Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Методика выделения и прогноз коллекторов в терригенном венде центральных районов Лено-Тунгусской провинции

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методика выделения и прогноз коллекторов в терригенном венде центральных районов Лено-Тунгусской провинции"

Р Г Б ОД

12 СЕН 1Н9';

СИБИРСКИЙ НАУЗДО-ИСС;ЭДОВАТетЬС.КИй ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ (СНМИГГиМС)

На правах рукописи

Воробьев Сергей Валентинович

МЕТОДИКА ВЫДЕЛЕНИЯ И ПРОГНОЗ КОЛЛЕКТОРОВ В ТЕРРИГЕННОМ ВЕНДЕ ЦЕНТРАЛЬНЫХ РАЙОНОВ ЛЕНО-ТУНГУССКОй ПРОВИНЦИИ

(04.00.17 - геология, поиски и разБедка нефтяных и газовых месторождений)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-мянералогических наук

г. Новосибирск, 1994

Работа выполнена в Сибирском научно-исслэдовательском институте геологик, геофизики и минерального сырья (СКИИГГиМС).

Научные руководители: Брылкин Юрий Львович, доктор технических

наук (СШИГГиМС, г.Новосибирск). Мельников Николай Владимирович, профессор доктор геолого-минералогических наук (СНШТиМО, г.Новосибирск). Офидиэльнье оппоненты: Антоноз Юрий Николаевич, доктор технических каук (СИГГйМ СО РАН, г.Новосибирск). Лебедев Михаил Валентинович, кандидат ге-олого-минбралогических наук (СНШГГиМС, г.Новосибирск).

Ведущее предприятие: ГГП "ВостСибнефтегазгеология"

Защита состоится "20" октября ¡994 г. в 10 часов на заседании Специализированного совета К.071.13.01 по присуждению ученых степеней по геолого-минералогическим наукам по адресу: г.Новосибирск, Красный проспект, 67.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СНШГТиМСа.

Автореферат разослан "_" августа 1994 г.

Ученый секретарь Специализированного

Совета, кандидат геолого-минвралоги- ^^♦^х-^.^Матухина В.Г. ческих наук

Введение.

Актуальность исследования. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция относится к числу немногих платформенных образований, углеводородный потенциал которых изучен слабо. Промышленная продуктивность региона доказана в Непско-Ботуобинской, Катангской, Байкитской, Ангаро-Ленской и Предпатомской нефтегазоносных областях (НТО). Вся остальная территория провинции является пока лишь возможно нефтегазоносной.

Основная часть выявленных или подготовленных к разработке месторождений сконцентрирована в пределах Непско-Ботуобинской НТО - (17 объектов). В Ангаро-Ленской НТО открыто 3 месторождения, в Катангской - 2, в Байкитской - 2. Большинство залежей открыто в вендском терригенном нефтегазоносном комплексе.

Незначительное число углеводородных объектов выявленных в подавляющем большинстве районов провинции, хорошо коррелируются с малыми объемами выполненного здесь глубокого бурения,что позволяет рассчитывать на обнаружение новых углеводородных скоплений и наращивание запасов нефти и газа.

По мнению большинства исследователей, наиболее предпочтительными для дальнейшей концентрации объемов нефтегазопоисковых работ в Лено-Тунгусской* провинции являются ее центральные районы -север и северо-запад Непско-Ботуобинской антеклизы, Вайкитская антеклиза, Катангская седловина. Сочленение этих геоструктур с депрессионными структурами Курейской и Присаяно-Енисейской синек-лиз и Предпатомского регионального прогиба, с Ангаро-Ленской ступенью, создало удовлетворительные условия для формирования и сохранности углеводородных залежей, что позволило А.Э.Конторовичу, В.С.Суркову и А.А.Трофимуку еще в 1.978 г. обособить здесь "главный пояс нефтегазоносности " Сибирской платформы. Эта идея получила свое подтверждение в последующих открытиях здесь целого ряда месторождений. Немаловажным обстоятельством, определяющим предпочтительность названных районов по сравнению с другими, еще слабо изученными территориями провинции, является, наличие здесь базы нефтегазопоисковых работ, позволяющей произвести концентрацию объемов глубокого бурения и полевой геофизики.

В свете изложенного, научное обоснование направлений нефтегазопоисковых работ и выбор наиболее предпочтительных районов их постановки определяет актуальность проблемы, связанной с наращиванием запасов углеводородного сырья и созданием базы нефтегазо-

добывающей промышленности. В силу сказанного выше, районом исследований принята часть Лено-Тунгусской провинции, охватывающая Ка-тангскую седловину и прилегающие участки Непско-Ботуобинской-и Байкитской антеклиз, Курейской и Присаяно-Енисейской синеклиз и Ангаро-Ленской ступени. Стратиграфический интервал исследований -терригенные отложения венда, контролирущие ,в районе исследований большую часть залежей нефти и газа.

Одной из сложнейших проблем поискового процесса в терриген-ном венде Лено-Тунгусской.провинции является проблема коллекторов.. Их латеральная и стратиграфическая' локализация является решающей в пространственном контроле залежей УВ. Поэтому целью настоящей работы является.разработка методики выделения и прогноз коллекторов в терригенном нефтегазоносном комплексе венда.

