Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Литолого-фациальные критерии формирования коллекторов нефтекумского природного резервуара нижнего триаса в связи с нефтегазоносностью

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Литолого-фациальные критерии формирования коллекторов нефтекумского природного резервуара нижнего триаса в связи с нефтегазоносностью"

На правах рукописи

ТОМАШЕВ ДМИТРИЙ ВЛАДИСЛАВОВИЧ

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ КРИТЕРИИ ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЕКУМСКОГО ПРИРОДНОГО РЕЗЕРВУАРА НИЖНЕГО ТРИАСА В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ

Специальность 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 8 Ф£В 2013

Ставрополь - 2013

005050051

005050051

Работа выполнена в ООО «НК «Роснефть» - Научно-технический центр» (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Градин Владимир Алексеевич

Официальные оппоненты: Бочкарев Анатолий Владимирович, доктор

геолого-минералогических наук, профессор, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», главный специалист

Дроздов Владислав Владиславович, кандидат геолого-минералогических наук, доцент, ОАО «СевКавНИПИгаз», зав. отделом

Ведущая организация: ОАО «Ставропольнефтегеофизика»,

г. Ставрополь

Защита диссертации состоится 21 марта 2013 года в 13-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1, ауд. 416.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Дзержинского, 120.

Автореферат разослан «18» февраля 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

д-р геол.-минерал. наук, профессор

В.А.Гридин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Переходный структурно-формациопный комплекс пермо-триасового вочрасга Восточного Ставрополья, изучение нефтегазоносное! и которого ведется более сорока лет, продолжает обращать на себя внимание многих исследователей, так как он является одним из главных объектов геологоразведочных работ (ГРР). обеспечивающих дополнительный объем прироста запасов нефти и газа в Ставропольском крае.

В предшествующих работах в достаточной степени были освещены вопросы стратиграфии, литологии и тектоники пермо-триасового комплекса. Однако, все ранее проведенные работы сводились к изучению карбонатных пород на весьма ограниченном керновом материале. При этом особенностям строения природных резервуаров (ИР) и характеру распределения в них скоплений углеводородов (УВ) уделялось явно недостаточное внимание. К тому же за длительный период геологического освоения комплекса получена обширная геолого-геофизическая информация, однако, модели залежей нефти принимались в упрощенном классическом варианте, что привело к необъективной оценке извлекаемых запасов углеводородного сырья и к усложнению процесса разработки залежей. В этой связи, постановка темы по изучению пространственного распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и критериев формирования коллекторов в карбонатных отложениях пефтекумской свиты нижнего триаса приобретает актуальное значение.

Цели н задачи исследования

Целыо работы является изучение распространения пород-коллекторов в Г1Р пефтекумской свиты с целыо выдачи рекомендаций по дальнейшей разведке и разработке перспективных объектов на территории Восточного Ставрополья. Для достижения поставленной цели предполагается решение следующих задач:

1. Уточнение геологического строения и детализация литолото-фациальных условий образования нефтекумских отложений.

2. Оценка влияния седиментационных факторов формирования ФГлС пород-коллекторов пефтекумской свиты.

3. Изучение ФВС пород-коллекторов пефтекумской свиты по материалам геофизических исследований скважин.

4. Обоснование приоритетных направлений ГРР.

Объект исследований - отложения пефтекумской свиты (нижний триас) Восточного Ставрополья.

Фактический материал н методы исследовании

Представленная работа является результатом научных исследований, выполненных автором в период с 2001 по 2012 годы. В качестве информационных источников использованы результаты изучения кернового материала, данные бурения, испытания, геолого-промысловые и геофизические исследования более 200 глубоких скважин, данные сейсморазведки и другие материалы научных и производственных организаций (ООО «РН - Ставропольнефгегаз», ОАО «Ставропольпсфтеге-офизика» и др.), а также многочисленные публикации по исследуемой проблеме.

Цели и задачи работы предопределили комплексный характер исследований, включающий п себя традиционные методы анализа геологической информации, методы экспериментального моделирования, а также компьютерную обработку материалов в программном модуле Petrel 2009-Volunie Calculation.

Научные результаты, выносимые на защиту

1. Концептуально новая модель Г1Р нефти в отложениях нефтекумской свиты нижнего триаса Восточного Ставрополья. Предложена дифференциация всего карбонатного массива на слагающие его типы пород но условиям осадконаконлсния, то есть, выделены литогенетичсские типы пород в зависимости от первоисточника породообразования: породы автохтонного карбонатонакопления (органогенные постройки), паравтохтопного и аллохтонного карбонатонакопления.

2. Критерии выделения литогенстических типов карбонатных пород нефтекумской свиты по комплексу стандартных геофизических методов исследования скважин. Породам автохтонного карбонатонакопления свойственна низкая естественная радиоактивность и нерасчленспная кривая ГК, слабо расчлененные кривые НГК и электрического сопротивления, отрицательные аномалии па кривой ПС и постепенное уменьшение КС. Перекристализовапным известнякам паравтохтопного или аллохтонного карбонатонакопления характерны недифферепцированность и равенство значений КС.

3. Схематическая карта распространения литогенетических типов пород в отложениях нефтекумской свиты. Основные перспективы связаны с незатронутыми бурением зонами распространения автохтонных карбонатных пород.

Научная новизна результатов исследований

1. Концептуально новая модель ПР нефти в отложениях нефтекумской свиты.

2. Принципы диагностики литогенетических типов пород нефтекумской свиты по комплексу стандартных геофизических методов исследования скважин.

3. Па основе проведенных исследований установлено улучшение коллекгор-ских свойств пород в отложениях автохтонного карбонатонакопления.

Теоретическая и практическая значимость работы

Предложенная модель карбонатного ПР нефти в нефтекумских отложениях позволяет по новому ориентировать Г'РР на выявление новых и доразведку имеющихся скоплений УВ.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертационная работа выполнена в рамках Паспорта специальности 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений.

В соответствии с формулой специальности в диссертациониом исследовании определены условия формирования природного карбонатного резервуара нефти отложений нефтекумской свиты Восточного Ставрополья. Результаты научных исследований соответствуют следующим пунктам, указанным в формуле:

- определение геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков;

- совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и

газа.

В соответствии с областью исследования специальности 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений область диссертационной работы соответствует пунктам:

- резервуары нефти и газа, типы коллекторов и покрышек;

- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре.

Апробации н реализация результатов диссертации

Основные положения диссертации прошли первичную апробацию па 3-й международной практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа, 2001 г), XI и XII конференциях "Геология и разработка месторождений с грудноизвлекаемыми запасами" (г. Геленджик, 2011-12 гг.)

Полученные автором результаты использованы при разработке рекомендаций по дальнейшему проведению поисково-разведочных работ на нефть и газ в нермо-триасопых отложениях Восточного Предкавказья на территории деятельности ООО "РП-Ставропольнефтегаз".

Публикации

Основные результаты исследования опубликованы в девяти работах, из них три - в журналах, рекомендованных ВАК Мипобрнауки РФ.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных па 138 страницах, иллюстрируется 24 рисунками, содержит 9 таблиц и список литературы из 82 наименований.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю Гридину Владимиру Алексеевичу за постоянную помощь, внимание и всестороннюю поддержку, оказанные при выполнении работы.

