Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геологическое строение и перспективы нефтеносности сложнопостроенных девонских терригенных отложений на территории Удмуртской Республики

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и перспективы нефтеносности сложнопостроенных девонских терригенных отложений на территории Удмуртской Республики"

На правах рукописи

005061037

Соснин Николай Евгеньевич

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕНОСНОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

6 ИЮН 2013

Пермь-2013

005061037

Работа выполнена в ОАО «Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин» и в Пермском национальном исследовательском политехническом университете

Научный руководитель: Заслуженный деятель науки РФ,

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Галкин Владислав Игнатьевич

Официальные оппоненты: Быков Владимир Никифорович

доктор геолого-минералогических наук, профессор Пермского государственного научно-исследовательского университета

Башков Андрей Николаевич кандидат геолого-минералогических наук, директор ООО «Пермская геолого-геофизическая компания»

Ведущее предприятие: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«ПермНИПИнефть» в г. Перми

Защита состоится «20» июня 2013 года в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.188.03 при Пермском национальном исследовательском политехническом университете по адресу: 614000, г.Пермь, Комсомольский проспект, 29, ауд. 345.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Пермского национального исследовательского политехнического университета.

Автореферат разослан «20» мая 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук, профессор

А.В. Растегаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. По состоянию на 01.01.2012 г. основные промышленные запасы нефти на территории Удмуртской Республики сосредоточены в каменноугольных отложениях, являющихся высокоперспективными в пределах седиментационно-тектонических структур Камско-Кинельской системы впадин, однако возможность открытия новых прибортовых рифогенных структур ограничена. Для поддержания сырьевой базы республики существует острая необходимость прироста промышленных запасов нефти в менее изученных нижележащих девонских отложениях. В том числе большое внимание должно быть уделено поискам залежей нефти в терригенном девоне. Терригенные отложения девона являются одним из первоочередных объектов для открытия в них залежей нефти, тем более, что самые перспективные по современной оценке территории приходятся на районы с развитой нефтедобычей. Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти терригенного девона составляют 89,8 млн т (извлекаемые), что соответствует 9,5 % всех НСР нефти Удмуртии. В результате комплексные исследования условий формирования, современного геологического строения и перспектив нефтеносности терригенного девона на территории Удмуртской Республики являются актуальными. При этом важное значение имеют региональные и локальные особенности геологического строения и перспектив нефтеносности территории, позволяющие создать вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазо-носности оцениваемых объектов.

Цель работы. Целью диссертации является научное обоснование приоритетных направлений дальнейших поисков нефти в девонских терригенных отложениях Удмуртской Республики и разработка методов прогнозирования нефтега-зоносности девонских терригенных отложений в выявленных и подготовленных к глубокому бурению локальных поднятиях.

Основные задачи.

1. Анализ основных черт тектоники территории Удмуртской Республики.

2. Рассмотрение особенностей палеогеографических факторов условий седиментации живетсхо-нижнефранских терригенных отложений девона.

3. Изучение латеральной и вертикальной неоднородности строения терригенного девона, его коллекторов и покрышек.

4. Районирование исследуемой территории по емкостным и фильтрационным свойствам терригенных коллекторов.

5. Разработка геолого-математических моделей для оценки нефтегазоносно-сти девонских терригенных отложений в пределах локальных структур СевероТатарского свода.

6. Ранжирование выявленных и подготовленных к глубокому бурению локальных поднятий Северо-Татарского свода по степени их нефтегазоперспектив-ности.

7. Научное обоснование приоритетных направлений дальнейших поисков залежей нефти в девонских терригенных отложениях.

Научная новизна. Проведено районирование изучаемой территории по емкостным и фильтрационным свойствам коллекторов терригенного девона.

Установлены основные показатели, контролирующие нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных структур Северо-Татарского свода.

Впервые для территории Северо-Татарского свода построены индивидуальные вероятностные модели, описывающие нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных поднятий, разработаны модели прогнозирования нефтегазоносности локальных структур.

Выполнена оценка перспектив нефтеносности по ряду подготовленных к глубокому бурению и выявленных структур. Построена вероятностная карта перспектив нефтегазоносности девонских терригенных отложений СевероТатарского свода.

Защищаемые положения.

1. Комплекс показателей, контролирующих нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных структур Северо-Татарского свода.

2. Вероятностно-статистические модели для прогноза нефтегазоносности локальных структур в девонских терригенных отложениях.

3. Приоритетными направлениями для дальнейших поисков нефти являются тектонические и неотектонические активные зоны Северо-Татарского свода и Верхнекамской впадины

Практическая значимость и реализация работы. Установленные региональные закономерности изменений коллекторских свойств девонских терригенных отложений могут служить обоснованием подсчетных параметров для оценки перспективных и прогнозных ресурсов нефти на исследуемой территории. Аргументирована необходимость построения многомерных статистических моделей для прогноза нефтегазоносности девонских терригенных отложений. Разработаны конкретные рекомендации к планам дальнейших первоочередных геологоразведочных работ в терригенном девоне. Результаты исследований вошли в три научно-исследовательских отчета КамНИИКИГС по тематике Мингео СССР, ОАО «Удмуртгеология».

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на VI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (Пермь, 1979); на VII научно- технической конференции молодых ученых и специалистов (Пермь, 1980); на конференции молодых ученых и специалистов ВНИГНИ (Москва, 1982); на К научно-технической конференции ученых и специалистов (Пермь, 1983); на региональной научной конференции «Геология Западного Урала на пороге XXI века» (Пермь, 1999); на региональной научно-практической конференции «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (Пермь, 2000); на региональном совещании «Основные направления геологоразведочных работ в Поволжско-Прикаспийском регионе на 2002 год и последующие годы» (Саратов, 2000); на региональной научно-практической конференции «Проблемы и перспективы геологического изучения и освоения мелких нефтяных месторождений» (Ижевск, 2002).

Во время выполнения работы автор пользовался консультациями и советами докторов геолого-минералогических наук, профессоров И.В. Пахомова, В.М, Проворова, Т.В .Карасевой, кандидатов геолого-минералогических наук М.М. Ба-

лашовой, В.П. Потапова, М.В. Проворова, сотрудников КамНИИКИГС Ш.В. Абашева, Н.В. Медведевой, Л.В. Мягковой. Особо признателен автор доктору геолого-минералогических наук, профессору В.И. Галкину за его научное руководство исследованиями.

Фактический материал. Район исследований охватывает территорию Удмуртской Республики. Диссертационная работа составлена на основе обширного материала буровых, геофизических и исследовательских работ. Диссертационная работа основывается на результатах исследования кернового и промыслово-геофизического материала свыше 350 глубоких скважин. Автором изучены разрезы скважин по комплексу промыслово-геофизических данных (более 2000 пла-стопересечений) с учетом кернового материала, систематизированы и обработаны данные 5000 определений коллектореких свойств, выполненных в КамНИИКИГС и других организациях. Автором использованы опубликованные и фондовые материалы ОАО «Удмуртгеология», треста «Татнефтегазразведка», ВНИГНИ, КамНИИКИГС и других организаций.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 183 стр. машинописного текста, иллюстрирован 50 рисунками, 19 таблицами. Список литературы включает 131 наименование.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 «История изученности вопросов, поставленных в работе» дается краткий обзор исследований терригенной толщи девона Удмуртской Республики. Геологическому строению и перспективам нефтеносности терригенного девона на изучаемой территории посвящены работы многих исследователей. В них авторы представили свое видение проблем обнаружения залежей нефти в девонских тер-ригенных отложениях. Обычно исследования носили узко направленный характер. Одни из них базировались на гидрогеологических и геохимической обстанов-ках генерации углеводородов, другие - на палео- и геоморфологических условиях, третьи - на закономерностях распространения ловушек различного генезиса, четвертые — на коллекторах и покрышках и так далее. В настоящей работе изложены основные результаты комплексных исследований условий формирования, современного геологического строения и перспектив нефтеносности терригенного девона с целью повышения эффективности дальнейших поисковых работ на углеводородное сырье и, следовательно, лицензионной привлекательности нефтепер-спективных земель.

В главе 2 «Геологическое строение и нефтеносность терригенного девона» приведены сведения по региональной тектонике Удмуртской Республики, рассмотрены условия осадконакопления девонской терригенной толщи, дана общая гидро-геохимическая характеристика и нефтеносность различных горизонтов терригенного девона.