Целевая ориентация• выполненного исследования определяется решением следующих основных задач:

- промыслово-геофизическая характеристика коллекторов;

- совершенствование методов выделения коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС);

. - выявление полей развития продуктивных горизонтов и флюидо-упоров, обоснование их генетической взаимосвязи с перерывами в осадконакоплении, с последовательностью вступления территории в режим бассейновой седиментации;

. - прогноз зон вероятного развития коллекторов в пределах песчаниковых пластов террйгенного венда;

- прогноз морфогенетических типов и пространственной локализации ловушек нефти и газа;

Научная новизна работы заключается в следующих положениях:

- по данным ГИС и ГДК разработан экспрессный метод разделения в разрезах скважин коллекторов и непроницаемых интервалов; '

- произведена реконструкция вступления региона в режим бассейновой седиментации и на ее основе определены поля возможного развития продуктивных пластов террйгенного комплекса венда;

- обоснованы перерывы в накоплении террйгенного венда;

Практическая значимость исследования заключается:

- в методических разработках по количественной и качественной интерпретации материалов ГИС;

- в обособлении рекомендуемых к испытанию объектов.

Методические разработки автора реализованы в рекомендациях

по испытанию скважин в ГГП "ВостСибнефтегазгеология", в отчете по подсчету запасов нефти и газа Дулисьминского месторождения, испо-

льзуются при выделении коллекторов на Ковыктинском месторождении.

Защищаемые положения и разработки:

- методика выделения сложнопостроенных терригенных коллекторов и определения характера их насыщения, базирующаяся на компле-ксировании данных гидродинамических, промыслово-геофизических и петрофизических исследований;

-граничные значения геофизических и петрофизических параметров, количественно характеризующие переход от коллекторов к неколлекторам в пределах основных продуктивных пластов терригенного венда в центральных районах Лено-Тунгусской провинции;

-схема пространственной локализации различных морфогенети-ческих типов ловушек в отложениях плаотов В? , В1С и Btl в центральных районах Лено-Тунгусской провинции.

Апробация. основных положений диссертационной работы проводилась на научных и научно-практических конференциях, совещаниях, семинарах:-на конференции молодых ученых и специалистов по проблемам геологии Красноярского края (Шушенское, 1986), Всесоюзном совещании по вопросам оптимизации прогноза поисков и разведки месторождений нефти и газа на Сибирской платформе (Иркутск,1987), конференции по проблемам геологии Красноярского края в разработках молодых ученых (Красноярск, 1988), Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (Москва, 1988), конференции по геологии и полезным ископаемым юга Восточной Сибири (Иркутск,1989),НТО ГГП "Иркутскгеофизика" (1990,1991). По теме диссертации работы опубликовано семь статей и тезисов докладов.

Фактический материал, перечисленное выше задачи исследований реализованы на основе фактического материала, собранного автором з 1985-1993 гг. в подразделениях ГШ " ВостСибнефтегазгеология ", 'Енисейнефтегазгеология", "Иркутскгеофизика", "Ленанефтегазгеоло-"ия". Это - диаграммы ГИС, описания кернового материала, данные о >ЕС пород и их вещественном составе, результаты испытания скважин.

Обработка фактического материала включала расчленение разре-гав скважин по комплексу геологических и геофизических критериев, к корреляцию, количественную интерпретацию диаграмм ГИС, статистическую обработку данных в пространстве: керн - ГИС - приток -шюид. Изучено более 200 скважин, приуроченных к центральным рай-нам провинции. Для апробации разработок методического плана ис-ользовались данные и по другим территориям (Ангаро-Ленская сту-ень и восточные районы Нвпско-Ботуобинской антеклизы).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из пяти глав,

введения, заключения и содержит 195 страниц текста,76 рисунков, 5 таблиц.Список использованной литературы включает 93 наименования.

Диссертация выполнена в отделе промыслово-геофизического обоснования подсчетных параметров месторождений нефти и газа СНИИГГиМС. Тематически она связана с научно-исследовательскими работами института, которые велись по договорам с Мингео СССР, Комитетом по геологии и использованию недр Российской Федерации, ГГП "Енисейнефтегазгеология" и "Иркутскгеофизика".

Большую помощь в подготовке диссертации оказали замечания, советы и консультации В.С.Богданова, В.А.Ващенко, А.Н.Вымятнина, В.В.Гребенюка, Н.К.Губиной, Ф.Г.Гурари, А.Э.Конторовича, М.М.Ман-дельбаума, С.А.Моисеева, А.В.Мигурского, Б.Л.Рыбьякова, В.С.Ста-росельцева, JI.E,Старикова, С.А.Скрылева, В.А.Топешко, Г.Г.Шемина, В.И.Чеканова. Автор выражает им искреннюю признательность.

Особую благодарность автор выражает своим научным руководителям - доктору технических наук Ю.Л.Брнлкину и доктору геолого-минералогических наук, профессору Н.В.Мельникову.

1.Очерк геологического строения и нефтегайоносности

В данной главе излагаются сведения общегеологического характера по стратиграфии, тектонике и нефгегазоносности исследуемого региона.