Автор признателен за консультации и советы в процессе исследований коллективу кафедры геологии нефти и га'!а СКФУ, кандидатам геол.-минерал. паук А. С. Горкушину и А. А. Папоротпой, а также сотрудникам производственных организаций ООО «РН- Ставропольпефтегаз» и ОАО «Ставропольнефтегсофизика».

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложены основные положения диссертационной работы, а также практическая значимость выбранного направления исследований.

Глава I. Состояние изученности ннжнстрпасовмх огложепнй (нефтекумская свита) Восточного Ставрополья

Первая глава посвящена анализу состояния изученности нижнетриасовых отложений (нефтекумская свита) Восточного Ставрополья и их ФЕС. Решением этих вопросов в течение многих лет занимались такие исследователи, как М. С. Бурштар, А. С. Горкушин, Н. Т. Копылов, Н. Ф. Фролов, II. П. Фурсова, Г. Г. Юдин и многие другие, а также производственные предприятия и научно-исследовательские организации (ООО «РН-Ставропольнефтегаз», ОАО «Ставропольнефтегсофизика», МГУ, ИГиРГИ и др.).

Тем не менее, большинство работ носят, скорее, констатирующий факты характер и не сопровождаются аналитической обработкой. Остается открытым ряд вопросов, па которые, несмотря па большое количество проведенных работ, не получено исчерпывающих ответов. Отсюда и низкая эффективность ГРР - за последние годы не открыто ни одной новой залежи нефти в нсфтекумской свите. Данное обстоятельство определило тематику исследований автора. Только комплексное использование всех лабораторных, геофизических, гидродинамических и других методов позволяет получить наиболее ясную картину об основных закономерностях распределения ФЕС карбонатных пород изучаемого комплекса.

Глава 2. Геологическое строение и нсфтегазоносность ннжнстрнасопых отложений

Во второй главе приводятся сведения о т еологическом строении, тектонике и нефтегазоностюсти нижнетриасовых отложений Восточного Ставрополья.

Первый раздел славы посвящен вопросу стратификации отложений нижнего триаса на изучаемой территории.

При стратификации нижпетриасопого комплекса пород использовалось Решение 2-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозою Кавказа (триас) 1977 г., на основе которого в «Проект схемы...» 1973 г. были внесены изменения.

На основе принятого «Решения...,1977 г.» в разрезе платформенной части Восточного Предкавказья предложено выделить следующие свиты и серии: куман-скую свиту (условно верхняя пермь-нижний триас), нсфтекумскую свиту (условно нижний триас-верхняя пермь), затеречную серию, которая состоит из трех свит: кулгайской (оленекский ярус), демьяновской (оленекский ярус) и кизлярской (ани-зийский ярус), вишневскую серию, состоящую из трех свит: новоколодезной (ла-динский ярус), закумской (ладинский ярус) и ногайской (условно карнийский и но-рийский ярусы), а также зурмутипскую свиту (порийский и рэтекий ярусы).

Во втором разделе главы рассмотрена литолого-стратиграфическая характеристика пижнетриасовых отложений Восточного Ставрополья.

Изучению этого вопроса посвящены работы Л. С. Горкушина, Е. Л. Гофман, Л. Я. Дубинского, Н. Л.Ефимовой, Н. Л. Крылова, II. Г. Копылова, Б. П. и И. А. Назаревич, Б. А. Оиищснко, А. И. Рыбаковой, Л. М. Савельевой, Б. Г. Сокра-това, И. Э. Сорокиной, В. В. Стасешсова, Ю. А. Стерленко, Г. А. Ткачук, Н. Ф. Фролова, Г. Н. Чепака, Ю. II. Швембергера, Г. Т. Юдина и др.

В геологическом строении изучаемого разреза принимают участие отложеиия куманской, нефтекумской, култайской и демьяновской свит.

Куманекая свита представляет собой мощную толщу терригсшгмх пород, несогласно залегающих на дислоцированных и метаморфизовапных отложениях палеозойского складчатого фундамента эпипалеозойской платформы. Отложения куманской свиты заполняют эрозионные, грабеноподобные впадины в рельефе фундамента и нивелируют дно бассейна, о чем свидетельствуют резкие колебания толщин от 0 - 10 м до 740 м. Свита имеет четкое трехчленное деление. В основании залегают красно-бурые и пестроцвстные конгломераты с примссыо песчано-гравелитового материала. Средняя пачка представлена переслаиванием разпозер-нистых пестроцветпых песчаников. Верхняя - сложена терригенпо-карбопатными породами и представляет пачку переслаивания темно-серых и вишнево-красных аргиллитов и алевролитов с прослоями мергелей и глинистых известняков, количество которых вверх но разрезу увеличивается.

Нефтскумская свита представлена толщей карбонатных пород, залегающих с различной степенью стратиграфического несогласия па отложениях куманской

свиты. Нижняя часть нефтекумской свиты, сложена известняками темно-серыми, пелитоморфными, плотными, плитчатыми с примесыо органического детрита. С накоплением осадков средней части свиты «розовых» известняков начинается формирование органогенных построек. Особенностями этой части свиты являются: неравномерная, розово-красная окраска пород, наличие частых прослоев известняков-рухляков, присутствие пепловых туфов, значительное проявление доломитизации. В верхней части свита сложена светло-серыми и белыми, массивными химически чистыми (СаС03 89-90%) известняками с незначительным содержанием алевро-пелитовой примеси. Известняки сильно перекристаллизованы, содержат большое количество органогенного детрита, среди которого различаются обломки раковин остракод, фораминифер, иглокожих, пелеципод, единичные кораллы, водоросли, гидроидные полипы. Рифостроитслями, а основном, являлись колониальные водоросли. Толщина 400 - 560 м. В дспрессионных зонах некомпенсированного осадконакопления нефтекумская свита представлена единой толщей хемогенных известняков серого и розовато-серого цвета, неравномерно глинистых, местами до-ломитизированных. Толщина до 90 м.

Култайская свита сложена так называемыми «пестроцветными брекчирован-ными» известняками и доломитами. Максимальные толщины свиты достигают 217 м.

Демьяновская свита представлена темно-серыми известняками и аргиллитами с подчиненными прослоями мергелей, алевролитов, глинистых известняков, пе-литоморфных, редко оолитовых. Количество терригенного материала увеличивается вверх по разрезу. Породы значительно пиритизированы, встречается много растительных остатков. Толщина изменяется от 0 до 185 м.

В третьем разделе главы приводятся сведения о тектонике исследуемой территории. Согласно схеме тектонического районирования, выполненной А. И. Летапиным с соавторами (1987), в пределах исследуемой территории выделяются структурные элементы первого порядка: зона Манычских прогибов (ЗМП) (часть) и Прикумская система поднятий (ПСП) (часть). ЗМП по поверхности фундамента представляет собой сложно построенный грабен субширотного простирания, состоящий из ряда впадин, структурных ступеней, гряд и горстов. ПСП располагается на приподнятом блоке фундамента. В региональном плане состоит из разнородных тектонических элементов и имеет ступенчатое строение с погружением с запада на восток.

В разрезе исследуемой территории выделяются три тектонических этажа: нижний - фундамент, переходный - толща пород пермо-триасового возраста и верхний - платформенный чехол мезо-кайнозомского возраста.

В четвертом разделе дается характеристика истории развития исследуемой территории в поздней перми - раннем триасе.