В тектоническом отношении изучаемая территория находится в восточной части Русской плиты и расположена в пределах северо-западных районов Волж-ско-Камской антеклизы. В разрезе образований, слагающих исследуемую территорию, выделяются структурный комплекс кристаллического фундамента и

структурный комплекс осадочного чехла. По фундаменту в пределах Удмуртской Республики из наиболее крупных структурных элементов выделяются СевероТатарский свод и Калтасинский авлакоген. Они разделены широкой субмеридиональной ступенчатой Удмуртской зоной развития глубинных разломов, поворачивающейся с юга на северо-восток и переходящей в Обвинскую. Обвинская система глубинных разломов играла роль своеобразного «шарнира», к северу от которого наблюдается отсутствие рифея и мощный разрез венда, а к югу, наоборот, развит мощный разрез рифея и маломощный венд. По условиям залегания осадочного чехла на территории Удмуртской Республики выделяются две структуры I порядка: Северо-Татарский свод и Верхнекамская впадина. Крутые крылья при-разломных валов Нижнекамской зоны линейных дислокаций на СевероТатарском своде приурочены к разломам фундамента и одновременно являются бортами девонских грабенообразных прогибов.

В диссертации приведены результаты литолого-фациального анализа, который включал картирование мощности, типов разрезов горизонтов, гранулометрического состава отложений. Разрезы типизировались по процентному соотношению аргиллитов, алевролитов и песчаников. При картировании гранулометрического состава отложений предложено составление схем распространения коэффициента сортировки (Б) и максимальных значений медианного размера зерен (Мс1) [8, 15]. Параметры Б и МсЗ, кроме их прямого назначения, позволяют оценить па-леодинамику (энергетические уровни) среды седиментации. Кроме того, автором использовались максимальная размерная фракция, содержание которой составляет не менее 1% - ПНКФ (появление наиболее крупнозернистой фракции), и содержание максимальной суммы песчаных фракций (более 0,1 мм) - ЕПФ. Такой метод обработки основан на предположении, что максимальные величины песчаных размерностей в осадках отражают распределение наивысших энергетических уровней в бассейне седиментации.

В работе приведена гидрохимическая характеристика девонских терриген-ных отложений. По химическому составу подземные воды терригенных отложений девона относятся к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа с высокой минерализацией и метаморфизацией и характеризуют благоприятную обстановку для сохранения нефтяных залежей. Наиболее благоприятные условия для накопления нефти в терригенном девоне по гидрохимическим данным существуют в юго-восточных частях Северо-Татарского свода и Верхнекамской впадины, где воды обладают наиболее высокой метаморфизацией, большой газонасыщенностью, низкой сульфатностью и более обогащены йодом, бромом и другими микрокомпонентами.

Анализ геохимической характеристики рассеянного органического вещества (ОВ) и битумоидов терригенных отложений девона позволил сделать вывод, что эти толщи следует считать самостоятельным комплексом для нефтегазообра-зования, хотя потенциальные возможности для его нефтематеринских пород не везде одинаковы [9]. Это обусловлено типом исходного органического вещества (гумусово-сапропелевый, сапропелево-гумусовый и даже гумусовый) и различной степенью его преобразованности. Наиболее благоприятные условия для преобразования ОВ характерны для отложений таманского и живетского времени. Окис-

лительные обстановки осадконакопления локализованы в северо-западной части Северо-Татарского свода. По мере удаления от нее на восток восстановленность обстановок увеличивается. Стадия преобразованности ОВ является благоприятной - МК] - МК2. Высокая степень преобразованности ОВ (МК2) отмечается в юго-восточной части Удмуртии, в пределах внутриформационной Сарапульской впадины Камско-Кинельской системы. Отложения здесь, по-видимому, испытывают начальную стадию фазы нефтеобразования, о чем свидетельствует и повышенная степень битуминозности ОВ пород [Калачникова и др., 1979].

К настоящему времени в девонских терригенных отложениях открыто 22 залежи нефти на 20 месторождениях. Нефтепроявления различной интенсивности установлены почти во всех стратиграфических подразделениях. Однако, подавляющее число нефтепроявлений и промышленных скоплений нефти связано с верхней тиманско-пашийской частью эмсско-тиманского терригенного нефтегазоносного комплекса. В живетском ярусе залежи открыты только на двух месторождениях, а нефтепроявления встречены еще на пяти площадях. Такая концентрация нефтеносности свидетельствует о том, что вся девонская терригенная толща представляет собой гидродинамически связанную систему с региональной глинисто-карбонатной покрышкой тиманско-саргаевского возраста. Непрерывно-прерывистый характер трансгрессии предопределил значительную изменчивость литологического состава и мощности терригенного девона по площади. Установленные факты выпадения из разреза отдельных пачек или даже стратиграфических подразделений, наличие разрезов с аномально увеличенной мощностью дают основание говорить о сложной истории развития изучаемой территории, достаточно активной палеотектонике, дифференцированном характере палеорельефа, вероятно обусловившим формирование горсто-грабеновых структур, эрозионных врезов, барьерных баров и других структурно-фациалышх форм, с которыми могут быть связаны ловушки не только антиклинального, но и неантиклинального типа. Изучаемая толща терригенного девона имеет сложное геологическое строение. Глинистые пачки, разделяющие алеврито-песчаные пласты, часто не выдержаны по латерали, литологическая изменчивость трудно прогнозируется даже в пределах одной площади; при наличии размывов в кровле горизонтов песчаные пласты сообщаются между собой, что подтверждается приуроченностью основных известных на сегодня залежей нефти в терригенной толще к верхним пластам, лежащим непосредственно под региональной покрышкой, что характерно для нефтегазоносного комплекса с завершенным циклом перераспределения нефти. Исходя из этого, наибольший интерес представляют тиманско-пашийские резервуары, расположенные под региональной покрышкой. Как правило, залежи нефти терригенного девона приурочены к верхнему проницаемому пласту. Для изучаемой территории характерным является приуроченность как промышленных, так и непромышленных нефтепроявлений к зонам низко- и среднепроницае-мых, низко- и ереднеемких коллекторов, а зоны высокопроницаемых и высокоемких коллекторов характеризуются практически полным отсутствием скоплений углеводородов.

Большая часть месторождений (12 из 20) расположена в пределах Нижнекамской зоны линейных дислокаций Северо-Татарского свода. Для этой террито-

рии характерна высокая тектоническая активность, вследствие чего девонские структуры иногда разбиты на отдельные блоки, к каждому из которых приурочена, как правило, изолированная залежь. Как и на территории Татарстана и Башкортостана, в пределах Удмуртии на Северо-Татарском своде ряд нефтяных залежей осложняет борта девонских грабенообразных прогибов.

В главе 3 «Латеральная и вертикальная неоднородность строения терриген-ного девона, его коллекторов и покрышек» приведена характеристика природных резервуаров девонских терригенных отложений. Изученные особенности девонского терригенного комплекса и распределение в нем нефтяных скоплений и неф-тепроявлений показали существенную роль литологического фактора в процессе формирования залежей. Для большинства известных на севере Урало-Поволжья (Удмуртская Республика и Пермский край) залежей характерно в той или иной степени замещение продуктивных пластов плотными породами, вследствие чего залежь приобретает в плане сложные очертания и относится к группе структурно-литологических.

Для максимального приближения к выяснению закономерностей распространения пород-коллекторов в разрезе и по площади автором проводилось комплексное изучение отложений по более чем 350 скважинам. Каждый разрез расчленялся на пачки, отражающие цикличность осадконакопления. В пределах каждой пачки определялась эффективная мощность пород-коллекторов. В работе на основе обобщения всех имеющихся данных о коллекторских свойствах горных пород терригенного девона и интерпретации материалов ГИС, осуществленной автором, проведено районирование изученной территории по емкостным и фильтрационным свойствам коллекторов. При этом информативной характеристикой емкостных свойств природных резервуаров служит величина удельного перового объема [6,7].