Вопросы геологического строения центральных районов Лено-Тунгусской провинции достаточно детально рассмотрены в работах

A.C.Анциферова, С.А.Арутюнова, С.А.Афанасьева, В.Н.Воробьева,

B.И.Вожова, Ф.Г.Гурари, Д.И.Дробота, А.Н.Золотова, А.Э.Конторовича, М.М.Мандельбаума, Н.В.Мельникова, Б.Л.Рыбьякова, В.С.Старосе-льцева, Г.Ф.Степаненко, В.С.Суркова, В.А.Топешко, А.А.Трофимука, Г.С.Фрадкина, А.В.Хоменко, Л.С.Черновой, Г.Г.Шемина и многих других исследователей.

В строении осадочного чехла центральной части Лено-Тунгус-ской провинции принимают участие отложения рифея, венда й кембрия. Ограниченно распространены породы ордовика, силура, верхнего палеозоя и мезозоя. Строение осадочного чехла осложнено интрузиями долеритов мощностью до 150 м. Общая мощность осадочного чехла изменяется от 1,6-2,0-км в присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы до 2,7-3,0 км на ее склонах, в пределах Байкитской ан-теклизы и Катангской седловины значения мощности составляют 3,0 -6,0 км, достигая 6,0-8,0 км в наиболее прогнутых районах Курей-

ской и Присаяно-Енисейской синеклиз.

В соответствии со стратиграфическими схемамами венда и кембрия, утвержденными МСК в 1988 г., в разрезах осадочных образований центральной части провинции выделяются следующие свиты: непс-кая, в^наварская, тирская, оскобинская, чорская, катангская, со-бинская (V), тэтэрская (У-в4), усольская, бельская, булайская, ангарская (61), литвинцевская (6 ), верхоленская серия (б2_э) и илгинская (Сэ). По литологии осадочный чехол можно разделить на следующие комплексы: терригенный (непская и ванаварская свиты, нижняя часть чорской свиты), терригенно-сульфатно-карбонатный (тирская и оскобинская свиты, верхняя часть чорской), карбонатный (катангская, собинская, тэтэрская свиты, нижняя и средняя подсви-ты усольской свиты), галогенно-карбонатный (верхнеусольская под-свита - литвинцевская свита) и над'солевой карбонатно-терригенный (верхоленская серия - илгинская свита).

В нефтегазогеологическом расчленении осадочного чехла выделяют рифейский, вендский, верхневендский-нижнекембрийский и кембрийский нефтегазоносные комплексы (НТК). Рассматриваемый нами вендский НТК центральной части провинции включает непскую, ванавар-скую, чорскую, тирскую и оскобинскую свиты.

В объеме осадочного чехла выделяют три структурных этажа: нижний - кристаллический фундамент, средний - отложения рифея, и, верхний - отложения венда и фанерозоя. В основании верхнего структурного этажа закартированы следующие надпорядковые структуры: Непско-Ботуобинская и Байкитская антеклизы, Курейская и Присаяно-Енисейская синеклизы, Катангская седловина и Ангаро-Ленская ступень. На их территории выделен ряд структур I и II порядка.

Практическое решение проблем нефтегазоносности центральной части Лено-Тунгусской провинции нашло свое отражение в открытиях здесь целого ряда месторождений, подавляющее число залежей которых приурочено к.отлокейиям терригенного венда. За период времени с 1962 по 1980 гг. на территории иркутской части Непско-Ботуобин-ской антеклизы были открыты Марковское, Ярактинское, Аянское, Даниловское, Верхнечонское и Дулисьминское месторождения. В пределах Катангской седловины в 1982 г. открыто Собинское месторовде-дение, а с 1983 по 1992 гг. открыто Пайгинское месторождение, получены промышленные притоки нефти и газа на Джелиндуконской, Верхнеджелиндуконской и Чамбинской площадях. На территории Байки-тской антеклизы в 1982 г. открыто Оморинское месторождение, а в 1992-93 гг. получены промышные притоки УВ на Агалеевской и Имбин-

ской площадях.

2.Строение продуктивной части осадочного чехла

Основной этаж доказанной нефтегазоносности центральной части Лено-Тукгусской провинции связан с отложениями вендского терригенного нефтегазоносного комплекса. При изучении его строения на первый план выдвигалось решение следующих задач: 1)стратификация основных нефтегазогеологических подразделений разреза- нефтегазоносных комплексов, продуктивных горизонтов и флюидеупоров; 2)вы-деление в разрезе, индексация, корреляция и геолого-промысловая характеристика продуктивных горизонтов; 3)общая характеристика особенностей геологического строения месторождений нефти и газа.

При решении указанных задач были рассмотрены основные точки зрения на стратиграфию рассматриваемых отложений. Приведен авторский вариант корреляции отложений вапаварской свиты Катангской седловины и Байкитской антехлизы с опорными разрезами Неисио-Бо-туобинской антеклизы. Результаты детальной корреляции позволяют выделить в составе занаварской свиты три продуктивных горизонта -В7, В и В . Пласт ЕН-1, согласно этой схеме, соответствует горизонту В? унифицированной схемы, БН-11 - горизонту В10, пласты BH-III.IV (а в случае выделения пяти пластов - ВН-Шн-У) соответствуют горизонту В1Э. Корреляция осуществлялась на основе комплекса промыслово-геофизических исследований скважин и анализа ли-■гологического состава. Цель корреляции - прослеживание продуктивных пластов, выявление их выдержанности по простиранию, условий залэгания и постоянства свойств слагающих их отложений.