Вопросы геологического развития Предкавказья и отдельных его районов освещены в работах И. О. Брода (1934-1958), М. С. Бурштара (1960, 1963, 1966, 1969, 1970), А. А. Бизнигаева (1969), И. В. Машкова (1963), М. Ф. Мирчинка, А. И. Летави-на (1975,1978,1980), Е. Е. Милановского и многих других исследователей.

Характеристика условий осадконакопления в пределах изучаемой территории проведена с использованием сведений о толщине, литологическом составе пород пермо-триасового возраста, а также данных исследований, проведенных ранее М. С. Бурштаром, А. А. Бизнигаевым, И. В. Машковым и др.

В конце палеозоя завершилась геосинклинальная стадия развития территории исследования. В это время произошла перестройка структурного плана Восточного Предкавказья, выразившаяся в сглаживании рельефа фундамента. Условия осадконакопления в более поздние времена характеризуются преимущественно процессами платформенного режима развития.

Анализ толщин и литологического состава куманских отложений, в основном, терригенного состава, показал, что на большей части исследуемой территории в раннекуманское время существовала континентальная обстановка осадконакопления, которая в результате активных прогибаний суши к концу куманского века сменилась морским режимом с накоплением осадков различного состава и типов. По мере расширения и углубления морского бассейна происходило снижение привноса терригенного материала, а на участках спокойного гидродинамического режима стали зарождаться небольшие колонии (оазисы) водорослей, которые положили начало накоплению карбонатных осадков. В дальнейшем в условиях некомпенсированного прогибания увеличивались масштабы карбонатонакопления, доминирующую роль в которых играли водоросли с сопутствующим им богатым биоценозом. На этой стадии началось зарождение биогенных (органогенных) построек нефтекумской свиты. Затем эти постройки были перекрыты глинисто-карбонатными осадками култайской и демьяновской свит.

В пятом разделе главы приводится обзор нефтегазоносности нижнетриасовых отложений территории исследования.

Изучением этого вопроса занимались М. С. Бурштар, Б. Г. Вобликов|, Г. Г. Гасангусейнов, А. С. Горкушин, Н. Т. Копылов, А. И. Летавин. В. Ф. Марков, И. А. Назаревич, Б. П. Назаревич, Л. М. Савельева и многие другие.

Изучаемая территория приурочена к Восточно-Манычскому и Прикумскому нефтегазоносным районам (ИГР) Восточно-Предкавказской нефтегазоносной об-

ласти, которая, в свою очередь, входит в состав Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции (А. И. Летавин, В. Е. Орел, С. М. Чернышев и др., 1987).

В разрезе нижнетриасовых отложений основной нефтеносной толщей являются трещинно-кавернозные известняки нефтекумской свиты, залегающей на глубинах до 4 км.

Восточно-Манычский ИГР расположен в пределах Восточно-Манычского внутриплатформенного прогиба. Наиболее крупной зоной нефтегазонакопления Восточно-Манычского района является Величаевско-Максимокумская зона нефте-газонокопления, в тектоническом отношении приуроченная к одноименному крупному валу субширотного направления. К Величаевско-Максимокумскому валу ЗМП приурочены основные залежи нефти в1 карбонатных породах нефтекумской свиты: Зимняя Ставка, Пушкарское, Восточно-Безводненское, Поварковское и др.

В пределах Надеждинской тектонической ступени, через которую сочленяется Восточно-Манычский прогиб и Величаевско-Зимнеставкинский вал, выявлены залежи нефти на Байджановской, Эбелекской и Надеждинской площадях.

Нефтегазоносность отложений нефтекумской свиты в пределах Прикумского НГР установлена на Урожайненской площади. Кроме того, непромышленные притоки углеводородных флюидов и признаки нефти были получены при бурении и опробовании скважин на Киринской, Путиловской и Эбелекской площадях.

Глава 3. Новые представления о геологическом строении природного резервуара нефтекумской свиты

В первом разделе главы дается характеристика выделенных в карбонатном массиве нефтекумской свиты литогенетических типов пород.

Изучением ПР нижнетриасового карбонатного комплекса занимались многие исследователи, такие как А. С. Горкушин, А. П. Рыжков, И. Э. Сорокина, Е. И. Та-раненко, Н. Ф. Фролов и др.

В конце 80-х годов эффективность ГРР по триасовому направлению упала до критической отметки, а состояние разработки открытых залежей указывало на весьма упрощенное понимание строения ПР нефти и, как следствие, на некорректную оценку потенциальных ресурсов.

С целью оптимизации геологоразведочного процесса, а также с целью совершенствования разработки выявленных залежей автором предложена дифференциация всего карбонатного массива на слагающие его комплексы пород по условиям седиментогенеза, то есть, выделены литогенетические типы в зависимости от первоисточника породообразования. Предложенное разделение карбонатного массива имеет, прежде всего, генетический смысл.

ю

Понятие "литогенетический тип пород" было впервые введено при изучении угленосных комплексов Т. Н. Давыдовой и Ц. Л. Голыптейн, а позднее использовалось Ю. А. Жемчужииковым (1955), Л. Н. Ботвинкиной (1962) и другими для объединения конкретных типов пород, характеризующихся определенными признаками, указывающими на условия их формирования.

В карбонатных отложениях нефтекумской свиты автором выделены комплексы пород автохтонного биогенного (собственно органогенных построек (рифы)), па-равтохтонного и аллохтонного карбонатонакопления (интракласты) (рисунок 1).

41 1С

79 ЗС

-

Условные обозначения:

Породы автохтонного карбонатонакопления

Известняки пара вто хто н н о го и аллохтонного

карбонатонакопления

(шпракласгы)

Рисунок I - Выделение литогенетических типов пород (месторождение Зимняя Ставка)

Породы автохтонного карбонатонакопления образовались за счет накопления известковых органических остатков, не претерпевших переноса из мест их первоначального роста, обитания и отмирания. Породы паравтохтонного карбонатонакопления - увлеченная движущимся потоком часть автохтона, испытавшая обычно незначительное перемещение, представлены различным карбонатным материалом (органогенными и карбонатными обломками). Породы аллохтонного карбонатонакопле-

ния образовались из карбонатных скелетных остатков отмерших растительных или животных организмов, перенесенных водой из мест их обитания к месту их накопления и захоронения. В породах паравтохтонного и аллохтонного карбонатонакоп-ления явно прослеживается обломочная структура. Размер обломков известняков зависит от степени удаленности их от первоисточника породообразования.

Во втором разделе рассматриваются коррективы, внесенные в стратиграфическую приуроченность карбонатного комплекса пород.

В результате анализа данных изучения остатков фауны триасовых отложений (Ткачук, 1979), автором предложена модель геологического строения нижнего триаса, согласно которой отложения под известняково-мергельной пачкой нижней части кизлярской свиты имеют не анизийский возраст, а являются составной частью ПР карбонатного комплекса нижнего триаса, и, соответственно, оленёкского возраста.

Глава 4. Методы и результаты исследований фильтрационно-

емкостных свойств карбонатных коллекторов нефтекумской свиты

Комплексный геолого-геофизический анализ данных проводился в нефте-кумских отложениях, в области развития установленных бурением органогенных построек с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

В первом разделе главы рассматриваются применяемые промыслово-геофизические методы изучения ФЕС карбонатных коллекторов нефтекумской свиты.

На основе использования «Методических рекомендаций по выделению и оценке сложных карбонатных коллекторов в нижнетриасовых и палеозойских отложениях Ставропольского края, Южного Мангышлака методами промысловой геофизики» (НИИГИ, 1985) были изучены геолого-геофизические особенности отложений нефтекумской свиты, установлены количественные критерии выделения коллекторов и закономерности их распространения.