Зоны высокоемких, высоко- среднепроницаемых коллекторов, приуроченные к районам развития песчаных аккумулятивных тел, развиты в пределах восточного склона Северо-Татарского свода и Верхне-Обвинской зоны Верхнекамской впадины [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10]. Образование песчаных тел происходило в условиях высокой динамики среды седиментации. Зоны среднеемких и средне-проницаемых алеврито-песчаных коллекторов выделены на большей части Верхнекамской впадины, где существовали условия мелководной части шельфа и прибрежной аккумулятивной равнины, временами заливавшейся морем. Здесь наблюдались пониженные энергетические уровни водной среды, течения обладали меньшей скоростью и отлагался менее сортированный и более тонкозернистый материал, чем в предыдущих зонах. Зоны низкоемких и весьма низкоемких, низкопроницаемых коллекторов прослежены преимущественно в восточной и юго-восточной части Верхнекамской впадины. Формирование коллекторов происходило в условиях глубоководной части шельфа, где алевритовые и алеврито-глинистые осадки накапливались в условиях слабой гидродинамической активности при низких скоростях течений.

Практический интерес представляет выяснение закономерностей латеральной изменчивости девонских терригенных отложений не только в пределах таких крупных тектонических элементов, как Северо-Татарский свод и Верхнекамская

впадина, но и отдельных локальных поднятий. Это вызвано тем, что в процессе нефтепоисковых работ на территории Удмуртской Республики установлено, что в одних случаях наибольшее распространение коллекторы получили в своде, в других - на крыльях структур. Учитывая, что в первую очередь поиск залежей нефти традиционно начинается со сводовой части структур, выяснение закономерностей распространения пород-коллекторов на локальных поднятиях приобретает важное значение для повышения эффективности работ. На примере трех конседимента-ционных поднятий автором прослежены закономерности размещения коллекторов пашийского и таманского горизонтов в пределах локальных поднятий [11]. Проведенные исследования подтвердили фактическое расположение терригенных коллекторов на положительной тектонической структуре от направления водного потока в период осадконакопления, когда уменьшение неоднородности, увеличение грубости отложений на сводах положительных структур и в зонах флексур характерно при пересечении их речным потоком. При расположении положительной структуры параллельно текущему водному потоку наблюдается отложение грубых фракций на крыльях поднятий.

Таким образом, на распределение коллекторов терригенного девона в пределах конседиментационных структур наложили отпечаток локальный структурный и региональный палеогеографический факторы. В пределах постседимента-ционных структур - региональный палеогеографический фактор, когда наблюдается постоянство мощностей и фаций в пределах структур или их слабое изменение в региональном плане.

Региональной покрышкой эмсско-тиманского терригенного нефтегазоносного комплекса служат глинисто-карбонатные породы тиманско-саргаевского возраста. В целом региональная покрышка в пределах изучаемой территории обладает достаточными экранирующими свойствами для образования и сохранения скоплений нефти в терригенном комплексе девона. Внутри комплекса выделен ряд низкопроницаемых пачек пород, которые не выдержаны по площади и обладают невысокими изолирующими свойствами. Поэтому можно отметить, что несмотря на наличие внутрикомплексных покрышек, всю терригенную толщу девона в региональном плане можно рассматривать как единый гидродинамический комплекс.

Результаты глубокого бурения на ряде локальных малоамплитудных объектов изучаемой территории на поиски нефти в терригенном девоне показывают, что сейсморазведка, применявшаяся здесь для подготовки таких структур, не обеспечивает достаточно эффективные поиски нефти. Неутешительные результаты изучения малоамплитудных и малоразмерных локальных девонских структур-ловушек усугубляются маломощностью нефтеносных коллекторов, их латеральной и вертикальной изменчивостью, различными геологическими осложнениями. Подобная обстановка с низкой эффективностью поисков и разведки залежей нефти в терригенном девоне на малоамплитудных структурах встречается и в других регионах Волго-Уральской провинции. Все это приводит к выводу о необходимости применения дополнительных методов исследований для оптимизации поисково-разведочных работ.

В главе 4 «Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазонос-ности» на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода описываются результаты разработанных методов локально-зонального прогноза нефтегазоносности [16, 17, 18]. После рассмотрения тектонических и палеогеографических особенностей районов распространения отложений терригенного девона, а также неоднородности строения необходимо оценить их влияние на перспективы нефтегазоносности изучаемой территории. Вышеперечисленные факторы можно выразить через ряд показателей, например, относительное гипсометрическое положение территории, мощность осадка, песчанистость и расчлененность разреза и ряд других. Вместе с тем, геологические факторы, которые учитываются при выявлении перспективных нефтегазоносных участков, в значительной мере сводятся к оценке подземного резервуара — пород-коллекторов, их пористости и проницаемости, а также морфологических особенностей ловушки. Из этих параметров особенно важен последний, поскольку именно морфологические особенности ловушки обуславливают локализацию поисково-разведочных работ как в разрезе, так и по площади. В связи с этим вызывает практический интерес влияния размеров, площади, амплитуды ловушки на ее нефтегазоносность.

При разработке вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности локальных структур решались две задачи: первая состояла в том, что необходимо верно отобрать те структуры, которые наилучшим образом описывают их нефтегазоносность, и вторая - выявить те показатели, которые контролируют нефтегазоносность структур. Отметим, что эти задачи во многих случаях между собой связаны. Для разработки методов прогноза была использована обучающая выборка, состоящая из 60 объектов. Из них 42 структуры уже разбурены («эталонные»), а 18 структур являются «прогнозными», в том числе 8 структур подготовлены к глубокому бурению, 10 структур выявлены сейсморазведкой. Относительно эталонных структур известно, что одни из них принадлежат к 1-ому классу (нефтяные структуры), другие - ко 2-ому классу («пустые» структуры).

Статистические модели строились по следующим показателям: площадь ловушки - 5, амплитуда ловушки — А и интенсивность ловушки - А/5>л, размеры длинной и короткой осей структур - Ьс1, Ьк, наикратчайшее расстояние от геометрического центра структуры до ближайшего разлома — Ьразл, абсолютные отметки кровли пласта - Нкр, абсолютные отметки подошвы пласта - Нпод, общая мощность пласта - Мо, эффективная мощность пласта - Мзф, коэффициент пес-чанистости — Кпес, коэффициент расчлененности - Красч, коэффициент пористости - ¡Спор, коэффициент проницаемости - Кпрон.

Для каждого анализируемого показателя, характеризующего особенности локального геологического строения структуры, были вычислены средние значения, среднеквадратичные отклонения для нефтяных и «пустых» структур и с помощью критерия I выполнена оценка степени их влияния на нефтегазоносность. Учитывалось, что чем больше по критерию I разделяются средние значения, тем более сильно они контролируют нефтегазоносность структуры. По рассматриваемым показателям на первом этапе локального прогноза были построены индивидуальные вероятностные модели. Построением моделей решается задача отнесе-

ния объектов к одному из классов по совокупности (набору) показателей, характеризующих локальный объект.

На первом этапе построения индивидуальной вероятностной модели для классов 1 и 2 строятся гистограммы по показателям, например, S, которая имеет размерность - км2. Размерность амплитуды структуры А — м. Другие показатели также имеют различные размерности. Поэтому для приведения используемых показателей в единую систему был использован вероятностный подход. Для всех показателей определялись оптимальные величины интервалов варьирования с использованием формулы Стерджесса. Затем в каждом интервале определялись частости и вероятности принадлежности к 1 классу. Далее интервальные вероятности принадлежности к 1 классу сопоставляются со средними интервальными значениями показателя. По этим данным вычислялся парный коэффициент корреляции г и строилось уравнение регрессии. При построении моделей выполнялась их корректировка из условия, что среднее значение для 1 класса должно быть больше 0,5, а для 2 класса - меньше 0,5.

Максимальное статистическое различие средних значений по критерию t из данных показателей получено по A/SÀ и S. При этом отметим, что статистические различия в средних значениях имеются только по показателю A/S>/2 : р - 0,038783 < 0,05. По остальным показателям статистических различий в средних значениях не наблюдается.

Анализ рассмотренных показателей выявил, что для нефтяных структур средние значения вероятностей составляют больше 0,5, для пустых структур — меньше 0,5. Это свидетельствует о том, что вероятностные индивидуальные критерии в том или ином выражении контролируют существование залежей углеводородов в девонских терригенных отложениях. Причем наиболее высокие значения вероятности принадлежности к классу нефтяных структур отмечены для показателей S и Ld.