Промысловая характеристика включала опрэделение типа коллектора, литологический состав, степень неоднородности, значения эф-' фективной мощности и дебитов УВ.

Следующим этапом исследований стало выявление полей развития продуктивных горизонтов и флкидоупоров, обоснование их взаимосвязи с перерывами в осадконакоплении. Анализ их площадного распространения дает основание утверждать, что формирование базалъного терригенного комплекса венда продолжалось на протяжении всего ва-наварсксго, а возможно оскобкнского циклов седиментации.

В пределах центральной части Лено-Тунгусской провинции в настоящее время открыто 13 месторождений нефти и газа, залежи которых связаны с отложениями терригенного венда. Однако, в работе рассматривается строение лишь тех месторождений, в пределах кото-

ркх были проведены больше объемы гидродинамического каротажа (АИПД - 7 - 10), на основании которых в дальнейшем производились разработки методического плана. К числу изученных относятся Верх-нечонское, Дулисьминсксе, Ковыктинское и Собинское месторождения.

Все перечисленные месторождения - многозалежные, характерной особенностью их строения является высокая степень неоднородности продуктивных отложений и их фильтрационно--емкостных свойств, многочисленные литолого-фациальные замещения.

3.Выклинивание терригенного комплекса

Доказанная продуктивность терригенного комплекса связана, в основном с отложениями горизонтов В10и В1Э> входящих в состав не-пской свиты венда. Положение кровли этих горизонтов и кровли перекрывающих их отложений во многом определяется проявлением внут-ринепского и предтирского несогласий, обусловивших в ряде случаэв весьма существенные денудационные срезы верхних слоев, т.е. стратиграфическое экранирование продуктивных горизонтов сверху. Другим немаловажным нафтегазоконтролирующим фактором является стратиграфическое экранирование залежей данных горизонтов снизу, или, иначе говоря, стратиграфическое выклинивание продуктивного комплекса, обусловленное прилеганием базальнкх песчаниковых пачек к поверхности несогласия.

С отложениями терригенного венда в центральных районах провинции сзязаны два уровня стратиграфического прилегания. Первый ассоциируется с отложениями продуктивного горизонта В1Э нижненоп-ской (никневанаварской) подсвиты венда.

Максимальные мощности (40-50 м) продуктивного горизонта В1Э зафиксированы б центральных районах Катангсксй седловины. Сокря-щбние его объема до 10-20 м и менее (вплоть до его полного выклл-нивания) наблюдается на склонах Камовского свода и в зоне сочленения седловины с Непско-Ботуобинокой антеклизой. К участкам выклинивания горизонта приурочены выявленные в нем залежи Яракткнс-кого, Аянского, Дулисъминского, Даниловского и Верхкочонского месторождений, что предполагает стратиграфический контроль скоплений углевододородов. Исключение составляет залежь Собшского мес-тороадения, удаленная от .пинии полного выклинивания на значительное расстояние. Однако и в пределах Собшского поднятия прослеживается существенное сокращение мощности горизонта (от 51,5 м ка Деликтуксшской до 35 м на Собинской площади) за счет прилегания

его нижних слоев к поверхности рифея. Из нижней части разреза выпадает значительная по мощности пачка песчано-глинистого состава, что обеспечивает стратиграфическое ограничение залежи снизу. Последующее сокращение мощности горизонта, вплоть до его полного выклинивания, фиксируется по направлению к Непско-Ботуобинской антеклизе. Здесь в скв.2 и 1 Джелиндуконской площади мощность горизонта составляет соответственно 17,6 и 9,2 м. По мере дальнейшего продвижения на северо-запад происходит его полное выклинивание и в скв. 1, 3 Ереминской площади и в скв. 4 и 125 Верхнедже-линдуконской площади на породах рифея залегает двух-четрехметровая глинистая пачка, перекрывающая горизонт В1а.. Мощность ее определяется масштабами проявления внутринепского регионального перерыва. Одновременное проявление процессов стратиграфического прилегания и стратиграфического срезания приводит к полному выклиниванию отложений как продуктивной, так и надпродуктивной пачек нижненепской подсвиты. В результате, на породах рифея, или кристаллического фундамента залегают отложения пласта Bio. Данное явление зафиксировано в скв. Ереминская-2, Верхнеджелиндуконская-2, 3 и Тэтэрская-278. На участках сокращенной мощности нижненепской подсвиты происходит глинизация песчаников продуктивных горизонтов В и В „.

1 О 13

Максимальная мощность горизонта В1Э, вскрытая на западе Ка-тангской седловины скв. Петимовская 1, составляет 88,6 м. Относительно данной мощности пласта определялись масштабы стратиграфического выклинивания в каждой из скваяшн исследуемой территории. С этой целью была построена серия геологических профилей проходящих через данную скважину. При этом за поверхность выравнивания принималась кровля пласта В1Э, т. е. предполагалось, что данная поверхность является изохронной. По результатам детальной корреляции прослеживались изменения мощностей пачек, выпадающих из нижней части разреза по мере продвижения от скв. Петимовская 1 к центральным районам Байкитской антеклизы и северо-западному склону Непско-Ботуобинской антеклизы. На основе этих данных построена схема выклинивания отложений пласта Bt э, в пределах Байкитской антеклизы и Катангской седловины, за счет его стратиграфического прилегания к поверхности довендского основания. Анализ данной схемы-показал, что наибольший интерес, с точки зрения нефтегазо-носности, представляют участки исследуемой территории, в пределах которых сокращение мощности пласта В13(за счет стратиграфического прилегания) достигает 40-75 м. К таким областям тяготеют залежи