По площадям Зимняя Ставка, Надеждинская, Пушкарская, Восточная и др. использовались следующие геофизические методы: боковой каротаж (БК), нейтронный гамма каротаж (НГК), гамма каротаж (ГК), акустический каротаж (АК), кавернометрия, резистивиметрия.

Таким образом, применяя «Методические рекомендации..., 1985» для пород нефтекумской свиты Восточного Ставрополья определен нижний предел емкостно-фильтрационных параметров, характеризующих границу «коллектор-неколлектор». Минимальное (граничное) значение К„„ равно 3,5 %, граничное значение вторич-

ной пористости К„"т - 0,5 %. Сравнительно низкое значение граничной пористости свидетельствует о превалирующей роли в этих коллекторах вторичной емкости.

Во втором разделе главы приведены данные переинтерпретации некоторых интервалов скважин, в которых были проведены работы по испытанию и интенсификации притоков из карбонатных пород-коллекторов нефтекумской свиты.

Переинтерпретация материалов ГИС показала недостаточную объективность определения ФЕС пород нефтекумской свиты по оперативной интерпретации. Анализ всей информации, полученной при переинтерпретации (Надеждинское, Пушкарское, Восточно-Безводненское месторождения и др.), показал, что коллекторами являются небольшие по толщине пропластки. Карбонатные породы с удельной трещиноватостью менее 0,02 д. ед. практически теряют фильтрационные свойства. Отсюда напрашивается вывод, что нецелесообразно производить перфорацию эксплуатационной колонны против отложений нефтекумской свиты большими интервалами.

В третьем разделе главы проведен анализ результатов гидродинамических методов исследования ФЕС коллекторов нефтекумской свиты.

Взаимосвязь скоплений нефти внутри ПР нефтекумской свиты изучалась по характеру распределения приведенных напоров в изучаемом комплексе пород (Кузнецов В. Г., 1984; Тхостов Б. А., 1966).

Для расчета приведенных гидравлических напоров применялась формула А.И. Силина-Бекчурина (1965). Следует отметить, что используемые исходные данные для расчетов соответствуют времени, когда реликтовое состояние залежей нефти не было нарушено процессом разработки. Все данные тщательно проверялись, а непредставительные величины были отбракованы. На основе полученных данных о величинах пластовых давлений построены графики изменения приведенных гидравлических напоров от глубины залегания нефтекумских отложений, которые противоречат закономерности изменения давления по разрезу, что свидетельствует о неоднородности карботаной толщи, как по площади, так и по глубине.

Результаты гидропрослушивания скважин позволили выявить в карбонатных породах нефтекумской свиты локальные гидродинамические системы, связь между которыми отсутствует или затруднена.

На основе результатов индикаторных методов исследований (данные движения меченых жидкостей по пласту) на Пушкарском, Восточно-Безводненском и других месторождениях отмечено следующее: направление движения индикатора, в основном, обусловлено развитием трещиноватости в том или ином направлении, коллектор отмечается высокой неоднородностью.

Таким образом, изучение гидродинамики нефтекумских залежей не позволяет признать массивный характер ПР нефти нефтекумской свиты. На фоне общей массивности карбонатного тела спорадически выделяются фрагменты с различной характеристикой ФЕС, с различной степенью гидродинамической связи, по образу и подобию напоминающие литологически ограниченные залежи в терригенных отложениях. Высокая степень неоднородности и прерывистости пород-коллекторов помимо гидродинамических исследований подтверждается широким диапазоном накопленной добычи в отдельно взятых скважинах, пробуренных по равномерной .сетке (Восточно-Безводненское, Пушкарское и другие месторождения).

В четвертом разделе приведены результаты оценки коэффициента трещи-новатости коллекторов. ,

Как было отмечено ранее, фильтрация пластовых жидкостей происходит по высокопроницаемым трещинам. Для наиболее полной картины о распределении ФЕС в карбонатных отложениях нефтекумской свиты использована методика Ф. И. Котяхова (1975), позволяющая приближенно оценить эффективную и полную тре-щиноватость коллекторов при совместном использовании результатов анализа керна и результатов гидродинамических исследований скважин.

Так как фильтрация пластовых жидкостей происходит по высокопроницаемым трещинам, вычисленные по вышеприведенной методике коэффициенты тре-щиноватости имеют практический интерес при характеристике ПР нефтекумской свиты.

Таким образом, проведенный анализ данных геофизических и гидродинамических исследований, а также результатов бурения и испытания скважин показал, что промышленные залежи нефти в нижнетриасовых отложениях (нефтекумская свита) Восточного Ставрополья (с учетом предложенного автором разделения карбонатного массива) приурочены, главным образом, к породам автохтонного карбо-натонакопления (месторождения Зимняя Ставка, Пушкарское, Надеждинское и др.)

Глава 5. Прогнозирование пород-коллекторов в нефтекумской свите нижнего триаса Восточного Ставрополья В первом разделе главы рассмотрено влияние различных геологических факторов на формирование пород-коллекторов нефти карбонатного комплекса нижнего триаса. Исследования показали (глава 4), что вместилищем нефти в нефтекумской ПР являются автохтонные карбонатные породы. Объяснить это возможно следующим. Первичные условия осадконакопления играют определяющую роль в создании неоднородности строения пор различных генетических типов карбонатных пород и обусловливают унаследованный характер протекания постседимента-

ционных процессов. Автохтонные отложения изначально характеризовались высокими значениями первичной пористости, а геометрическое строение их порового пространства было благоприятно для движения растворов. Трансгрессивное автохтонное карбонатонакопление протекало с относительным увеличением концентрации ионов магния в водном растворе за счет растворения магнезиальных пород. Также, определенную роль играет магний, выделяющийся при захоронении магнезиальных органических остатков. Таковыми, например, являются сине-зеленые водоросли (В. Н. Холодов, 1970). В породах автохтонного карбонатонакопления ион-но-диффузионный процесс замещения кальция на магний наибольшим образом проявился на рубеже смены режима осадконакопления и завершился образованием доломитов. Доломит имеет более плотную кристаллическую решетку в сравнении с кальцитом, поэтому при доломитизации известняков их объем уменьшился на — 12 %, что способствовало образованию вторичных пор. С наступлением регрессивного этапа происходило истощение в водном растворе ионов магния.

В известняках связь первичной и вторичной пористости выражается в общем виде в том, что при одинаковой направленности наиболее интенсивно процессы доломитизации протекают в разностях с высокой пористостью и благоприятной структурой пустот, что свойственно породам автохтонного карбонатонакопления.

Комплексы пород паравтохтонного и аллохтонного карбонатонакопления обладают, как правило, незначительной первичной пористостью и из-за недостаточности поровых растворов, которые оказывали доминирующую роль в процессе замещения ионов кальция на ионы магния, характеризуются худшими ФЕС. Интрак-ласты подвержены региональному процессу перекристаллизации в условиях катагенеза, посредством которого происходит залечивание уже существующих тектонических трещин кальцитом.