Вместе с тем, ни по одному вероятностному критерию полностью разделить выборку на 2 непересекающиеся части по величине 0,5 не представляется возможным. Поэтому необходимо установление комплексного критерия, который разделит изучаемую выборку на две части более сильно. Для этого были выполнены расчеты для совместного использования индивидуальных вероятностей с помощью определения значений условных комплексных вероятностей — Ркомп. Вычисление Ркомп проводилось при различных сочетаниях индивидуальных вероятностей. При этом выяснилось, что ни по одному комплексному вероятностному показателю полностью разделить выборку на 2 непересекающиеся части по величине 0,5 также не представляется возможным.

Поэтому для разработки индивидуальных вероятностных моделей, и решения первой задачи прогноза, был применен вариант, в котором в качестве эталона использованы только те структуры, у которых по Ркомп во всех вариациях для класса нефтяных структур значение больше 0,5, у класса пустых структур -меньше 0,5. В результате количество эталонных нефтяных структур составило 9, пустых - 17. Уточненные статистические модели прогноза нефтегазоносности по показателям (второй вариант) приведены в табл. 1.

Таблица 1

Статистические модели прогноза нефтегазоносности по показателям

(второй вариант)

Показатель Статистические характеристики показателей* Критерии Г Р Уравнение вероятности принадлежности к классу нефтяных структур Область применения модели . Диапазон изменения вероятности

Нефтяные структуры Пустые структуры

А, м 17.9±5.8 0,520±0,038 13.1±4.1 0,489±0,027 2.526 0,017 Р(А)= 0,404-Ю,00653 Л 6-25м 0,44-0,56

S, км/ 20.4±11.2 0,682±0,188 3.5±2.3 0,398±0,038 6.586 0,000 Р(5)= 0,380+0,01676 5 1,2-3 7,0км1 0,36-0,96

A/S"\ м/км 5.6±1.9 0,507±0,050 б.Ш.4 0,496+0,036 -0,695 0,0492 Р(А /¿'"0= 0,651-0,0256 А / Л43 2,7-10,6 м/км 0,37-0,58

Ы, км 7.1±2.9 0,664±0,189 3,1±1, 0,408±0,073 5.142 0,000 Р(ЫУ= 0,210+0,06405 Ы 1,5-11,5 км 0,30-0,94

Ik, км 2.8±0.9 0,657±0,132 1.6+0.5 0,409±0,072 6.449 0,000 Р{Щ= 0,238+0,14731 1к 0,6-4,8км 0,32-0,95

Ьразл ,км 2.4±4.4 0,502±0,031 3.3±3.9 0,498±0,028 -0,488 0,327 Р(1разл}= 0,522-0, ООТЯразл 0,2-21,5км 0,37-0,52

Нкр, м -1594.4±86.0 0,520±0,090 -1623.4±52.9 0,490±0,056 1.109 0,277 Р(Нкр)= 2,226+0,00107 Нкр -1630,0--1480,1м 0,39-0,63

Нпод, м -1673.4±98.1 0,510±0,075 -1685.9±63.7 0,490±0,049 0.409 0,685 Р(Нпод)= 1,795+0,00077 Нпод -1806,0--1555,4м 0,40-0,61

Мо, м 79.0±16.5 0,609±0,198 64.8±18.3 0,439±0,220 2.028 0,052 Р(Мо)= 0,342+0,01205 Мо 32,5-103,0м 0,05-0,90

Мэф, м 33.9±10.6 0,527±0,105 38.1±13.5 0,485±0,135 -о,?зз 0,761 Р( Мэф)= 0,833- 0,010 Мэф 13,0-59,0м 0,27-0,74

Kr.ec, отн.един 0.431±0.098 0,662±0,166 0,580+0.094 0,410±0,158 Д26 0,000 Р(Кпес}= 1,388-1, ШКпгс 0,29-0,74 отн. един 0,14-0,90

Красч, штук 6.9±2.1 0,541±0,172 6.1 ±2.1 0,478+0,171 0.936 0,357 Р(Красч)= -0,015+0,08071Лрвсч 3,0-11,0 штук 0,23-0,87

Кпор,% 1б.9±2.1 0,625±0,205 18.8+2.1 0,431±0,215 -2.31 0,028 Р(Кпор)= 2,321 - 0,1003Кпор 14,1-22,0% 0,11-0,87

Кпрон, мкм2 156.7±203.4 0,635±0,223 347.7±195.8 . 0,425±0,215 йМ 0,021 Р(Кпрон)= 0,808-0,001 ХКпрон 0,012-0,525 мкм2 0,23-0,79

* Примечание - в числителе - среднее значение показателя и стандартное отклонение, в знаменателе - среднее Значение вероятности и стандартное отклонение.

Анализ построенных уравнений регрессий показывает, что большинство из них имеют прямой вид и на вероятностном уровне подтверждают наличие влияния изучаемых характеристик на нефтегазоносность структур. Для Ьразл, Кпор, Кпрон наблюдаются уравнения регрессии обратной зависимости. Если обратная зависимость между Ьразл и Р (Ьразл) достаточно хорошо объяснима (при удалении от разломов нефтегазоносность структур снижается, что достаточно часто приводится в литературе), то по показателям Кпор, Кпрон объяснения найти достаточно сложно и в литературе таких явлений к настоящему времени не описано.

Графические изображения между $ и Р($), а также Ьразл и Р(Ьразл), приведенные на рис. 1, показывают, что в первом случае при увеличении 5 от 1,2 до 37,0 км2 величина Р(Б) повышается от 0,36 до 0,96. При увеличении Ьразл от 0,2 до 21,5 км Р(Ьразл), наоборот, уменьшается от 0,52 до 0,37. Эти данные определяют, что показатель 5 более информативен, чем показатель Ьразл. Значения Ы варьируют от 1,4 до 11,0 км, величина Р(Ы) при этом повышается от 0,30 до 0,94 (рис. 2). Для Ьк размах изменений значительно ниже (0,6-4,8 км), но размах вероятностей Р(Ьк), в отличие от первого варианта, также большой (0,32-0,95) (рис. 2). Для полученной уточненной статистической модели прогноза нефтегазоносности наибольшие значения вероятности принадлежности к классу нефтяных структур отмечены для показателей Б, Ьк и Ы.

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 ^ 0 5 „ 15 20 25 30 35 40

Э, км2

1-разл, км

Рис.1. Соотношения между Б и Р(8), Ьразл и Р(Ьразл)

1

0,9 -0,8

Рис.2. Соотношения между Ы и Р(Ьс1), Ьк и Р(Ьк)

Как и ранее в данной работе вычислен Ркомп при различных сочетаниях индивидуальных вероятностей. При т = 2 использовались вероятности Р(8) и Р(Ьк), при этом средние значения Ркомп(т=2) по критериям 1 и % являются статистически значимыми. При дальнейшем анализе был использован Ркомп при количестве индивидуальных вероятностей, равном 5 (т.е. т - 5), как имеющие 100 % правильное распознавание. Таким образом, для решения первой и второй задач

прогноза были использованы данные по 26 эталонным и 18 прогнозным структурам по 5 показателям: A, S, Ld, Lk, Knee.

Результаты анализа показали, что если ни по одному из 5 вероятностных критериев полностью разделить выборку на 2 непересекающиеся части по величине 0,5 не представляется возможным, то по комплексному критерию Ркомп(т^) выборка полностью делится на 2 непересекающиеся части по величине 0,5. При этом необходимо отметить, что для пустых структур основное их количество характеризуется значениями менее 0,2, а для нефтяных структур наиболее характерно значение Ркомп(т=5) больше 0,8. Таким образом, можно считать, что две выше перечисленные задачи выполнены.

Для контроля полученных значений вероятностей был применен метод пошагового линейного дискриминантного анализа (ПЛДА). Расчеты с помощью ПЛДА выполнены в двух вариантах: первый вариант по всей выборке, второй -по обоснованной выше выборке. В результате реализации ПЛДА для каждого варианта были получены линейные дискриминантные функции Z¡ и Z2, по которым определена каноническая функция Z, позволяющая вычислить значения принадлежности к классу нефтяных - P(Z).