на Собинском, Пайгинском и Джезшндуконском месторождениях

Второй уровень стратиграфического прилегания терригенного венда связан с отложениями продуктивного горизонта Blo. Выклинивание продуктивных отложений прослеживается в направлении от центральных районов Катангской седловины к северо-западному склону Непско-Ботуобинской антеклизы. Мощность песчаников последовательно сокращается от 10-12 м на Собинском месторождении до 7,6 м на Елохтинской площади. В Южно-Тэтейской скв.207 отложения пласта В10отсутствуют и на поверхности фундамента здесь залегает надпро-дуктивная глинисто-алевритовая пачка, что обуславливает возможность стратиграфического ограничения предполагаемых залежей нефти и газа снизу. Существенное сокращение мощности горизонта (от 13,2 м в скв.Верхнеджелиндуконская - 125 до 5,0 м в скв.Верхнеджелин-дуконская-2) за счет его прилегания к поверхности рифея доказано в северной части седловины. По мере дальнейшего продвижения в северном направлении горизонт полностью выпадает из разреза и в скв. Южно-Чуньская-107 на породах рифея залегают глинисто-алевритовые отложения покрышки горизонта В10. К участкам выклинивания пласта в северной части Катангской седловины приурочены притоки УВ на Верхнеджелиндуконской площади. Залежи пласта Bjo на Собинском, Пайгинском и Джелиндуконском месторождениях приурочены к участкам разреза в пределах которых сокращение мощности пласта,за счет стратиграфического прилегания, достигает 5-10 м. Данное обстоятельство может служить важным критерием при прогнозировании первоочередных объектов дальнейших нефтегазопоисковых работ.

Д.Промыслово-геофизическая характеристика продуктивных горизонтов и использование методов промысловой геофизики для выделения коллекторов

В главе приводится методика выделения терригенных коллекторов и оценки характера их насыщения по комплексу промыслово-гео-физических, гидродинамических и петрофизических исследований, разработанная на основе материалов по Дулисьминскому месторождению, включающих в себя результаты стандартного комплекса ГМС: ГК, НТК (дЪ, Alnj - двойные разностные параметры), АК (дТ - интервальное время пробега продольной волны), БК и МБК (рк - кажущиеся сопротивления); результаты гидродинамического каротажа (АИДД- 7 -10) и результаты определения по керну коэффициентов пористости и проницаемости. Отличительной особенностью исследования стало обя-

зательное использование результатов ГДК с целью выяснения принадлежности пластов к классу "коллектор" или "неколлектор". Коллекторами считались пласты, давшие в ходе опробования притоки нефти, газа и вгдн Ене зависимости от объемов полученных притотоков, а неколлекторчми - пласты, оказавшиеся "сухими".

На первом этапе исследований были построены гистограммы распределения указанных геофизических параметров, характеризующих как интервалы разреза, давшие притоки при проведении ГДК, так и бесприточные обьекты. Анализ полученных результатов показал, что ни один из указанных методов не обеспечивает четкого разделения пород на коллекторы и нэколлекторк. Кроме того, довольно часто встречаются случаи, когда пласт с заранее известной принадлежностью к классу "коллектор" по одной или нескольким зависимостям интерпретируется как "сухой", а по другим - как "коллектор". При зтом возникают ситуации, когда число классификационных признаков примерно одинаково соответствует и тому и другому событию. Это обстоятельство затрудняет интерпретацию данных ГИС и не позволяет сделать однозначного вывода о принадлежности исследуемых интервалов разреза к коллекторам или неколлекторам, что обуславливает необходимость привлечения нсвых нетрадиционных способов интерпретации материалов ГИС.

Повышение эффективности решения задачи выделения коллекторов было достигнуто путем комплексирсвания всех видов ГИС, отражающих изменения емксстно-йыльтрационных свойств продуктивных отложений, ний, т.е. всех методов, фиксирующих переход от коллекторов к на-коллекторам. Даниан задача решена путем построения парных зависимостей распределения геофизических и петрофизических параметров: Д]>1(Д1пЛ, Д1г--Г(Д1'), л]>.;Г(ркбк), ркбк=1(Ркмбк), ДТ=1* (Кпкерн), ^ерн= Г(К^®*321). Эти параметры увязывались с данными ГДК и относились к классу "коллектор" или "неколлектор". Далее, на каждом из графиков определялись точки с экстремальными значениями геофизических параметров, отвечающих лишь коллекторам. Через эти точки и проводились лилии граничных значений соответствующих геофизических параметров. Площадь, образованная пересечэнием этих прямых, определяет на графике область, внутри которой находятся все представленные в выборке коллекторы. Следующим шагом является определение границ ьоны неоднозначности. При этом автор исходил из положения , что каждый измерительный прибор характеризуется допустимой погрешностью, выражаемой в процентах от наибольшего показания шкалы. С учетом данного правила были определены значения относи-

тельной погрешности каждого из используемых методов. Эти значения, отложенные по обе стороны от линий, отвечающих граничным значениям, и образуют зону неоднозначности.

