Л. Козлов, В.Н Корценштейн, Н.А. Крылов, М.И. Лоджевская, Н.В. Лопатин, А.Е. Лукин, С.П. Максимов, В.Б. Оленин, В.П. Савченко, С.Н. Симаков, В.А. Скоробогатов, Б.А. Соколов, В.Л.

Соколов, Н.Н. Соловьев, Г.Я. Шилов, и многие другие отечественные и зарубежные исследователи. За редким исключением, исследования проводились с позиций биогенной осадочно-миграционной теории нафтидогенеза (ОМТН). Ее ключевые положения: генерация дисперснорассеянных углеводородов в материнской толще, их первичная миграция в перекрывающий (подстилающий) пласт-коллектор, латеральная миграция, аккумуляция УВ в ловушках, расположенных на путях миграции.

Изначально ОМТН разрабатывалась для условий малых глубин, характеризующихся горизонтально-слоистым строением и наличием выдержанных проницаемых пластов. На основе положений ОМТН создавались и применялись в практической деятельности методы локального прогноза месторождений и оценки прогнозных ресурсов УВ. Так, в 1959 г.

независимо друг от друга канадский геолог В. Гассоу и советский ученый С.П. Максимов разработали схему дифференциального улавливания углеводородов, согласно которой углеводороды, поступившие в проницаемый пласт из материнской толщи, сначала мигрируют в водорастворенном состоянии вместе с потоком подземных вод вверх по восстанию пласта, при снижении пластового давления до величины давления насыщения выделяются из раствора, и далее перемещаются по проницаемому пласту под действием архимедовой силы. Газ, как более подвижный компонент, мигрирует быстрее и первым заполняет встречающиеся на пути миграции ловушки. Нефть обтекает заполненные газом ловушки, а в недозаполненных образует нефтяные оторочки. В удаленных «пустых» (водонасыщенных) структурах формируются нефтяные залежи. Развивая эти идеи, В.П. Савченко обосновал ведущую роль струйной миграции нефти и газа в формировании залежей.

Модель формирования месторождений через механизмы дальней внутрирезервуарной миграции предполагает наличие в осадочном чехле протяжённых проницаемых пластов и обширной нефтегазосборной площади.

До тех пор, пока поиски велись на малых и средних глубинах, модель не вызывала серьёзных возражений. Однако для условий больших глубин она оказалась непригодной. Отличительной особенностью глубоких недр является региональное и значительное по величине уплотнение горных пород, ведущее к существенной редукции первичного порового пространства. С увеличением глубины погружения наращиваются конкурирующие процессы вторичного трещинообразования, проявляющиеся дискретно в виде изометричных и (или) вертикально ориентированных флюидопроницаемых зон. Вследствие уплотнения и деформационных процессов усиливаются процессы качественных преобразований недр:

пластово-слоистая структура, характерная для верхней части осадочного чехла, с глубиной погружения трансформируется в пластово-блоковую (В.И.

Дюнин, 2000). Границы между блоками могут быть тектоническими или литолого-фациальными. Несмотря на различный характер границ, главным отличительным признаком блоков является их гидродинамическая изолированность друг от друга, при незначительных взаимных смещениях.

Образуется матрично-мозаичная структура всего нижнего этажа (Н.Н.

Соловьев). Таким образом, на больших глубинах условия для дальней латеральной миграции углеводородов отсутствуют. Это касается не только струйной миграции нефти и газа, но и миграции углеводородов в водорастворённом состоянии, поскольку на больших глубинах региональные потоки подземных вод «в принципе существовать не могут» (В.И. Дюнин, 2000).

терригенный коллектор; карбонатный коллектор; рифогенное тело;

глины/аргиллиты; сульфатно-галогенная покрышка; молассовые породы; кристаллический фундамент; разломно-трещиноватые зоны;

залежь природного газа; растворенный в воде газ; направление миграции газа.

Рисунок 1 Модель формирования залежей газа на больших глубинах.