Для первого варианта получены следующие линейные дискриминантные функции:

Z, = 549,94 P(A/SV') + 49,34 P(S) + 336,54 Р(А) + 575,84 Р(Нкр) + 1901,27 Р(Кпрон) + 817,97 Р(Красч) - 1075,69

Z2 = 496,77 P(AJ^) + 18,85 P(S) + 387,00 Р(А) + 554,43 Р(Нкр) + 1879,72 Р(Кпрон) + 801,67 Р(Красч) - 1018,69.

Среднее значение Z для 1 класса скважин равно 1,332; для 2 класса - -0,873. Среднее значение P(Z) для 1 класса скважин составляет 0,755 ± 0,275; для 2 класса - 0,147 ± 0,210. Процент верного распознавания для 1 класса равен 78,9, для 2 класса - 92,1, в среднем верное распознавание составляет 87,5 %. Отметим, что разработанная многомерная статистическая модель с помощью методов ПЛДА дала более точные результаты прогнозов, чем модель, построенная по методу условных комплексных вероятностей по первому варианту.

Для второго варианта линейные дискриминантные функции имеют следующий вид:

Z, = 54,450 Р(Кпес) + 24,025 Р(Мо) + 968,936 P(A/Sy') - 367,350 P(S) + 1336,498 Р(А) — 495,164

Z2 = 35,410 Р(Кпес) + 17,110 Р(Мо) + 1077,237 P(A/S'/') - 436,603 P(S) + 1418,129 Р(А) — 594,256

Среднее значение Z для 1 класса скважин равно +3,00298; для 2 класса равно -1,66832. Отметим, что среднее значение P(Z) для 1 класса скважин составляет 0,999 ± 0,001; для 2 класса - 0,00005 ± 0,000012. Процент верного распознавания для 1 класса равен 100,00, для 2 класса -100,00.

Так как в результате построения этих многомерных моделей как в первом, так и во втором случае было использовано разное количество индивидуальных вероятностей, поэтому логичнее всего использовать при построении «рабочей» модели результаты их совместного использования. Докажем это с помощью их статистического сравнения. Для этого вероятности P(Z) разделим на 10 частей с

шагом 0,1 и в пределах данных интервалов вычислим интервальные частости значений Р(2) и Ркомп, которые приведены в табл. 2.

Таблица 2

Средние интервальные значения Ркомп, P(Z)

Варианты Интервалы варьирования P{Z)

0-0,1 0,1-0,2 0,2-0,3 0,3-0,4 0,4-0,5 0,5-0,6 0,6-0,7 0,7-0,8 0,8-0,9 0,9-1,0

Первый

Р(2) 0,354 0,125 0,062 0,083 0,020 0,020 0,041 0,020 0,083 0,187

Ркомп 0,062 0,271 0,166 0,229 0,145 0,093 0,041

Второй 0,062 0,271 0,166 0,229 0,145 0,093 0,041

P(Z) 0,642 0,358

Ркомп 0,250 0,171 0,071 0,036 0,107 0,036 0,142 0,178

Отсюда видно, что для обоих вариантов диапазон значений P(Z) более значителен, чем диапазон по величине Ркомп. Значение коэффициента г между P(Z) и Ркомп для первого варианта равен 0,59, для второго варианта - 0,94. Все это убедительно показывает, что уточненная выборка с учетом анализируемых показателей «работает» более точно, чем вся рассматриваемая выборка.

Для учета данных расчетов, полученных по двум обучающим выборкам и двум разработанным методикам прогноза нефтегазоносности структур, использован пошаговый регрессионный анализ. При этом в качестве зависимого признака для первого варианта выступает среднее значение, вычисленное по величинам P(Z) и РкомП(т-5) (комплексный вероятностный критерий - Ркомп), а в качестве независимых факторов - фактические значения используемых показателей A, S, А/ 5й, Ld, Lk, Ьразл, Нкр, Нпод, Мо, Мэф, Кпес, Красч, Кпор, Кпрон. Оценка «работоспособности» разработанных комплексных критериев, как и ранее, выполнена с помощью критериев t и %2.

Для первого варианта среднее значение Ркомп для нефтяных структур равно 0,673 ± 0,179, для пустых - 0,292 ± 0,151, значения критерия t = 8,021, при р = 0,000000, значения критерия %2 = 34,412, при р = 0,000000, правильность распознавания составила 87,50 %. Для второго варианта среднее значение Ркомп для нефтяных структур равно 0,950 ± 0,053, для пустых - 0,096 ± 0,072, значения критерия t = 32,668, при р = 0,000000, значения критерия у? = 98,283, при р = 0,000000, правильность распознавания составила 100 %. Таким образом, можно констатировать, что разработанный критерий Ркомп, как в первом, так и во втором случае можно использовать для разработки многомерных моделей прогноза нефтегазоносности в качестве зависимого признака.

Расчет регрессионных коэффициентов в разрабатываемой модели прогноза выполнен при помощи метода наименьших квадратов. В результате реализации данного метода для первого варианта получена следующая формула, которая может быть использована для прогнозных оценок:

Ркомп м = 0,963 + 0,031428 S + 0,155424 A/Sv' - 0,018211 А - 0,372762 Knee + 0,002669 Нкр - 0,000077 Кпрон + 0,019190 Красч - 0,003347 Мо - 0,001987 Нпод -0,001987 Кпор, при Я = 0,97.

Как видно, в модель входят 10 показателей. На первом этапе в модель был включен показатель S (г = 0,501), далее на втором этапе - показатель AJ S'/' (R = 0,841), затем A (R = 0,910), на 4-м этапе - показатель Knee (R = 0,948). Затем были использованы показатели: Нкр, Кпрон, Красч, Мо, Нпод. На заключительном этапе в модель был включен показатель Кпор (R = 0,973). Поле корреляции между Ркомп и Ркомп" значениями для терригенных девонских пород по первому варианту с учетом их нефтегазоносности показало, что значения Ркомп и Ркомпм достаточно хорошо контролируют друг друга, значение г = 0,97. При этом нужно отметить, что соотношения между ними для нефтяных и пустых структур отличаются, о чем свидетельствуют уравнения регрессии. Для нефтяных структур уравнение имеет следующий вид: Ркомп" = 0,039 +0,911 Ркомп, для пустых структур: Ркомп4 = 0,007 + 1,069 Ркомп.

По второму варианту получена следующая формула:

Ркомп м2 = - 0,092 + 0,18723 Lk - 1,09411 Knee + 0,008255+0,07687 А/ S'/' -0,01655 А + 0,00264 Мо +0,05937 Ld, при R = 0,97.

Как видно, в модель входят 7 показателей. На первом этапе в модель был включен показатель Lk (г=0,890), далее на втором этапе - показатель Кпес (R=0,915), затем S (R=0,935), на 4-м этапе - показатель AJ (R=0,951). Затем были использованы показатели: А, Мо, Ld.

Из приведенного выше следует, что разработанные статистические модели рекомендуется к использованию при оценке нефтегазоносности локальных структур в девонских терригенных отложениях на территории Северо-Татарского свода. Результаты расчетов вероятностей по прогнозным структурам, вычисленных по построенным вероятностно-статистическим моделям, показали, что они хорошо контролируют друг друга, кроме расчетов, при которых прогностическая модель была построена по всей выборке с помощью метода ПЛДА.

По результатам расчетов вероятностей по эталонным и прогнозным структурам, вычисленным по приведенным выше вероятностно-статистическим моделям, построена карта вероятностей перспектив нефтегазоносности терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода (рис. 3). С ее помощью можно оценить перспективы нефтегазоносности выявленных и подготовленных к глубокому бурению поднятий. Как видно на карте, залежи нефти в терригенных девонских отложениях Северо-Татарского свода приурочены, в основном, к бортовым частям девонских грабенообразных прогибов. В этом отношении особенно перспективны борта самого крупного Мамадышско-Кокарского прогиба.

Все вышеизложенное позволяет выполнить ранжирование подготовленных и выявленных структур по степени перспектив нефтегазоносности. На основании комплексного анализа значений вероятностей из подготовленных структур самой перспективной является Мальчиковская структура. Затем по мере уменьшения перспективности структуры можно расположить следующим образом: Южно-Кочурская, Западно-Кочурская, Кочурская, Северо-Логошурская, Крыловская, Гореловская и Гайская. Астраханская, Южно-Можгинская и Полянская (северный

купол) структуры являются наиболее перспективными среди выявленных. После проведения нефтепоисковых работ на первоочередной Мальчиковской структуре будут выполнены дополнительные расчеты и уточнен прогноз нефтегазоносности остальных структур.