В результате проведенных построений на каждом из графикой появляются три области -- области коллекторов и неколлекторов, а также зона неоднозначности. Задача разделения исследуемых интервалов разреза на коллекторы и неколлБкторы выполняется при соблюдении следующего решаадего правила: указанным классам пород отвечают только те интервалы разреза, которые на всех графиках принадлежат одной и той же области (области коллекторов или неколлекторов). Во всех остальных случаях решение является неопределенным. Достоверность применения данного решающего правила проверялась на данных по Дултсьминскому и Среднебстусбинскому месторождениям, охарактеризованных большими объемами гидродинамических исследований (ГДК), Установлено, что в пределах Среднеботуобинс-кого месторождения погрешность метода не превышает 1,5 %, з для Дулисьминского месторождения составляет 4,7 %. При этом используемая методика имэет нулевую вероятность пропуска пластов коллекторов, а ее погрешность определяется ошибочным отнесением "сухих" пластов к классу "коллектор".

Использование данной методики позволило определить граничные значения геофизических параметров, а также граничные значения пористости и проницаемости, характеризующие собой переход от коллекторов к неколлекторам. Проведенные исследования касаются продуктивных пластов В3, В7, В,о и В1а Среднеботуобинского, Собинского, Дулисьминского, Верхнечонского и Ковыктинскогс месторождений.

Переход от коллекторов к неколлекторам в пределах отложений продуктивного пласта В5 Среднеботуобинского месторождения, обусловленный глинизацией песчаников, характеризуется граничным значением д13 = 0,42, верхним граничным значением ДТ = 261 мкс/м и нижним граничным значением л!п;) = 0,09. Увеличение в породах содержания галита, ангидрита, или карбонатного цемента характеризуется нижним граничным значением лТ = 190 мкс/м и верхним граничным значением Д1п^= 0,64. Переход от водонасыиенных к нефтегазо-насыщенным коллекторам определяется значением рд ик = 5,5 омм. Граничное значение пористости составляет 4,4 %. Кроме того, установлено, что граничные значения геофизических параметров, определенные для Среднеботуобинского месторождения, могут быть использованы по всему полю развития отложений пласта В5.

Продуктивные отложения Дулисьминского месторождения характе-

ризуются граничными значениями Д13 = 0,43 и дТ= 258 мкс/м, что обусловлено глинизацией песчаников. Увеличение объемного содержания карбонатного цемента характеризуется нижним граничным значением дТ = 180 мкс/м и граничным значением д1пЗ = 0,79. Нефтега-зонасыщенные пласты выделяются при ркбк = 5 омм.

По Верхнечонскому месторождению определены граничные значения для пластов Bio(B4i) и В1Э(ВЧг). Для пласта В10выделение коллекторов осуществлялось по данным БК и МБК. Данное распределение позволило разделить исследуемые отложения на "сухие", нефтегазо-насыщенные и водонасыщенные интервалы.

рк6к гр н = 9 омм, при 1 £ р^бк £ 3,6 омм; рк6к гр в = 550 омм, при 1 £ prm6k < 30 от; ркмбк гр = 30 омм, при 100 £ рк6к s 550 омм; Ркмбк гр = (рк6к)°-88 0,559 , при 9 £ рк6к £ 100 омм; Граничное значение pr6k = 9 омм характеризует собой переход от нефтегазонасыщённых песчаников к водонасыщенным. Кп гр = 4,7 % и Кпр гр = 0,38-10~15 мг.

В пределах пласта В4 (ВЧг) переход от коллекторов к нейолле-кторам характеризуется следующими граничными значениями БК и МБК: рк6к гр = 80 омм, при 1 £ prm6k £ 30 омм; . ркм6к гр = 30 омм, при 30 £ рк6к £ 80 омм; Кп гр = 4,0 % и Кпр(гр = 0,45-10"15 м? Переход от водонасыщенных к нефтегазонасыщенным песчаникам характеризуется ориентировочными значениеми БК в 10-15 омм.

В пределах Собинского местороадения граничные значения геофизических параметров приведены для пластов (В7 + В10) и В1Э.

Пласты B7(BH-I) + Blo (BH-II) д13 гр = 0,43;

д1п^ гр н = 0,11, AlnJ грв = 0,55;

дТгр н = 202 мкс/м, ДТгр в = 255 мкс/м, рк6к гр = 80 омм, ркм6к гр = 25 омм.

Интервал значений prÖk от 10 до 80 омм характеризует пласты имеющие газонефтяное насыщение. При pr6k <3,8 омм мы имеем дело с водонасыщенными коллекторами. Интервал значений рк6к от 3,8 до 10 омм характеризует собой "зону неоднозначности", т.е. пласты могут иметь как водяное, так и газонефтяное насыщение

В пределах пласта В1э(BH-III+V) переход от коллекторов к неколлекторам характеризуется следующими граничными значениями: AlnJ гр = 0,11, Alnj-rp = 0,53,

ДТгр н = 200 мкс/м и дТгр в= 260 мкс/м,

рк6к гр = 40 омм и PjjMök гр = 21 омм; Пласты с сопротивлением ркбк < 3,8 омм имеют водяное насыщение, а пласты с сопротивлением от 6 до 40 омм являются газонефтенасы-щенными. В интервале значений рк6к от 3,8 до 6,0 омм имеет место неопределенный характер насыщения. Коллекторские свойства песчаников ванаварской свиты контролируются в основном их глиностостью.