1 – породы фундамента; 2 – коллектор; 3 – покрышка; 4 – газовая залежь; 5 – субвертикальная флюидоканал межблоковой зоны, при изменении термобарических и геохимических условий может трансформироваться в субвертикальный флюидобарьер;

6 – циркуляция гидротермальных растворов; 7 – миграция газов; 8 – флюидобарьер гидротермального генезиса; 9 – разломно-трещинный флюидоканал Рисунок 2 Модель миграции флюидов и формирования залежей газа при пластовоблоковом строении среды.

кристаллический фундамент; глины, аргиллиты; карбонаты;

нефтегазопроявления; границы межблоковых субвертикальных зон; зоны разуплотнения; сеть сейсморазведки МОВ ОГТ 3D; поисково-разведочные скважины а) успешная, б) сухая.

Рисунок 3 Прогнозно-поисковые модели: а) пластово блоковая – залежь УВ в поле блока; б) массивно-блоковая и межблоковая залежь УВ.

1 – Западно-Кубанский прогиб и Восточно-Кубанская впадина; 2 – Терско-Каспийский прогиб; 3 – Прикаспийская впадина (только сухопутная часть РФ) и южная часть Предуральского прогиба; 4 – Верхнепечорская, Косью-Роговская и Коротаихинская впадины Предуральского прогиба; 5 – Ямало-Тазовская синеклиза и Енисей-Хатангский прогиб; 6 – Приенисейский НГ район; 7 – Ангаро-Тасеевская синеклиза; 8 – Вилюйская синеклиза.

Рисунок 4 Перспективные территории РФ для поисков месторождений (залежей) газа в глубоких горизонтах.

Попытки адаптировать ОМТН к указанным выше особенностям геологического строения и флюидодинамики глубоких недр предпринимались разными исследователями (Э.А. Абля, О.К. Баженова, Б.А.

Соколов и др.), в моделях которых усиливалась роль вертикальной миграции углеводородов в формировании месторождений.

Согласно импульсно-очаговой геодинамической модели А.И. Петрова (1986), разработанной сначала для рудных, а позднее (1995) для нефтяных и газовых месторождений, формирование месторождений центрального типа происходит в субвертикальных «энергетических колоннах». Механизмы дифференциации и концентрации вещества, образования каналов продвижения флюидов, проталкивания сквозь них подвижных фаз связываются с волнами напряжений, генерируемыми импульсными источниками энергии в твердых телах.

Новые модели формирования залежей УВ внесли свежую струю в познание нафтидогенеза, особенно на больших глубинах. Однако ни одна из известных моделей не позволяет для условий больших глубин дать обоснованный прогноз местоположения залежей нефти и газа по площади и разрезу, сконструировать ожидаемые типы ловушек, адекватные особенностям геологического строения глубокопогруженных горизонтов.

Автором предлагается усовершенствованная модель формирования залежей газа на больших глубинах (рис. 1 и 2), лишенная этих недостатков.

Глубокопогруженные горизонты, залегающие под региональной сульфатногалогенной покрышкой, характеризуются пластово-блоковым строением исключающим возможность сколько-нибудь протяженной внутрипластовой латеральной миграции. Разгрузка флюидов (жидкости, газы) происходит в направлении дневной поверхности через слабопроницаемые породы путем прорыва флюидов по субвертикальным каналам разуплотненных пород.

Вертикальные каналы разгрузки флюидов широко распространены на нашей планете. Это магматические и грязевые вулканы, гидровулканы (П.П.

Иванчук), кимберлитовые трубки, разного рода «курильщики» в океанах, минеральные источники и многие другие формы. В частности, известны многочисленные прорывы газа на дне Персидского залива. Такие участки дна представляют собой своеобразные подводные «зыбучие пески», очень опасные при инсталлировании буровых платформ. По заказу нефтяной компании Saudi Aramco в 2002 г. автор выполнял работы по их выявлению и картированию. Другой интересный пример вертикальной разгрузки газа автор наблюдал на оз. Байкал во время экспедиции по исследованию природных газовых гидратов – циклический выброс газовой смеси и последующая самоконсервация посредством гидратообразования в донных илах на глубине 1320 м в районе подводного газо-грязевого вулкана «Маленький» (Зыкин Н.Н., Коротков С.Б., Новикова К.Г., 2010 г.).