Рис.3. Карта вероятностей перспектив нефтегазоносности территории Северо-Татарского свода

В

Условные обозначения: граница тектонических элементов I порядка

- административная граница Удмуртской Республики

- изогипса расчетной вероятности общей нефте-перспективности девонских терригенных отложений

^у\ " высокоперспективная зона нефтегазоносности ЮХХ1, - малоперспективная зона нефтегазоносности

- структуры нефтяные

- структуры пустые

- структуры подготовленные

- структуры выявленные

Таким образом, выполненная вероятностно-статистическая оценка нефтега-зоносности фонда локальных поднятой по вышеприведенным моделям позволяет провести ранжирование структур по степени их перспективности, выделить первоочередные объекты под глубокое бурение, что повысит геолого-экономическую эффективность глубокого нефтепоискового бурения.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

В диссертационной работе обобщены результаты научных исследований по уточнению геологического строения и перспектив нефтеносности терригенного девона на территории Удмуртской Республики. Эти материалы позволили сделать вывод, что палеогеографические факторы являются важнейшими для формирования зон развития природных резервуаров УВ в различных горизонтах терригенного девона. Палеогеографические условия осадконакопления в живетско-нижнефранский век тесно связаны с историей геолого-тектонического развития изучаемой территории, а также сопредельных регионов Западного Прикамья. Они играют значительную роль в формировании природных резервуаров УВ и пространственном распределении пород-коллекторов. При этом латеральная и вертикальная литологическая неоднородность горизонтов терригенного девона оказывают решающее влияние на типы ловушек нефти.

При выборе приоритетных направлений поисков новых залежей нефти в терригенном девоне необходимо учитывать установленный практикой поисковый критерий - наличие тектонически активных разломов фундамента или зон их развития [12, 13, 14]. Анализ геологического строения и нефтеносности девонских терригенных отложений Удмуртской Республики позволил наметить наиболее перспективные территории для проведения нефтепоисковых работ в терригенном девоне:

- Удмуртская и Обвинская системы глубинных разломов;

- Новозятцинская тектоническая зона;

- бортовые части Мамадышско-Кокарского прогиба.

На основе анализа признаков нефтегазоносности в диссертационной работе установлен комплекс показателей, контролирующих продуктивность терригенных девонских отложений в локальных поднятиях, расположенных на территории Се-веро-Татарского свода. Результаты исследований позволили составить карту вероятностей нефтегазоносности локальных поднятий на Северо-Татарском своде. По ней можно оценить перспективность не только подготовленных к глубокому бурению структур, но и выявленных.

По комплексу региональных и детальных информативных показателей построены вероятностно-статистические модели перспективности локальных структур, дающие возможность прогнозирования продуктивности подготовленных локальных объектов до их ввода в глубокое поисковое бурение.

На территории Северо-Татарского свода осуществлено ранжирование подготовленных и выявленных локальных поднятий по степени их приоритетности для ввода в глубокое поисковое бурение, что позволит повысить геолого-экономическую эффективность нефтепоисковых работ в Удмуртской Республике.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1.Cochuh Н.Е. Закономерности пространственного изменения коллектор-ских свойств горных пород терригенного девона северных районов Урало-Поволжья // Тезисы докл. VI науч.-тех.конф. молодых ученых и специалистов. -Пермь: ППИ, 1979. - С.34-37.

2.Соснин Н.Е. Закономерности изменения коллекторских свойств горных пород терригенного девона северных районов Урало-Поволжья // Тезисы докл, VII науч.-тех.конф. молодых ученых и специалистов. - Пермь: ППИ, 1980. - С.34-36.

3.Абашев Ш.В., Соснин Н.Е. Закономерности изменения коллекторских свойств горных пород терригенного девона северных районов Урало-Поволжья // Геология, поиски и разведка месторождений горючих полезных ископаемых: Межвуз.сб. научных трудов. - Пермь: ППИ, 1981. - С.94-103.

4.Абашев Ш.В., Соснин Н.Е. Особенности распространения пластов-коллекторов терригенного девона в пределах Кировской области и Удмуртской АССР // Докл.геол.секции XXI науч.-тех.конф. — Пермь, 1981. - С.57-73. - Деп. в ВИНИТИ №4111-82.

5.Абашев Ш.В., Соснин Н.Е. Особенности коллекторских свойств продуктивных пластов терригенного девона //Новые геолого-геофизические данные по методике поисков нефти в Пермском Приуралье. - Пермь, 1981. - С.136-142. -Деп.в ВИНИТИ №6400-83.

6.Соснин Н.Е. О комплексном параметре емкостно-фильтрационных свойств коллекторов // Тезисы докл. IX науч.-тех.конф.ученых и специалистов. -Пермь: ППИ, 1983. - С.11-12.

7.Абашев Ш.В., Соснин Н.Е. Основные закономерности распространения пластов коллекторов терригенного девона северных районов Урало-Поволжья // Геология, поиски и разведка месторождений горючих полезных ископаемых: Межвуз.сб. научных трудов. - Пермь: ППИ, 1983. - С.54-58.

8-Соснин Н.Е., Балашова М.М., Денисов А.И. Палеогеографические условия формирования продуктивных пластов и залежей нефти в терригенном девоне Удмуртской АССР // Геологическое строение и нефтегазоносность северных и западных районов Волго-Уральской провинции: Сб.науч.тр.КамНИИКИГС. -Пермь, 1991.-С.41-49.

9.Соснин Н.Е., Гецен Н.Г. Геолого-геохимическая характеристика девонских терригенных отложений в Удмуртской Республике // Вестник Пермского университета. Геология. Вып.З. - Пермь: ПГУ, 1999. - С. 154-160.

Ю.Проворов В.М., Соснин Н.Е., Денисов А.И., Казанцева Л.И. Научное обоснование рекомендаций по оптимизации поисков нефти в девонских терригенных отложениях Архангельской зоны Удмуртской Республики //Геология Западного Урала на пороге XXI века: Материалы региональной науч.конф. - Пермь: ПГУ, 1999, - С.199-202.

11.Соснин Н.Е. Особенности размещения коллекторов терригенного девона на локальных структурах в Удмуртской Республике //Геология и полезные иско-

лаемые Западного Урала: Материалы региональной науч.-практ. конф. - Пермь: ПГУ, 2000. -С.166-168.

12.Соснин Н.Е., Проворов В.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности терригенного девона на территории Удмуртской Республики // Тезисы докл. регионального совещания Основные направления геологоразведочных работ в Поволжско-Прикаспийском регионе на 2002 год и последующие годы.- Саратов: HB НИИГГ, 2002 - С.39-40.

13.Проворов В.М., Соснин Н.Е., Казанцева Л.И. Пути повышения эффективности поисков девонской нефти в малоразмерных объектах Северо-Татарского свода // Материалы региональной науч.практ. конференции Проблемы и перспективы геологического изучения и освоения мелких нефтяных месторождений. -Ижевск: Удмуртский университет, 2002. - С.48-50.

14.Соснин Н.Е. Строение и перспективы нефтеносности терригенного девона на территории Удмуртской Республики //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2009. - № 11. - С.21-24 (из перечня ВАК).

15.Соснин Н.Е. Применение результатов анализа гранулометрического состава пород рот изучении условий седиментации девонских терригенных отложений на территории Удмуртской Республики// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2012. - №7. - С.77 - 80 (из перечня ВАК).

16.Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода) // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - Пермь: ПНИПУ, 2012,- №5. -С. 16-25.

17.Соснин Н.Е. Разработка вероятностно-статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений СевероТатарского свода) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М., 2012. -№11.-С. 41-45 (из перечня ВАК).

18.Галкин В.И., Соснин Н.Е. Разработка геолого-математических моделей для прогноза нефтегазоносности сложнопостроенных структур в девонских терригенных отложениях // Нефтяное хозяйство, - М., 2013. - № 4. - С. 28-31 (из перечня ВАК).