В пределах Ковыктинского месторождения продуктивными являются песчаники пласта В5(парфеновский), характеризующиеся следующим набором граничных значений: о бк = 150 омм, р„мбк = 6,0 омм,

Кп гр = 7,1 % , Кпр гр = 0,13-10" М .

Переход от колекторов к неколлекторам, обусловленный глинизацией песчаников, определяется граничным значением aIJ = 0,42 и верхним граничным значением лт = 269 мкс/м. Процессы карбонатизации и ан-гидритизации песчаников находят свое отражение в нижнем граничном значении лТ = 205 мкс/м и граничном значении ¿Inj = 0,67.

Опробованная на указанных месторождениях методика может быть использована при выделении коллекторов в составе терригенных отложений и при определении характера их насыщения. Так в пределах Верхнечонского месторождения, использование данной методики дает приращение эффективной мощности пласта В10 в 26 %, а для пласта В1Э - 19 %. Кроме того, данные построения дают возможность вести локальный и зональный прогноз зон развития коллекторов в составе продуктивных горизонтов.

5. Прогноз типов ловушек и их локализация в составе терри-генного комплекса

Практика поисково-разведочных работ на. территории Лено-Тун-гусской провинции показывает, что большинство залежей нефти и газа терригенного венда приурочено к склонам надпорядковых структур и, соответственно, к зонам его регионального выклинивания. В этой связи, участки выклинивания продуктивного горизонта В1Э представляют интерес как зоны возможной локализации стратиграфических и Отологических залежей. Районами предпочтительной локализации последних являются участки регионального выклинивания продуктивных отложений, приуроченные к областям сочленения Катангской седловины с Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклизами и, возможно, Курейской синеклизой. Основной нефтегазоконтролирующий фактор для предполагаемых залежей - стратиграфическое экранирование поверх-

ностью предвендского регионального несогласия, что имеет место на Собинском, Пайгинском, Дулисьминском и Верхнечонском месторождениях. Фактор литологического контроля носит подчиненный характер и его действие проявляется при увеличении общих мощностей продуктивного горизонта..

В отложениях продуктивного пласта В10 следует ожидать преобладания структурно-литологических и, возможно, структурных залежей. Участками наиболее предпочтительной локализации последних являются центральные и южные районы Катангской седловины, где отложения продуктивного горизонта представлены в наибольшем своем объеме, а сохранность залежей контролируется достаточно мощной глинисто-алевритовой покрышкой. Литолого-стратиграфические залежи наиболее вероятны в зонах сочленения седловины со смежными антек-лизами, в пределах которых в наиболее яркой форме проявились факторы литологического замещения коллекторов.- Здесь же фиксируются и довольно существенные изменения объема . горизонта за счет его прилегания к поверхности довендского основания,, что позволяет предполагать в качестве фактора, осложняющего строение залежей, стратиграфическое экранирование .

Скопление углеводородов в пласте В7.контролируется в основном литологическим фактором, что подтверждается отсутствием коллекторов на этом уровне в пределах Джелиндуконской, Деликту-конской и Оскобинской площадей. В качестве участков наиболее вероятной локализации . структурно-литологических залежей следует рассматривать юг Катангской седловины, территорию Катской впадины и внутренние районы Присаяно-Енисейской синеклизы, где этот уровень, скорее всего-, сохранился от предтирского размыва.

Руководствуясь изложенными выше соображениями, был проведен анализ распределения эффективных мощностей песчаников пластов В7, В10 и В1а в пределах Байкитской антеклизы, Катангской седловины, а также в зоне сочленения последней с Непско-Ботуобинской антек-лизой. С этой целью были построены схемы предпочтительного развития коллекторов в пределах указанных горизонтов. Выделение эффек-тивтивных мощностей осуществлялось по методике, изложенной в главе 4. Следующим этапом исследований стало сопоставление Полученных результатов со схемами выклинивания пластов В1с и В13 за счет их стратиграфического прилегания и схемами их общих мощностей.

Закономерное увеличение эффективной мощности пласта В1Э прекращается на участках в пределах которых общая мощность пласта превышает 55 м, а величина его выклинивания за счет ртратигра$и-

ческого прилегания меньше 45 м. В данных условиях развитие коллекторов определяется лишь изменениями литологического состава. Это обстоятельство может служить критерием для выделения участков наиболее вероятной локализации литологических ловушек. Эффективная мощность на данных участках изменяется от 13 до 38 м, при мощности пласта от 55 до 100-150 м.

Значения эффективной мощности пласта В1Э от 0 до 15 м хорошо коррелируются со значениями его общей мощности не превышающими 25 м. В этом случае развитие коллекторов определяется сокращением мощности пласта (за счет его регионального выклинивания) от 65 до 87 м. Участки разреза с подобными характеристиками являются наиболее благоприятными для локализации стратиграфических ловушек. Значения эффективной мощности изменяются в пределах этих зон от О до 20 м. Остальная часть исследуемой территории является объектом наиболее благоприятным для поиска литолого-стратиграфических ловушек. Исходя из условий моноклинального залегания горизонта В1Э, Наличие в его составе структурных ловушек маловероятно.