Вертикальная миграция флюидов (включая УВ) может протекать по двум основным сценариям. По первому сценарию канал вертикальной миграции упирается в непроницаемую покрышку. В зоне примыкания при наличии благоприятных условий (коллектор, ловушка) могут формироваться промышленные залежи нефти и газа. По другому сценарию (центральная часть рис. 1 и рис. 2) надёжной покрышки на большой глубине нет, и углеводороды мигрируют в верхнюю часть осадочного чехла, где имеются выдержанные проницаемые пласты и перекрывающие их традиционные покрышки (глины, глинистые известняки и др.). Здесь формирование залежей и месторождений протекает по известной схеме струйной латеральной миграции.

Как было показано выше (глава 1), на больших глубинах древних и эпипалеозойских платформ углеводороды присутствуют преимущественно в газовой фазе. Причем газ практически повсеместно находится под сверхвысоким давлением, что предъявляет повышенные требования к газоупорам (покрышкам). Надежность газоупора зависит от пластичности пород, обеспечивающей быстрое «залечивание» трещин после прорыва флюидов.

Наилучшими пластичными и, следовательно, газоупорными свойствами обладают сульфатно-галогенные породы. Что касается других типов пород (глины, глинистые известняки), то на больших глубинах они утрачивают газоупорные свойства. Экранирующие свойства глинистых пород определяются структурно-минералогическими особенностями и минералогическим составом, степенью насыщенности водой, величиной порового давления. На больших (иногда даже на средних) глубинах в результате дегидратации и изменений минерального состава глины трансформируются в трещиноватые аргиллиты, проницаемость которых существенно больше, по сравнению с глинистыми породами верхних частей разреза. В определенных условиях аргиллиты становятся коллекторами, содержащими залежи нефти и газа (баженовская свита в Западной Сибири, майкопская серия на Воробьевском месторождении в Предкавказье). Глины мелководного генезиса сохраняют газоупорные свойства до 2,5-3,0 км, глинистые известняки – также не более 3 км, а чистые известняки еще меньше (Е.О. Семёнов, 2008). Дольше всего, при погружении до 5,0 км и более сохраняют свои флюидоупорные свойства батиальные (глубоководные) глины, обычно присутствующие в разрезах осадочного чехла молодых альпийских депрессий (пример – майкопская серия). В районах размещения российских центров по добыче газа (платформенные области) на больших глубинах батиальные глины отсутствуют, а все другие разновидности глинистых пород глубже 4,5 км (объект исследования) присутствуют в виде аргиллитов, в значительной мере утративших газоупорные свойства. Таким образом, на больших глубинах платформенных областей только эвапоритовые формации можно рассматривать как достаточно надежные покрышки для газа.

Под региональной покрышкой, как правило, образуется область аномально высокого пластового давления (АВПД), охватывающая весь подсолевой комплекс. По данным замеров пластового давления в сверхглубоких скважинах, пробуренных на Астраханском своде, резкий «скачок» давления отмечается в первом подсолевом горизонте, а ниже плавное увеличение давление происходит в соответствии с увеличением веса столба жидкости. Это свидетельствует о гидродинамической и газодинамической связи подсолевого разреза. То есть, нефтегазоносные комплексы в традиционном понимании (сочетание коллектор – покрышка) в подсолевом разрезе отсутствуют, а нижнепермская соленосная толща является покрышкой для всего подсолевого комплекса Астраханского свода.

Непосредственно под региональной покрышкой в карбонатном резервуаре башкирского яруса образовалось гигантское газоконденсатное месторождение. Аналогичным строением характеризуются все крупные и гигантские месторождения Прикаспийской впадины. Отложения, залегающие ниже первого под региональной покрышкой природного резервуара, не будут содержать залежей коммерческого значения.

Разработанная автором модель формирования залежей учитывает особенности геологического строения, физических свойств и флюидодинамики глубоких недр, обладает прогностическими свойствами, указывая четкие ориентиры наиболее вероятного местоположения залежей на больших глубинах не только по площади, но и в разрезе. Тем самым повышается достоверность локального прогноза и надежность проектных решений при выборе участков проведения сейсморазведки для поиска ловушек УВ, оптимизируются в целом затраты на ГРР. Таким образом, доказывается первое защищаемое положение.