Закономерности пространственного размещения залежей УВ в нефтекум-ской свите на исследуемой территории, а также многочисленные исследования и практика показали, что емкостно-фильтрационным потенциалом для промышленных скоплений нефти обладают породы автохтонного (биогенного) карбонатонакопления, в которых в результате метасоматических процессов образовались вторичные доломиты, являющиеся коллекторами нефти. Механически дифференцированные на стадии седиментогенеза паравтохтонные и аллохтонные интракласты подвержены региональному процессу перекристаллизации и поэтому не могут быть представлены в основном своём объеме коллекторами, что в свою очередь исключает возможность наличия в них промышленных залежей нефти. Об этом свидетельствуют многочисленные данные испытания скважин.

Во втором разделе главы изложены аспекты диагностики литогенотипов карбонатных пород нефтекумской свиты.

Анализ геолого-геофизических исследований многочисленных скважин, пробуренных в различных по седиментологическим условиям карбонатонакопле-ния зонах, показал, что в карбонатном комплексе по данным ГИС четко различаются два типа пород: органогенные постройки и породы, сложенные продуктами их переотложения (паравтохтоны и аллохтоны). Наибольший интерес представляет геофизическая характеристика скважины № 7 Надеждинская (рисунок 2).

Рисунок 2 - Геофизическая характеристика литогенотипов нефтекумской свиты (нижний триас) скважина Надеждинская № 7

По комплексу ГИС органогенные постройки имеют следующие отличительные характеристики: низкую естественную радиоактивность и нерасчлененную

кривую I К, слабо расчлененные кривые НГК и электрического сопротивления. Па кривой ПС, которая, как известно, в карбонатных породах характеризует степень глинистости, явно прослеживается трансгрессивно-регрессивный характер карбо-натонакоплепия. Начиная с глубины 4530 м, прослеживается постепенное уменьшение глинистости до глубины 4440 м. Далее, до отмет ки 4280 м, отмечается постоянство записи, и этот интервал отвечает более чистым разностям карбонатных пород. С глубины 4280 м до самой кровли нефгекумской свиты доля глинистого материала постепенно возрастает. Можно предположит ь, что интервал 4270-4440 м отвечает автохтонному карбонатопакоплепию со сменой режима осадконакопле-пия в средней его част и. Эта часть характеризуется постепенным уменьшением КС, записанным 2-х метровым кровельным градиент-зондом и 0,5 метровым потенциал-зондом, и понижающим проникновением фильтрата бурового раствора. С глубины порядка 4260 м и выше, разрез характеризуется недифференцироваппосгыо и равенством значений КС по градиент-зонду и потенциал-зонду. Очевидно, эта часть разреза представлена известняками без какой-либо фильтрации бурового раствора в породу, и можно предположить, что данные породы паравтохтонного или аллохтонного карбонатонакопления.

Данный подход диагностирования не исключает применение таких методов как кавернометрия и профилсметрия. Характер записи кавернометрии в интервале глубин 4270 - 4440 м в скважине № 7 Надеждипская показывает уменьшение диаметра ствола скважины посредством образования глинистой корки, что свидетельствует о фильтрации бурового раствора в породу, которая (фильтрация), в свою очередь, указывает на наличие коллекторов в данном интервале (породы автохтонного карбонатонакопления).

Изучение материалов профилеметрии ряда скважин показало, что ствол скважин против пород аллохтонного, а также наравтохтонного карбонатонакопления подвергается одностороннему разрушению, в связи с желобообразовапием. В карбонатном разрезе автохтонного литогенотипа этого не происходит, и ствол скважины имеет форму правильной окружности.

Выделенные .цитологические типы карбонатных пород уверенно корродируются по скважинам, пробуренным в пределах месторождений Восточно-Ьезиодпенское, Зимняя Ставка, Пушкарское и др., где залежи нефти связаны с породами автохтонного карбонатонакопления.

Предложенные принципы диагностики литогешггинов карбонатных пород, а также выделенные в объеме автохтона коллекторы и разделяющие их непроницаемые прослои в отложениях псфтскумской свиты па основе «Методических рекомендаций...» (['розный,1981), используются при создании цифровых моделей залежей

нефти в Восточном Ставрополье в программном комплексе Petrel фирмы Schlumberger. Модели используются для проведения фильтрационных расчетов с целью прогноза динамики технологических показателей и оптимизации систем разработки месторождений исследуемой территории.

В третьем разделе главы рассмотрены данные сейсморазведки нефтскум-ской свиты.

Анализ результатов поисково-разведочных работ, а также прогноз перспективных объектов в отложениях нефтекумской свиты произведены с использованием материалов ОАО «Ставропольнефтегеофизика».

С целью выделения перспективных территорий для поисков залежей УВ в изучаемом комплексе пород проведен пересмотр и переинтерпретация данных сейсморазведки 3D и 2D органогенных построек (автохтонных пород) в пределах Восточного Ставрополья.

Рассматривая период сейсмических исследований 2D 1980-2000 годов, следует отметить их недостаточно высокую эффективность. В этот же период па рассматриваемой территории отрабатывались пространственные системы наблюдений 3D с цифровой регистрацией. Оценивая в целом результаты ссйсморазведочных работ 3D, и сравнивая их с результатами работ 2D, можно сделать однозначный вывод - вероятность удачного прогноза органогенных построек (рифов) по данным 3D на порядок выше, чем по данным 2D. Из десяти паспортизированных на основании данных 3D органогенных построек бурением не подтвердилась только одна. В четырёх из девяти подтвердившихся карбонатных объектов получены промышленные притоки нефти, на одном получены признаки нефти. Таким образом, вероятность получения промышленного продукта из прогнозируемой органогенной постройки составляет около 50%.

В четвертом разделе приведены наиболее перспективные объекты для поиска скоплений нефти в нефтекумской свите нижнего триаса па территории Восточного Ставрополья.

Используя сейсмические образы автохтонов, данные ГИС, информацию о толщинах и предложенную геологическую модель карбонатных массивов, построена карта распространения автохтонных пород (органогенных построек) в нефтекумской свите, представленная на основе структурной карты кровли сви ты.

В пределах Ве.тичаевско-Зимнеставкинского вала (с учетом материалов ОАО «Ставропольнефтегеофизика») наиболее крупной органогенной постройкой является Правобережпо-Восточпая, включающая в себя Зимнеставкинское и Пушкарское поднятия. К юго-востоку от него располагаются Ьезводнснская, Русский Хутор, Правдинская органогенные постройки. В области сочленения Величаевско-

Зимнеставкииекого пала с Восточно-Манычским прогибом (11адеждинская ступень) расположены одиночные автохтоны - Исходнепский, Поварковский, Восточно-! (опарковскис (1 и 2), Пеклюдовский, Дадугинский, Дмитриевский, СевероВосточный, Срединный, Гаргайский, Надеждинский, Ссверо-Безводненский, Коче-товский. В этой же зоне расположены органогенные постройки - Кайджановскнй и Чинайский. В области сочленения Арзгирского прогиба с Величаевско-Зимнеставкинеким валом и Озек-Суатским поднятием расположены одиночные автохтоны - Северо-Путиловский, Южно-Путиловский, Озек-Суат Северный и Ки-ринский. В привершинной области северного и западного склонов Озек-Суатского поднятия развивается автохтонный массив, составной частью которого является Урожайненское поднятие.