Подписано в печать 15.05.2013. Формат 60x90/16. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 404/2013.

Издательство Пермского национального исследовательского

политехнического университета 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к.113 тел. (342)219-80-33

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Соснин, Николай Евгеньевич, Пермь

ОАО «Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований

глубоких и сверхглубоких скважин» Пермский национальный исследовательский политехнический университет

На правах рукописи

0420135^63? Соснин Николай Евгеньевич

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕНОСНОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНРШ НА ТЕРРИТОРИИ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель -

Заслуженный деятель науки РФ

доктор геолого-минералогических наук профессор В.И. Галкин

Пермь 2013

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ 7

1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСОВ, ПОСТАВЛЕННЫХ В РАБОТЕ 12

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕНОСНОСТЬ ТЕРРИГЕННО-ГО ДЕВОНА 21

2.1. Тектоническая характеристика территории 21

2.1.1. Рельеф и строение кристаллического фундамента 21

2.1.2. Структурный комплекс осадочного чехла 25

2.1.3. Типы структур и ловушек нефти 35

2.2. Особенности палеогеографических факторов условий седиментации живетско-нижнефранских терригенных отложений девона 40

2.3. Общая гидро-геохимическая характеристика и нефтеносность различных горизонтов терригенного девона 57

2.3.1. Гидрохимическая характеристика 57

2.3.2. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества 58

2.3.3. Нефтеносность 62

3. ЛАТЕРАЛЬНАЯ И ВЕРТИКАЛЬНАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ СТРОЕНИЯ ТЕРРИГЕННОГО ДЕВОНА, ЕГО КОЛЛЕКТОРОВ И ПОКРЫТ ТТЖ 70

3.1. Анализ изменения неоднородности продуктивных пластов 71

3.2. Закономерности изменения коллекторских свойств продуктивных пластов 97

3.3. Характеристика пород-покрышек 111

4. РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 117

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 166

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОИ ЛИТЕРАТУРЫ 170

СПИСОК РИСУНКОВ

№п/п Название рисунка Стр.

Рис. 2.1. Схема строения фундамента 23

Рис. 2.2. Тектоническая схема осадочного чехла 27

Рис. 2.3. Условные обозначения к тектонической схеме осадочного чехла 28

Рис. 2.4. Структурная карта кровли терригенных отложений таманского горизонта 29

Рис. 2.5. Карта изопахит тиманско-живетских терригенных отложений 43

Рис. 2.6. Схема сопоставления разрезов по линии 1-1 скв. 430 Сосновская - скв. 901 Алнашская 45

Рис. 2.7. Литолого-фациальная карта отложений ардатовского горизонта 46

Рис. 2.8. Литолого-фациальная карта отложений муллинского горизонта 47

Рис. 2.9. Литолого-фациальная карта отложений пашийского горизонта 48

Рис. 2.10. Литолого-фациальная карта отложений таманского горизонта 49

Рис. 2.11. Условные обозначения к литолого-фациальным картам 50

Рис. 2.12. Схема распределения гранулометрических параметров в муллинском горизонте 53

Рис. 2.13. Схема распределения гранулометрических параметров в пашийском горизонте 54

Рис. 2.14. Схема распределения гранулометрических параметров в таманском горизонте 55

Рис. 3.1. Кумулятивные кривые распределения проницаемых пропластков по величине мощности по пластам Д-П и Д-Ш+1У 73

Рис. 3.2. Кумулятивные кривые распределения проницаемых пропластков по величине мощности по пластам Д-0 и Д-1 74

Рис. 3.3. Карта эффективных мощностей ардатовского горизонта 75

Рис. 3.4. Карта эффективных мощностей муллинского горизонта 76

Рис. 3.5. Карта эффективных мощностей пашийского горизонта 77

Рис. 3.6. Карта эффективных мощностей таманского горизонта 78

№ п/п Название рисунка Стр.

Рис. 3.7. Условные обозначения к картам эффективных мощностей 79

Рис. 3.8. Карта расчлененности ардатовского горизонта 80

Рис. 3.9. Карта расчлененности муллинского горизонта 81

Рис. 3.10. Карта расчлененности пашийского горизонта 82

Рис. 3.11. Карта расчлененности таманского горизонта 83

Рис. 3.12. Условные обозначения к картам расчлененности 84

Рис. 3.13. Карта эффективной песчанистости ардатовского горизонта 86

Рис. 3.14. Карта эффективной песчанистости муллинского горизонта 88

Рис. 3.15. Карта эффективной песчанистости пашийского горизонта 89

Рис. 3.16. Карта эффективной песчанистости таманского горизонта 90

Рис. 3.17. Условные обозначения к картам эффективной песчанистости 91

Рис. 3.18. Карта проницаемости ардатовского горизонта 101

Рис. 3.19. Карта проницаемости муллинского горизонта 102

Рис. 3.20. Карта проницаемости пашийского горизонта 103

Рис. 3.21. Карта проницаемости таманского горизонта 104

Рис. 3.22. Условные обозначения к картам проницаемости 105

Рис. 3.23. Карта удельных поровых объемов ардатовского горизонта 107

Рис. 3.24. Карта удельных поровых объемов муллинского горизонта 108

Рис. 3.25. Карта удельных поровых объемов пашийского горизонта 109

Рис. 3.26. Карта удельных поровых объемов таманского горизонта 110

Рис. 3.27. Условные обозначения к картам удельных поровых объемов 111

Рис. 3.28. Карта изопахит тиманско-саргаевской региональной покрышки 114

Рис. 4.1. Соотношения между Б и Р(8), Ьразл. и Р(Ьразл) 122

Рис. 4.2. Соотношения между Ьс1 и Р(Ьс1), Ьк и Р(Ьк) 122

Рис. 4.3. Соотношения между Р(Красч) И Р(Нкр) 131

Рис. 4.4. Зависимость Р(г) от Ъ 149

Рис. 4.5. Поле корреляции между Р(2) и РкоМП (т=5) 155

Рис. 4.6. Поле корреляции между Ркомп И Рк-омпМ 160

Рис. 4.7. Поле корреляции между РК0МП И Ркомп*12 161

№ п/п Название рисунка Стр.

Рис. 4.8. Карта вероятностей перспектив нефтегазоносности территории Севе-ро-Татарского свода 164

СПИСОК ТАБЛИЦ

№ п/п Название таблицы Стр.

2.1. Распределение залежей и нефтепроявлений 65

3.1. Распределение коллекторов в пределах локальных поднятий 96

3.2. Соотношение пористости и проницаемости девонских терригенных отложений 99

4.1. Распределение частостей в классах по 119

4.2. Статистические модели прогноза нефтегазоносности по показателям 120

4.3. Значения индивидуальных вероятностей для эталонных и прогнозных структур 123

4.4. Корреляционная матрица 128

4.5. К обоснованию прогноза нефтегазоносности по локальным характеристикам 132

4.6. Значения Ркомп по обучающей выборке при разных значениях т 134

4.7. Уточненные статистические модели прогноза нефтегазоносности по показателям 140

4.8. К обоснованию прогноза нефтегазоносности по локальным характеристикам 142

4.9. Значения индивидуальных и комплексных вероятностей для эталонных и прогнозных структур 144

4.10. Распределение значений индивидуальных и комплексных вероятностей 146

4.11. Значения 2 и для эталонных и прогнозных структур (вариант 1) 149

4.12. Значения 2 и для эталонных и прогнозных структур (вариант 2) 152

4.13. Средние интервальные значения Ркомп, Р(2) 154

№ п/п Название таблицы Стр.

4.14. Значения Ркомп для нефтяных и пустых структур 156

4.15. Значения вероятностей по прогнозным структурам, вычисленных по построенным вероятностно-статистическим моделям 161

4.16. Корреляционная матрица 162

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Одной из важнейших задач развития народного хозяйства России является проблема ускоренного развития нефтедобывающей промышленности. В решении этой задачи немаловажное значение имеет территория Удмуртской Республики, в пределах которой сосредоточено значительное количество потенциальных ресурсов нефти, обладающих хорошим качеством и добывными способностями.