В главе 3 обоснованы новые геолого-геофизические модели поисковых объектов блокового типа, характерные для глубокопогруженных горизонтов, а также формаций, испытавших погружение на большие глубины в своем историческом прошлом. Развитие геологических и геофизических методов (включая программно-аппаратурный комплекс) поиска месторождений УВ исторически базировалось на антиклинальной поисковой концепции. Все существующие методики и аппаратура сейсморазведки созданы под антиклинальную прогнозно-поисковую модель в горизонтально-слоистой (пластовой) геологической среде. При визуализации геологических и сейсмических разрезов большинства крупных месторождений в едином горизонтальном и вертикальном масштабах подавляющее число ловушек будет незаметно для «невооруженного взгляда», а продуктивные пласты будут выглядеть как субпараллельное чередование отражающих горизонтов.

В любых отличных от горизонтально-слоистой модели случаях современные сейсмические методы будут давать серьезные сбои или окажутся непригодными. Хорошо известными примерами являются соляные «купола», все виды блоковых и межблоковых структур. Всюду, где нарушается основной принцип МОВ ОГТ – отраженная сейсмическая волна должна попадать на регистрирующую расстановку (имеющую весьма ограниченные в пространстве размеры – до 3-10 км), будут иметь место серьезные проблемы с получением достоверной информации о геологическом строении недр. Это актуально для всех видов субвертикальных геологических форм (или их границ) – соляных штоков, межблоковых зон, зон трещиноватости, массивно-блоковых структур, метаморфических и вулканогенных формаций.

Помимо этого, с увеличением глубины (в интервале 4-15 км) происходит существенное ухудшение сейсмического изображения в силу особенностей распространения сейсмических волн в земной коре и технических ограничений цифровой регистрирующей аппаратуры.

Прорывом в сейсморазведке можно назвать создание технологий выявления и картирования на средних глубинах (до 4 км) литологических тел клиноформенного, линзовидного, руслового и других типов. Это стало возможным благодаря полной замене парка сейсмостанций и появлению принципиально новых 3D программных комплексов обработки и интерпретации сейсмических данных, а также мощных пакетов трехмерного геологического моделирования и визуализации. Тем не менее, эта техническая революция практически не привела ни к увеличению глубинности сейсморазведки, ни к повышению надежности выделения тектонических нарушений и блоковых несмещенных объектов. Остальные полевые методы разведки – грави-, магнито-, электроразведка оперируют с еще более примитивными двух или трехслойными плоскопараллельными условными разрезами и поэтому сегодня практически не используются при коммерческих работах в мировой нефтегазовой индустрии.

Для создания новой поисковой методики и аппаратуры необходимо максимально четко задать поисковую геологическую модель. Разработчикам геофизической аппаратуры и математического аппарата обработки данных, имеющим поверхностное представление о геологии, необходимо предоставить информацию об ожидаемых размерах объекта, углах залегания флюидодинамическом режиме и др.

Для решения этой задачи в платформенных областях и на континентальном шельфе автором разработаны принципиально новые прогнозно-поисковые модели, особенностью которых является наличие субвертикальных границ. На рис. 3 показаны две из них: а) пластовоблоковая, для осадочных пород на глубинах 4-7 км и б) массивноблоковая/межблоковая для осадочных пород глубже 7 км, а также для пород в переходного комплекса. Кроме того, выделена поисковая модель для межблоковых зон. Блоковые структуры упомянутых типов могут формироваться не только в результате постседиментационных субгоризонтальных или субвертикальных катастрофических нагрузок, вызванных планетарными событиями (Е.В. Артюшков, А.И. Тимурзиев), но и в результате деформационно-усадочных процессов (застывание магмы, уплотнение осадков и др.) в фундаменте с последующим заполнением осадками неровностей рельефа.

При формировании осадочного выполнения бассейна происходят преимущественно вертикальные циклические малоамплитудные смещения, обусловленные геодинамическими, флюидодинамическими, гравитационными и другими причинами. При этом формируются субвертикальные каналы миграции гидротермальных растворов, углеводородов и кислых газов. При изменениях термобарических и геохимических условий на месте этих каналов могут формироваться субвертикальные флюидобарьеры.