Основные перспективы иефтегазоносности отложений нефтекумской свиты Восточного Ставрополья связаны с незатронутыми бурением зонами распространения автохтонных карбонатных пород. Зоны распространения царавтох тонных и аллохтонных пород, характеризуется низкими коллекторскими свойствами известняков, чем и объясняется либо отсутствие, либо слабость притоков в скважинах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведённые автором исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. Во многих случаях данные испытания скважин противоречат заключению оперативной интерпретации материалов ГИС. Это связано с тем, что промыслово-гсофизическис исследования разрезов скважин, вскрывших карбонатные породы различного генетического типа, не всегда учитывали широкий их диапазон и разнообразие.

2. По данным персиптерпретации материалов ГИС установлено, что в отложениях нефтекумской свиты коллекторами являются небольшие по толщине карбонатные пласты. Таким образом, нецелесообразно производить перфорацию эксплуатационной колонны против отложений нефтекумской свиты большими интервалами, так как проведение мероприятий по интенсификации притока при таком подходе снижае т их эффективность.

3. Карбонатные породы нефтекумской свиты с удельной трешиноватостыо менее 0,02 практически теряют свои фильтрационные свойства.

4. Изучение гидродинамики различными методами не позволяет признать массивный характер III' в классическом его понимании, так как в нем выделяется множество элементов, присущих другим типам IIP.

6. В связи с новым пониманием геологического строения ПР нефтекумской свиты внесена корректива, которая заключается в дифференциации всего карбонатного массива на слагающие его типы пород по условиям седиментогснеза, т.е. выделены комплексы автохтонного биогенного (собственно органогенных построек (рифов», паравтохтонпого и аллохтоиного карбопатонакопления (ишракластов).

7. Установлены соотношения коллекторских свойств карбонатных пород с их генстичеким типом. Наилучшими ФЕС обладают породы автохтонного карбо-натонакоплсния, подвергшиеся процессам доломитизации на рубеже смены режима осадконакопления.

8. Разработаны принципы диагностики седиментологических особенностей карбонатных пород нефтекумской свиты. По комплексу ГИС органогенные постройки имеют следующие отличительные характеристики: низкую естественную радиоактивность и нерасчлепенную кривую ГГ<, слабо расчлененные кривые НГК и электрического сопротивления, отрицательные аномалии на кривой ПС. Более чистые разности карбонатных пород, что свойственно автохтонному карбонатонакоп-лению, на кривой ПС отмечаются постоянством записи. Эта часть разреза характеризуется постепенным уменьшением КС и понижающим проникновением фильтрата бурового раствора. Недифференцированность и равенство значений КС по градиент-зонду и потенциал-зонду характерны перекристаллизованным известнякам паравтохтонпого или аллохтонпого карбопатонакопления без какой-либо фильтрации бурового раствора в породу. Характер записи кавернометрии в интервале залегания пород автохтонного карбопатонакопления показывает уменьшение диаметра ствола скважины. Изучение материалов профилеметрии показало, что ствол скважин против пород аллохтонпого, а также паравтохтонпого карбопатонакопления подвергается одностороннему разрушению. В автохтонных породах ствол скважины имеет форму правильной окружности.

9. Проведен анализ данных сейсморазведки с целью прогноза перспективных объектов и выданы рекомендации по дальнейшему ведению ГРР. Основные перспективы связаны с незатронутыми бурением зонами распространения автохтонных карбонатных пород.

Основные положении диссертации опубликованы в следующих работах:

В ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

I. Томашев Д. В. Некоторые принципы диагностики литогенстических типов пород нефтекумской свиты пермо-триаса Восточного Ставрополья с целью повы-

шения эффективности ГРР // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012, № 8. - С. 20 - 24 (автора - 0,30 у.пл.).

2. Гомашев Д. 13. Влияние условий седиментогепеза па формирование карбонатных пород-коллекторов нермо-триасовых отложений (пефтекумская свита) Восточного Ставрополья // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2012, № 3 (32). - С. 100-104 (соавтор Гридин В. Л.) (автора - 0,12 у.и.л.).

3. Гомашев Д. В. С троение природного резервуара нефти в нижнетриасовых отложениях (пефтекумская свита) Восточного Ставрополья по данным гидродинамических исследований // Вестник Севсро-Каиказского государственного техническою университета. 2012, № 3 (32). - С. 96-100 (автора - 0,20 у.и.л.).

В научных изданиях:

4. Томашев Д. В. Пу ти совершенствования методов изучения природного резервуара нефти карбонатных отложений нижнего триаса Восточного Ставрополья с целью повышения эффективности ГРР и разработки залежей // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: сб. тезисов докладов 3-й международной научно-практической конференции. - Краснодар: ОАО «НПО «Роснефть -Термнефть», 2001. - С. 65 - 66 (соавторы Моллаев 3. X., Ковалев Н. И., Горкушин А. С.) (автора - 0,02 у.пл.).

5. Томашев Д. В. Роль седименталогических условий карбонатонакопления в формировании сложного природного резервуара нефти в нижнетриасовых отложениях Восточного Ставрополья // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких пефтей: сб. тезисов докладов 3-й международной научно-практической конференции. - Краснодар: ОАО «НПО «Роснефть - Термнефть», 2001. - С. 63 -65 (соавторы Моллаев 3. X., Ковалев Н. И., Горкушин А. С.) (автора - 0,02 у.п.л.).

6. Томашев. Д. В. Некоторые аспекты условий формирования пород-коллекторов пефтекумской свиты нижнего триаса Восточного Ставрополья / Сборник трудов, посвященный 70-летшо со дня рождения профессора Стерлепко Юрия Александровича. - Ставрополь: ОАО «СевКавПИПИгаз», 2001. - С. 234 - 237 (соавторы Моллаев 3. X., Горкушин А. С.) (автора - 0,06 у.п.л.).

7. Гомашев Д. В. Принципы диаг ностики лито-генетических типов пород нсфгекумской свиты нижнего триаса Восточного Предкавказья II Сборник трудов, посвященный 70-летшо со дня рождения профессора Стерлепко Юрия Александровича. - Ставрополь: ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов», 2001. С. 232 - 234 (соавторы Моллаев 3. X., Горкушин А. С.) (автора - 0,03 у.п.л.).

8. Томашсв Д. В. Новый подход к изучению карбонатных пород-коллекторов нижнего триаса (нефтекумская свита) Восточного Ставрополья // Материалы XI научно-практической конференции, «Геология и разработка месторождений с трудно-извлекаемыми запасами». - Геленджик, 2011. - С. 64 - 65 (автора - 0,06 у.п.л.).

9. Томашев Д. В. Прогнозирование коллекторов по данным геолого-геофизических исследований в карбонатных отложениях нижнего триаса // Материалы XII научно-практической конференции, «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». - Геленджик, 2012. - С. 50 - 51 (соавтор Папоротпая A.A.) (автора - 0,05 у.п.л.).