По состоянию на 01.01.2012 г. основные промышленные запасы нефти на территории Удмуртской Республики сосредоточены в каменноугольных отложениях, являющихся высокоперспективными в пределах седиментационно-тектонических структур Камско-Кинельской системы впадин. Однако, возможность открытия новых при-бортовых рифогенных структур ограничена. Для поддержания сырьевой базы республики существует острая необходимость прироста промышленных запасов нефти в менее изученных нижележащих девонских отложениях. В том числе большое внимание должно быть уделено поискам залежей нефти в терригенном девоне. Терригенные отложения девона являются одним из первоочередных объектов для открытия в них новых залежей нефти, тем более, что самые перспективные по современной оценке территории приходятся на районы с развитой нефтедобычей. Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти терригенного девона составляют 89,8 млн. т (извлекаемые), что соответствует 9,5% всех НСР нефти Удмуртии.

Девонские терригенные отложения Волго-Уральской НГП, в частности и территории Удмуртской Республики, характеризуются рядом особенностей геологического строения и нефтеносности по сравнению с вышележащими отложениями. Так, например, перспективы нефтеносности пермо-карбона и терригенного девона связаны с различными факторами. Если промышленная нефтеносность пермско-каменноугольных отложений связана со строением верхнедевонско-турнейского палеошельфа, с его некомпенсированными впадинами Камско-Кинельской системы, осложненными рифовыми телами, то очаги генерации нефти и ее залежи в девонских терригенных отложениях приурочены к зонам развития микрограбенов, глубинных разломов фундамента и других его мобильных зон. Таким образом, само положение девонского терригенного комплекса под верхнедевонско-турнейским палеошельфом, в котором развита внутри-

формационная Камско-Кинельская система впадин, требует иного подхода к анализу его строения и нефтеносности. Во многих регионах Волго-Уральской НГП достигнуты определенные положительные результаты при поисках нефти в терригенном девоне. Однако, в целом проблема поисков нефти в терригенных девонских отложениях практически не решена для всей провинции. При общей высокой степени изученности, прогнозные ресурсы нефти девонского терригенного комплекса разведаны лишь на 2025%. Низкая геологическая эффективность геологоразведочных работ на девон объясняется отсутствием руководящих геологических ориентиров типа Камско-Кинельской системы впадин для пермо-карбона. Обычно открытия новых залежей девонской нефти имеют большую долю случайности.

Недоучет тектонического фактора формирования и размещения нефтяных залежей является причиной неудовлетворительной эффективности поисков нефти в терригенных отложениях девона, чрезмерного затягивания сроков освоения природных ресурсов девонской малосернистой нефти.

Исходя из вышеизложенного, необходимо обосновать основные критерии для зонального прогноза наиболее перспективных участков территории с целью дальнейших поисков девонской нефти. Решение такой задачи возможно с помощью построения комплексных вероятно-статистических геологических моделей. Это позволит значительно повысить геолого-экономическую эффективность ГРР на девон и, следовательно, лицензионную привлекательность нефтеперспективных земель. Комплексным исследованиям условий формирования, современного геологического строения и перспектив нефтеносности терригенного девона на территории Удмуртской Республики и посвящена настоящая диссертация.

Цель работы. Целыо диссертационной работы является научное обоснование приоритетных направлений дальнейших поисков нефти в девонских терригенных отложениях Удмуртской Республики и разработка методов прогнозирования нефтегазо-носности девонских терригенных отложений в подготовленных к глубокому бурению и выявленных локальных поднятиях.

Основные задачи исследований заключаются в следующем:

1) анализ основных черт тектоники территории Удмуртской Республики;

2) рассмотрение особенностей палеогеографических факторов условий седиментации живетско-нижнефранских терригенных отложений девона;

3) изучение латеральной и вертикальной неоднородности строения терригенно-го девона, его коллекторов и покрышек;

4) районирование исследуемой территории по емкостным и фильтрационным свойствам терригенных коллекторов;

5) разработка геолого-математических моделей для оценки нефтегазоносности девонских терригенных отложений в пределах локальных структур Северо-Татарского свода;

6) рагокирование подготовленных к глубокому бурению и выявленных локальных поднятий Северо-Татарского свода по степени их нефтегазоперспективности;

7) научное обоснование приоритетных направлений дальнейших поисков залежей нефти в девонских терригенных отложениях.

Научная новизна. Проведено районирование изучаемой территории по емкостным и фильтрационным свойствам коллекторов терригенного девона.

Установлены основные показатели, контролирующие нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных структур Северо-Татарского свода.

Впервые для территории Северо-Татарского свода построены индивидуальные вероятностные модели, описывающие нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных поднятий, разработаны модели прогнозирования нефтегазоносности локальных структур.

Выполнена оценка перспектив нефтеносности по ряду выявленных и подготовленных к глубокому бурению структур. Построена вероятностная карта перспектив нефтегазоносности девонских терригенных отложений Северо-Татарского свода.

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

• комплекс показателей, контролирующих нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных структур Северо-Татарского свода;

• вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности локальных структур в девонских терригенных отложениях;

• приоритетными направлениями для дальнейших поисков нефти являются тектонически и неотектонически активные зоны Северо-Татарского свода и Верхнекамской впадины.

Практическая значимость и реализация работы. Установленные региональные закономерности изменений коллекторских свойств девонских терригенных отложений могут служить обоснованием подсчетных параметров для оценки перспективных и прогнозных ресурсов нефти на исследуемой территории. Аргументирована необходимость построения многомерных статистических моделей для прогноза нефтегазонос-ности девонских терригенных отложений. Разработаны конкретные рекомендации к планам дальнейших первоочередных геологоразведочных работ в терригенном девоне. Результаты исследований вошли в три научно-исследовательских отчета КамНИИ-КИГС по тематике Мингео СССР, ОАО «Удмуртгеология».

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на VI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (Пермь, 1979); на УП научно- технической конференции молодых ученых и специалистов (Пермь, 1980); на конференции молодых ученых и специалистов ВНИГ-НИ (Москва, 1982); на IX научно-технической конференции ученых и специалистов (Пермь, 1983); на региональной научной конференции «Геология Западного Урала на пороге XXI века» (Пермь, 1999); на региональной научно-практической конференции «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (Пермь, 2000); на региональном совещании «Основные направления геологоразведочных работ в Поволжско-Прикаспийском регионе на 2002 год и последующие годы» (Саратов, 2000); на региональной научно-практической конференции «Проблемы и перспективы геологического изучения и освоения мелких нефтяных месторождений» (Ижевск, 2002). Результаты исследований опубликованы в 18 статьях, в том числе в 4-х, рекомендованных ВАК РФ, представлены в трех отчетах по НИР.

Во время выполнения работы автор пользовался консультациями и советами докторов геолого-минералогических наук, профессоров И.В. Пахомова, В.М. Проворо-ва, Т.В. Карасевой, кандидатов геолого-минералогических наук М.М. Балашовой, В.П. Потапова, М.В. Проворова, сотрудников КамНИИКИГС Ш.В. Абашева, Н.В. Медве-

девой, Л.В. Мягковой. Особо признателен автор доктору геолого-минералогических наук, профессору В.И. Галкину за его научное руководство моими исследованиями.

Фактический материал. Район исследований охватывает территорию Удмуртской Республики. Диссертационная работа составлена на основе обширного материала буровых, геофизических и исследовательских работ. Диссертационная работа основывается на результатах исследования кернового и промыслово-геофизического материала свыше 350 глубоких скважин. Автором изучены разрезы скважин по комплексу промыслово-геофизических данных (более 2000 пластопересечений) с учетом кернового материала, систематизированы и обработаны данные 5000 определений коллек-торских свойств, выполненных в КамНИИКИГС и других организациях. Автором использованы опубликованные и фондовые материалы ОАО «Удмуртгеология», треста «Татнефтегазразведка», ВНИГНИ, КамНИИКИГС и других организаций.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 183 стр. машинописного текста, иллюстрирован 50 рисунками, 19 таблицами. Список использованной литературы включает 131 наименование.

1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСОВ, ПОСТАВЛЕННЫХ В РАБОТЕ

В изучении геологического строения и нефтеносности терригенного девона на изучаемой территории можно выделить три этапа.

На первом этапе геолого-геофизическими исследованиями, выполненными к 1945 году, было установлено благоприятное для поисков нефти геологическое строении Удмуртии. К этому вре