Характерной особенностью платформенных блоков является практически незаметное на сейсмических разрезах вертикальное и горизонтальное смещение блоков относительно друг друга и субвертикальность межблоковых зон (первые метры). Все это создает серьезные сложности для корректной интерпретации данных и геологического моделирования, в чем автор неоднократно убеждался при экспертизе геолого-геофизических материалов подсчета запасов месторождений нефти и газа. На больших глубинах (6-7 км и более) акустический градиент становится близким по значениям для разных типов осадочных пород и современная аппаратура не в состоянии выделить отдельные пласты на фоне хаотичных сейсмических отражений.

Решение данных задач, в ближайшие годы, очевидно, связано в первую очередь с развитием новых методик обработки и интерпретации «избыточных» данных сейсморазведки. Обязательным условием при этом является существенное увеличение кратности наблюдений, использование достаточных удалений и тщательное соблюдение технологии полевых работ.

Наиболее перспективными выглядят методики, позволяющие выделить субвертикальные зоны трещиноватости и флюидонасыщения, такие как СЛБО (И.С. Файзуллин, И.А. Чиркин и др. ВНИИгеосистем), методики пассивной сейсморазведки (А.В. Горбатиков, А.В. Николаев, ИФЗ РАН;

И.Я. Чеботарева ИПНГ РАН).

Таким образом, доказывается второе защищаемое положение.

В главе 4 с учетом выявленных особенностей размещения и условий формирования глубокопогруженных месторождений газа обоснованы прогнозно – поисковые критерии и методические приемы, которыми следует руководствоваться при проведении поисково-разведочных работ в глубоких горизонтах, выборе комплекса геофизических методов и подборе параметров полевых наблюдений и обработки данных сейсморазведки МОВ ОГТ.

При выборе перспективных направлений, прежде всего, сейсморазведки, а также других методов разведочной геофизики необходимо локализовать участок работ с учетом теоретических и методических положений, описанных в главах 3 и 4. Необходимо выделить в разрезе и оконтурить площадь распространения региональной покрышки, определив ее геофизические и петрофизические характеристики. На территории РФ все нефтегазоносные бассейны в региональном плане достаточно хорошо изучены и региональные флюидоупоры в каждом из них известны. Идентифицировать в разрезе региональную покрышку при наличии достаточно большого числа пробуренных скважин можно по распределению залежей. Под региональной покрышкой открывают подавляющее число залежей, в то время как ниже и выше по разрезу их количество резко убывает. «Дыры» в покрышках служат путями вертикальной миграции и в этом случае выше образуются многозалежные месторождения, в то время как под самой региональной покрышкой крупные залежи отсутствуют. Региональная покрышка обычно является барическим разделом, ниже которого весь разрез характеризуется АВПД, а выше – гидростатическим давлением. Породы региональной покрышки обладают пластичными свойствами, позволяющими быстро «залечивать» образующиеся по разным причинам каналы миграции флюидов.

Характерным свойством покрышек является аномально высокое поровое давление, превышающее по величине давление флюидов как в перекрывающих, так и в подстилающих отложениях. По перечисленным признакам выделяют в разрезе флюидоупоры.

После того, как на территории проектируемых работ установлен ареал распространения региональной покрышки и изучены её физические свойства, характер изменчивости основных свойств, определяют целевые горизонты для поиска кондиционных ловушек. Наибольший практический интерес представляют отложения, залегающие непосредственно под региональной покрышкой. Все более глубокие горизонты, даже в тех случаях, когда предполагается наличие пластов – коллекторов или «рифов», заведомо не будут содержать залежей промышленного значения. Сейсмические исследования должны охватывать весь разрез на технически доступную глубину с тем, чтобы можно было бы выделить блоки, вертикальные флюидопроводящие каналы и другие особенности глубоких недр, влияющие на формирование залежей УВ. Но искать локальные поднятия, которые можно было бы включить в фонд поисковых объектов, следует только в слое, залегающем непосредственно под региональной покрышкой.

Соответствующим образом подбирается технология сейсморазведки и других геофизических работ.