ТОМАШЕВ ДМИТРИЙ ВЛАДИСЛАВОВИЧ

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ КРИТЕРИИ ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВНЕФТЕКУМСКОГО ПРИРОДНОГО РЕЗЕРВУАРА НИЖНЕГО ТРИАСА В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Подписано в печать 15.02.2013 г. Формат 60x84 1/16. Усл. п. л. 1,4 Уч.-изд. л. 1,47 Бумага офсетная Заказ 625 Тираж 150 экз. Отпечатано в Издательско-полиграфическом комплексе ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» 355028, г. Ставрополь, пр. Кулакова,2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Томашев, Дмитрий Владиславович, Ставрополь

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «НК «РОСНЕФТЬ» - НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР» (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»)

На правах рукописи

ТОМАШЕВ ДМИТРИИ ВЛАДИСЛАВОВИЧ

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ КРИТЕРИИ ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЕКУМСКОГО ПРИРОДНОГО РЕЗЕРВУАРА НИЖНЕГО ТРИАСА В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ

см я

Специальность -25.00.12 Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

кандидата геолого - минералогических наук

Диссертация на соискание ученой степени

СМ

00

^ со

ю §

со СМ Научный руководитель:

О о доктор геол. - минерал, наук,

СМ профессор Гридин Владимир

Алексеевич

Ставрополь - 2012

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение....................................................................................................................................................................4

1 Состояние изученности нижнетриасовых отложений (нефтекумская

свита) Восточного Ставрополья......................................................................................................9

1.1 Изученность фильтрационно-емкостных свойств нижнетриасовых

отложений (нефтекумская свита)................................................................................................15

2 Геологическое строение и нефтегазоносность нижнетриасовых отложений............................................................................................................................................................19

2.1 К вопросу о стратификации нижнетриасовых отложений Восточного Ставрополья........................................................................................................19

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика....................................................24

2.3 Тектоника................................................................................................................................................29

2.4 История геологического развития территории................................................34

2.5 Нефтегазоносность....................................................................................................................36

3 Новые представления о геологическом строении природного резервуара нефтекумской свиты 43

3.1 Лито генетические типы пород..........................................................................43

3.2 Стратиграфическая приуроченность............................................................................49

4 Методы и результаты исследований карбонатных коллекторов нефтекумской свиты..................................................................52

4.1 Промыслово-геофизические методы........................................................................52

4.1.1 Обоснование типа коллектора..........................................................................................56

4.1.2 Выделение продуктивных пластов..............................................................................57

4.2 Анализ результатов бурения и испытания отложений нефтекумской свиты нижнего триаса..........................................................................65

4.3 Гидродинамические методы.................... ......................................................72

4.3.1 Анализ изменения приведенных гидравлических напоров....................73

4.3.2 Гидропрослушивание скважин........................................................................................76

4.3.3 Индикаторные методы..........................................................................................................80

4.3.4 Оценка коэффициента трещиноватости коллекторов гидродинамическими методами......................................................................................86

4.3.5 Оценка трещинной емкости............................................................................................94

5 Прогнозирование пород-коллекторов в нефтекумской свите нижнего

триаса Восточного Ставрополья........................................................................................................99

5.1 Влияние различных геологических факторов на формирование пород-коллекторов нефти....................................................................................................99

5.2 Принципы диагностики литогенетических типов пород в разрезе нефтекумской свиты................................................................................................................105

5.3 Анализ результатов данных сейсморазведки отложений нефтекумской свиты нижнего триаса..........................................................................114

5.4 Прогноз перспективных объектов................................................................................118

Заключение........................................................................................................................................................128

Список использованных источников............................................................................................130

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Переходный структурно-формационный комплекс пермо-триасового возраста Восточного Ставрополья, изучение нефтегазоносности которого ведется более сорока лет, продолжает обращать на себя внимание многих исследователей, так как он является одним из главных объектов геологоразведочных работ (ГРР), обеспечивающим дополнительный объем прироста запасов нефти и газа в Ставропольском крае.

В предшествующих работах в достаточной степени были освещены вопросы стратиграфии, литологии и тектоники пермо-триасового комплекса. Однако все ранее проведенные работы сводились к изучению карбонатных пород на весьма ограниченном керновом материале. При этом особенностям строения природных резервуаров (ПР) и характеру распределения в них скоплений углеводородов (УВ) уделялось явно недостаточное внимание. К тому же за длительный период геологического освоения комплекса получена обширная геолого-геофизическая информация, которая разрознена и многие годы не систематизировалась, а модели залежей нефти принимались в упрощенном классическом варианте, что привело к необъективной оценке извлекаемых запасов углеводородного сырья и к усложнению разработки залежей. Вследствие этого, эффективность ГРР по пермо-триасовому направлению значительно снизилась, поэтому постановка темы по изучению пространственного распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных отложений нефтекумской свиты нижнего триаса приобретает актуальное значение.

Цели и задачи исследования.

Целью работы является изучение распространения пород-коллекторов в ПР нефтекумской свиты с целью выдачи рекомендаций по дальнейшей разведке и разработке перспективных объектов на территории Восточного

Ставрополья. Для достижения поставленной цели предполагается решение следующих задач:

1. Уточнение геологического строения и детализация литолого-фациальных условий образования нефтекумских отложений.

2. Оценка влияния седиментационных факторов формирования ФЕС пород-коллекторов нефтекумской свиты.

3. Изучение ФЕС пород-коллекторов нефтекумской свиты геофизическими методами исследования скважин.

4. Обоснование приоритетных направлений ГРР.

Объект исследований - отложения нефтекумской свиты (нижний триас) Восточного Ставрополья.

Фактический материал и методы исследования.

Представленная работа является результатом научных исследований, выполненных автором в период с 2007 по 2012 годы. В качестве информационных источников использованы результаты изучения кернового материала, данные бурения, испытания геолого-промысловые и геофизические исследования более 200 глубоких скважин, данные сейсморазведки и другие материалы научных и производственных организаций (ООО «РН» - Ставропольнефтегаз», ОАО «Ставрополь-нефтегеофизика» и др.), а также многочисленные публикации по исследуемой проблеме.

Цели и задачи работы предопределили комплексный характер исследований, включающий в себя традиционные методы анализа геологической информации, методы экспериментального моделирования; а также компьютерную обработку материалов в программном модуле Petrel 2009-Volume Calculation.

Научные результаты, выносимые на защиту.

1. Концептуально новая модель ПР нефти в отложениях нефтекумской свиты нижнего триаса Восточного Ставрополья. Предложена дифференциация всего карбонатного массива на слагающие его типы пород

по условиям седиментогенеза, то есть, выделены литогенетические типы пород в зависимости от первоисточника породообразования: породы автохтонного карбонатонакопления (органогенные постройки), паравтохтонного и аллохтонного карбонатонакопления.

2. Критерии выделения литогенетических типов карбонатных пород нефтекумской свиты по комплексу стандартных геофизических методов исследования скважин. Породам автохтонного карбонатонакопления свойственна низкая естественная радиоактивность и нерасчлененная кривая ГК, слабо расчлененные кривые НТК и электрического сопротивления, отрицательные аномалии на кривой ПС и постепенное уменьшение КС. Перекристализованным известнякам паравтохтонного или аллохтонного карбонатонакопления характерны недифференцированность и равенство значений КС.

3. Схематическая карта распространения литогенетических типов пород в отложениях нефтекумской свиты. Основные перспективы связаны с незатронутыми бурением зонами распространения автохтонных карбонатных пород.

Научная новизна результатов исследований.

1. Концептуально новая модель ПР нефти в отложениях нефтекумской свиты.

2. Принципы диагностики литогенетических типов пород нефтекумской свиты по комплексу стандартных геофизических методов исследования скважин.

3. На основе проведенных исследований установлено улучшение коллекторских свойств пород в отложениях автохтонного карбонатонакопления.

Теоретическая и практическая значимость работы.

Предложенная модель карбонатного ПР нефти в нижнетриасовых отложениях позволяет по-новому ориентировать ГРР на выявление новых и доразведку имеющихся скоплений УВ.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

Диссертационная работа выполнена в рамках Паспорта специальности 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений.