Далее следует оценить возможности первого подсолевого горизонта аккумулировать залежь коммерческого значения. В диссертации формализовано понятие «коммерческая залежь» для условий больших глубин. Преобладающим типом коллекторов на больших глубинах являются коллекторы вторичного типа, в которых емкостное пространство в значительной мере связано с развитием трещин и каверн. Особенностью вторичных коллекторов является дискретное (очаговое) развитие пустотного пространства. Зачастую это связанно с тектоническими узлами и зонами очаговой тектодинамики (по В.В. Муравьеву, 1999, 2007). Идентификация в разрезе очагов вторичного разуплотнения является важнейшей задачей для сейсмических, гравиметрических и других геофизических методов. Практика свидетельствует, что вторичное пустотное пространство (разуплотнение) наиболее активно развивается в зонах стратиграфических несогласий, пространственно тяготеющих к крупным валам и сводам. Примером могу служить Астраханское, Тенгизское и ряд других глубокопогруженных месторождений Прикаспийской впадины, где региональная сульфатногалогенная покрышка с большим стратиграфическим несогласием перекрывает карбонатный резервуар каменноугольного возраста.

Эффективная емкость вторичных коллекторов существенно меньше, по сравнению с первично – поровым пространством, которое преобладает на малых глубинах. Поэтому на больших глубинах промышленно значимые залежи могут быть связаны только с достаточно мощными пластами (примеры – Астраханское, Карачаганакское, Тенгизское месторождения).

Соответственно, антиклинальная структура должна быть достаточно крупной и высокоамплитудной, чтобы полностью вместить в себя мощный продуктивный пласт. Если между покрышкой и пластом-коллектором залегает так называемая «ложная» покрышка (плотные породы, проницаемые по трещинам), то требуемая высота структуры должна быть увеличена на толщину пласта ложной покрышки. В практическом плане это означает, что большинство поисковых объектов, которые ежегодно выявляют геофизики, не являются кондиционными для постановки глубокого бурения. Это структуры размером, например, 6х8 км и высотой до 50 м.

Наконец, важно установить наличие на площади проведения геофизических работ подводящих вертикальных каналов, обеспечивающих заполнение ловушки газом. В настоящее время существуют достаточно надежные дистанционные, сейсмические, гравиметрические, геохимические методы (например, патент RU (11) 1176725 (13) от 10.04.1995 г., авт.: Обухов Г.Г., Муравьев В.В. и др., ВНИИгеосистем), позволяющие выявлять вертикальные зоны разуплотнения, как на ранней стадии региональных работ, так и при проведении поисково-разведочных работ на лицензионных участках. На практике каждый из них применяется обособленно для решения различных задач, а поиски вертикальных каналов миграции не входят в стандартные технические задания на проведение ГРР. Нами такая задача сформулирована и для её решения необходимо создать рациональный комплекс различных методов (дистанционных, сейсмических, грави- и магнитометрических, геохимических и др.).

Таким образом, доказано третье защищаемое положение.

В главе 5 на основе разработанных критериев и геолого-геофизических моделей обоснованы перспективные направления поисков месторождений (залежей) газа в глубоких горизонтах на территории РФ, прежде всего в основных газоносных районах (рис. 4).

В Предуральском прогибе и в Прикаспийской впадине большинство выявленных уникальных, крупных и средних по запасам месторождений природного газа (Вуктыльское, Оренбургское, Астраханское, Карачаганакское, Тенгизское, Кашаганское и др.) экранируется региональной сульфатно-галогенной покрышкой пермского возраста. Все другие известные виды покрышек на больших глубинах древних платформ утрачивают газоупорные свойства.

В Прикаспийской впадине и южной части Предуральского краевого прогиба поисково-разведочные работы в глубоких (глубже 4,5 км) горизонтах следует ограничить первым под покрышкой аккумулирующим пластом. Региональная покрышка на большинстве разбуренных структур перекрывает разновозрастные отложения палеозоя – от нижнепермских до девонских. Наличие стратиграфического несогласия создает благоприятные предпосылки для формирования вторичного емкостного пространства и природного резервуара для углеводородов. Основная задача площадных геофизических исследований – выявление и картирование крупных погребённых структур, а в их пределах выявление и картирование блоков, выделение межблочных зон и возможных каналов вертикальной миграции УВ. Крупные положительные структуры в подсолевом комплексе выявлены по всем периметру российского сегмента Прикаспийской впадины, однако строение их изучено в самом общем виде.

На Астраханском своде новым направлением ГРР может стать поиск месторождений блокового типа под региональной нижнепермской покрышкой.

Большой практический интерес представляет Сарпинский прогиб, сочленяющийся с Астраханским сводом. Здесь под солью выявлено крупное Юстинское поднятие. Глубина залегания первого подсолевого горизонта около 6 км.

На территории Предкавказья перспективными для поисков глубокопогруженных залежей УВ являются Западно-Кубанский и ТерскоКаспийский передовые прогибы, а также глубокие впадины эпигерцинской Скифской плиты. Здесь можно выделить два стратегических направления ГРР на глубокие горизонты, определяемых зонами распространения региональных покрышек: сульфатно-галогенной верхнеюрской и глинистой майкопской (поздний палеоген-ранний неоген). В Западном Предкавказье верхнеюрская соленосная покрышка вскрыта скважинами в ВосточноКубанской впадине, где она экранирует ряд глубокопогруженных газоконденсатных месторождений. Её продолжение в Западно-Кубанский прогиб скважинами не прослежено, хотя и прогнозируется, по аналогии с Терско-Каспийским прогибом. В Терско-Каспийском прогибе сульфатногалогенная покрышка мощностью от 400 до 1000 м вскрыта рядом сверхглубоких скважин. Под этой покрышкой залегает толща карбонатных пород оксфордского яруса с вторичными порово-трещинно-каврнозными коллекторами, из которых получены промышленные притоки газа на Датыхском месторождении. Изученность этого резервуара скважинами очень слабая.

Майкопская глинистая покрышка экранирует ряд глубокопогруженных газонефтяных залежей в верхнемеловых карбонатных резервуарах (несогласное залегание) Передовых хребтов Терско-Каспийского прогиба.

Таким образом, доказывается четвертое защищаемое положение.

Основные результаты и выводы диссертационной работы 1. Обоснован прогноз на преимущественную газоносность глубоких горизонтов в районах размещения основных центров по добыче газа в России, что должно стимулировать проведение целенаправленных поисково-разведочных работ на газ в этих регионах для восполнения сырьевой базы и служить ориентиром для подбора параметров полевых наблюдений и процедур обработки геофизических данных.

2. Установлены основные особенности формирования залежей газа на больших глубинах древних и эпигерцинских платформ: главенствующая роль вертикальной миграции УВ в заполнении ловушек, транзитный характер субвертикальных каналов разгрузки флюидов, контролирующая роль региональных сульфатно-галогенных покрышек. Показано, что все другие известные типы покрышек (глины, глинистые известняки и другие разновидности карбонатных пород) на больших глубинах в значительной мере утрачивают газоупорные свойства, несмотря на кажущуюся схожесть акустических характеристик и визуальную «одинаковость» на сейсмических разрезах.

3. Разработан комплекс геолого-геофизических критериев локального прогноза газовых залежей на больших глубинах, позволяющий существенно сократить инвестиционные затраты за счет уменьшения числа «сухих» скважин, оптимизации проектной глубины и схемы размещения скважин.

4. Показано, что геологическое строение глубокопогруженных месторождений кардинально отличается от традиционных, что требует адекватного изменения геолого-геофизических моделей поисковых объектов для соответствующей настройки сейсморазведки и других геофизических методов их выявления и подготовки к глубокому бурению.

Обоснованы новые типы поисковых объектов и даны предложения по направлениям совершенствования сейсмических методов их выявления и подготовки к глубокому бурению.

5. На основе установленных критериев определены перспективные направления поисков промышленных залежей газа в районах размещения основных газодобывающих центров России.

Основные положения диссертации опубликованы:

в журналах рекомендованных ВАК РФ:

1. Коротков С.Б. Результаты и направления геологоразведочных работ в Прикаспийской впадине / Токман А.К., Коваленко В.С., Коротков Б.С., Коротков С.Б. // Геология нефти и газа. 2009. № 3. С. 27-35.