В соответствии с формулой специальности в диссертационном исследовании определены условия формирования природного карбонатного резервуара нефти нижнетриасовых отложений Восточного Ставрополья. Результаты научных исследований соответствуют следующим пунктам, указанным в формуле:

- определение геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков;

- совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа.

В соответствии с областью исследования специальности 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений область диссертационной работы соответствует пунктам:

- резервуары нефти и газа, типы коллекторов и покрышек;

- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре.

Апробация и реализация результатов диссертации.

Основные положения диссертации прошли первичную апробацию на 3-й международной практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа, 2001 г), XI и XII конференциях "Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами" (г. Геленджик, 2011-12 гг.)

Полученные автором результаты использованы при разработке рекомендаций по дальнейшему проведению поисково-разведочных работ на нефть и газ в пермо-триасовых отложениях Восточного Предкавказья на территории деятельности ООО "РН-Ставропольнефтегаз".

Публикации.

Основные результаты исследования опубликованы в девяти работах, из них три - в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 138 страницах, иллюстрируется 24 рисунками, содержит 9 таблиц и список литературы из 82 наименований.

1 СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ НИЖНЕТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО СТАВРОПОЛЬЯ

В административном отношении территория исследования расположена в восточной части Ставропольского края (рисунок 1.1).

Впервые нефтегазоносность нижнего триаса была установлена в 1968 г. При испытании размытой поверхности доюрских отложений, представленных карбонатными породами в скважине № 5 Урожайненская, в эксплуатационной колонне, в интервале глубин 3528-3700 м, получен фонтанный приток нефти с дебитом 127 м /сут (шт 5 мм). В то время было сомнение о принадлежности полученной нефти к вышеуказанным отложениям. Закачкой изотопов было подтверждено, что нефть получена из интервала перфорации. Получение этой нефти послужило основанием для выделения нового перспективного направления ГРР. Доюрские отложения, датируемые в то время пермо-триасовым возрастом, были вскрыты и на ряде других площадей: Новоколодезной, Закумской, Величаевской, Зимней Ставке, Русском Хуторе Северном и др.

Изучению вопросов тектоники, литологии и стратиграфии пермо-триасовых отложений посвящены работы многих исследователей: М. С. Бурштара, Г. Г. Гасангусейнова, А. С. Горкушина, Е. А. Гофман, А. Я. Дубинского, Н. А. Ефимовой, Н. А. Крылова, Н.Т. Копылова, М. В. Коржа, В. В. Коцерубы, А. И. Летавина, Д. А. Мирзоева, Ю. Ф. Мышковой, Б. П. и И. А. Назаревич, П. С. Нарыжного, Б.А. Онищенко, Е. И. Пережогиной, А. И. Рыбаковой, Л. М. Савельевой, Б. Г. Сократова, И. Э. Сорокиной, В. В. Стасенкова, Ю. А. Стерленко, Г. А. Ткачук, Н. Ф. Фролова, Н. П. Фурсовой, Г. Н. Чепака, Ф. Г. Шарафутдинова, Ю. Н. Швембергера, Г. Т. Юдина и др.

Для регионального изучения этих вопросов были пробурены глубокие параметрические скважины Затеречная № 1 и Вишневская № 1.

Данный комплекс отложений, залегающий между типично платформенным чехлом и складчатым фундаментом, в 1959 году

Восточно-Арчгирское

І к«шьішоі К

I <1 Кума

Горькая Балка

Условные обозначения:

Месторождения газовое

газоконденсатное нефтяное газонефтяное нефтегаэоконденсатное

границы тектонических элементов I порядка административная граница территория исследования

населенный пункт

Рисунок 1.1- Обзорная карта района исследований

Н. А. Крыловым и А. И. Летавиным был выделен в так называемый «переходный структурно-формационный комплекс», формирование которого происходило между завершением консолидации складчатого фундамента и заложением типичного юрско-мелового платформенного чехла, что является характерной особенностью молодых эпипалеозойских платформ, в том числе и Предкавказской.

При рассмотрении внутриформационного строения исследуемых отложений возникло несколько взглядов. Так, Н. А.Крылов, А. И. Летавин, Н. Т. Копылов выделяли в качестве ведущих структур пермо-триасового комплекса в Восточно-Манычском прогибе крупные валоподобные поднятия: Сухокумское, Кумское и Манычское, осложненные серией брахиантиклиналей [20]. Б. Г. Сократов считал, что эти отложения образовались в миогеосинклинальных условиях, в предъюрское время они были смяты в складки, подняты и в различной степени денудированы [57]. Таким образом, структуры, сложенные в Предкавказье пермскими и триасовыми отложениями, предлагалось рассматривать как сильно эродированные древние киммериды, а возраст молодой платформы следует принять не как эпипалеозойский, а как эпираннемезозойский.

Присутствие нерасчлененных пермо-триасовых отложений в равнинной части Предкавказья, благодаря развернувшемуся глубокому бурению на нефть и газ, было установлено в 1958 г. К 1973 году накоплен большой материал по органическим остаткам этой толщи, на основании которых была предложена стратиграфическая схема триасовых отложений, в которой выделены местные стратиграфические подразделения - реальные геологические образования, прослеживающиеся в разрезах скважин.

Согласно принятым на заседании расширенного бюро триасовой комиссии МСК (Ленинград, 29-31.01.73 г.) проектам схем стратиграфии триасовых отложений Кавказа [49], в платформенной части Восточного Предкавказья были выделены снизу вверх: куманская, нефтекумская (условно индский ярус), молодежнинская (оленекский ярус), кизлярская

(анизийский ярус), закумская (ладинский и, возможно, карнийский ярусы) свиты и ногайская серия (верхний триас и нижняя юра?). К спорным вопросам относится возраст куманской и нефтекумской свит, наличие индского яруса, возраст маджинской и максимокумской подсвит, положение верхней и нижней границ триасовой системы и некоторые др.

Решением 2-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания [48] в разрезе платформенной части Восточного Предкавказья предложено выделить следующие свиты и серии: куманскую свиту (условно верхняя пермь-нижний триас), нефтекумскую свиту (условно нижний триас-верхняя пермь), затеречную серию, которая состоит из трех свит: култайской (оленекский ярус), демьяновской (оленекский ярус) и кизлярской (анизийский ярус), вишневскую серию, состоящую из трех свит: новоколодезной (ладинский ярус), закумской (ладинский ярус) и ногайской (условно карнийский и норийский ярусы), а также зурмутинскую свиту (норийский и рэтский ярусы) (рисунок 1.2).

В связи с получением нефти из выделенной на основании [49] нефтекумской свиты, возник вопрос о генезисе этих карбонатных отложений.

Сотрудники ИГ и РГИ А. И. Летавин, Н. Т. Копылов и др. считали выявление залежей нефти приуроченным к эрозионным останцам известняков нефтекумской свиты, сформировавшимся в результате перерыва в осадконакоплении в позднеоленекское время [21, 58, 65].

В начале 70-х годов М. С. Бурштар, А. С. Горкушин, Н. Ф. Фролов, Д. В. Наливкин, Ю. Н. Швембергер и др. [8, 9, 12, 33, 44] выразили концептуально новую точку зрения о рифогенной природе карбонатных пород нефтекумской свиты, которая сняла многие противоречия, имевшие место в ранее предложенных представлениях. Точка зрения на рифогенную природу этих отложений базировалась на следующих геологич