2. Коротков С.Б. Проблемы и решения применения аналогов коллекторов при подсчете запасов углеводородного сырья / Шилов Г.Я., Коротков С.Б. // Геология нефти и газа. 2009. № 5. С. 44-48.

3. Коротков С.Б. Региональное геологическое моделирование для повышения геолого-экономической эффективности поисковоразведочных работ / Коротков С.Б., Яковенко В.В. // Газовая промышленность. 2013. № 696. С. 31-34.

прочие публикации: монографии 4. Коротков С.Б. Газ на больших глубинах: новые модели поисковых объектов и направления совершенствования методов ГРР. – М.: ООО «Газпром экспо», 2012. – 108 с.

5. Коротков С.Б. Перспективы поисков промышленно значимых залежей углеводородов на больших глубинах в России / Коротков Б.С., Коротков С.Б., Подурушин В.Ф. – М.: ООО «Газпром экспо» – Обз.

прочие публикации:

6. Коротков С.Б. Вертикальные каналы миграции углеводородов и их роль в формировании глубокопогруженных залежей // Науч.-техн сб.

Вести газовой науки – Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России до 2030 г., под ред. д.г.-м.н. В.А.

Скоробогатова. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – № 5 (16), С. 140-147.

Коротков С.Б. Формирование межблоковых разломных зон в нижней части осадочного чехла, переходном комплексе и фундаменте // Современная тектонофизика. Методы и результаты. Материалы третьей молодежной школы семинара. – М.: ИФЗ РАН, 2013. Т. 1, С.

142-148.

8. Коротков С.Б. Доюрские отложения севера ЯНАО (включая акватории) – дополнительные источники УВ на территории участков Группы Газпром / Коротков С.Б., Киченко В.Е. // Тезисы III международной конференции «Полуостров Ямал: нефтегазовые перспективы», 10 октября 2013 г., Москва, С. 25.

9. Коротков С.Б. Новые прогнозно-поисковые геологические модели для геофизических методов разведки // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России до 2030 г.: сб.науч. статей Вести газовой науки / Под ред. д.г.-м.н. В.А. Скоробогатова. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. С. 131-136.

10. Коротков С.Б. Газовый потенциал глубоких горизонтов /Коротков Б.С, Коротков С.Б. // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России до 2030 г.: сб. науч. статей Вести газовой науки. – М.:

Газпром ВНИИГАЗ, 2011, С. 131-136.

11. Коротков С.Б. Геохимия вод озера Байкал и вод гидратосодержащих осадков в районе подводного грязевого вулкана Маленький / Зыкин Н.Н., Коротков С.Б., Новикова К.Г. // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России до 2030 г.: сб. науч.

статей Вести газовой науки. – М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2010. С. 184Коротков С.Б. Новые направления в сейсморазведке. Актуальные проблемы развития нефтегазовой геологии. Программа повышения квалификации специалистов нефтегазовой отрасли – геологов, геофизиков, гидрогеологов. – М: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. С. 44-54.

13. Коротков С.Б. Ресурсно-технологические аспекты освоения нефтегазового потенциала Балкано-Черноморского региона / Коротков Б.С. Истратов И.В., Коротков С.Б. // Proceeding of Scientific and technical conference with international participation «Oil and gas prospectivity of Balkan-Black Sea region», 1-4 october 2008. – Varna.

Bulgaria. С. 86-90.

14. Коротков С.Б. Методические аспекты нефтегазопоисковых работ на больших глубинах / Коротков Б.С., Коротков С.Б. // Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России:

Материалы XV Геологического съезда Республики Коми. Т. III.

Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН. – 2009. – С. 62-64.

15. Коротков С.Б. Актуальные проблемы нефтегазопоисковых работ в южной части европейской России / Коротков Б.С. Истратов И.В., Коротков С.Б. // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России. – М.: Изд. Центр РГУНГ им И.М. Губкина. – 2010.

Подписано в печать 15.07.2014 г. Заказ № 31. Тираж 150 экз.

Отпечатано во ВНИИгеосистем – Варшавское шоссе 8, Москва,