Признаком, характеризующим участки предполагаемого развития литологических ловушек в -отложениях горизонта В10, является его мощность превышающая 10 м. Сокращение мощности пород, выклинивающихся за счет стратиграфического прилегания, изменяется при этом от 0 до 11 м. Участки характеризующиеся общей мощностью пласта менее 6 м и сокращением его мощности на 14-18 м являются наиболее благоприятными объектами локализации стратиграфических ловушек.

Наличие ловушек литолого-стратиграфического типа прогнозируется на участках с мощностью пласта от 5 до 9 м, эффективной мощностью от 0 до 4,5 м и сокращенной мощностью (за счет стратиграфического прилегания) от 10 до 14 м. В пластах с мощностью от б до 12 м и эффективной мощностью более 4 м наиболее вероятно развитие структурных литолого-стратиграфических ловушек, при этом сокращение мощности горизонта за счет стратиграфического прилегания фиксируется в пределах от 10 до 14 м.

В отложениях пласта В7 предполагается наличие двух типов ловушек - литологических и структурно-литологических. Довольно тесная связь, между общей мощностью продуктивного горизонта и его эффективной мощностью наблюдается при величине общей мощности более 9,5 м и эффективной мощности не менее 2 метров. Эти"значения были использованы в качестве критериев при выделении участков с наиболее вероятным развитием структурно-литологических ловушек. Все остальное поле развития пласта В7 характеризуется как объект ве-

роятного развития литологических типов ловушек нефти и газа.

По результатам проведенных исследований были построены схемы пространственной локализации различных типов ловушек нефти и газа в пределах продуктивных горизонтов В7, В10 и В для территорий Катангской седловины и Байкитской антеклизы.

Таким образом, методика дальнейших поисково-разведочных работ в центральных районах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции должна быть ориентирована в первую очередь на выявление литолого-стратиграфических залежей горизонта В1з, структурно-ли-тологических и литологических залежей в пластах В и В .

Ю 7

Заключение

Результаты проведенных исследований сводятся к следующему: -разработана методика выделения сложнопостроенных терриген-ных коллекторов венда и определения характера их насыщения;

-установлены граничные значения геофизических и петрофизи-ческих параметров, характеризующих переход от коллекторов к неколлекторам для основных продуктивных горизонтов терригенного венда в центральных районах Лено-Тунгусской провинции;

-уточнена корреляция продуктивных пластов В7, В1си В1Я центральных районов Лено-Тунгусской провинции, определены поля их площадного развития, изучены особенности геологического строения;

-дополнено обоснование перерывов в осадконакоплении и уста-тановлены масштабы стратиграфических срезаний;

-разработана схема стратиграфического выклинивания продуктивных пластов В и В1Э в центральных районах Лено-Тунгусской провинции;

-проведен анализ площадного развития коллекторов и определена их наиболее вероятная приуроченность к зонам стратиграфического выклинивания продуктивных пластов;

-определены поля преимущественного развития коллекторов в. отложениях продуктивных горизонтов В7, В10 и В1Э для центральных районов Лено-Тунгусской провинции;

-разработана схема пространственной локализации различных морфогенетических типов ловушек (залежей) нефти и газа, в отложениях продуктивных горизонтов В7, В и В1а для центральных районов Лено-Тунгусской провинции.

Полученные результаты могут быть использованы при планировании и проведении нефтегазопоисковых работ в пределах центральной части Лено-Тунгусской провинции.

Основные работы, опубликованные по теме диссертации:

1.Воробьев C.B. Прогноз типов залежей нефтч и газа на Ката-нгской седловине //"Вопросы оптимизации прогноза поисков и рбзве-дки мосгоровденкй нефти и газа на Сибирской платформа":Тез. докл. Всесоюз.совещания.- Иркутск, 1987. - о.73-74.

2.Воробьев C.B., Моисеев С.А, Взаимоотношение продуктивных горизонтов Катангской седловины и Непско-Зотуобинской антеклизы // "Проблемы геологии Красноярского края в разработках молодых учоных":Тез. докл. к конференции.- Красноярск, 1980. - с.8-10.

3.Воробьев C.B. Терригенные нефтегазоносные отложения венда з центральных районах .Явно-Тунгусской провинции // "Проблемы геологии Красноярского края в разработках молодых ученых": Тез.докл. к конферэншга.- Красноярск, 1988, - с.10-11.

4.Воробьев C.B. Типы ловушек нефти и газа в вендском терри-генном комплексе центральных районов Лено-Гунгусской провинции. // "Геология и методика разведки местороадений нефти и газа Сибирской платформы": Новосибирск, 1988. - с.22-30.

5.Воробьев C.B. Лиюлого-стратигруфкческте критерии нефтега-зоносности тарригбнных отложений Еенда в центральных районах Ле-но-ТунгусскоЙ провинции // "Совершенствование методики поисков и разведки месторождений ьефти и газа":Тез. докл. Всесоюз.совещания молодйх ученых и специалистов Москва, 1988. - о.50-51.

6.Брылкин Ю.Л., С.В.Воробьев, В.А.Ващегхо, Бл^х A.C., Михайлов Ю.Я. Определения эффективной мощности терригеняых Коллекторов Восточной Сибири /7 "Новые данныб по татрофягика и промысловой геофизике нефтегазоносных провинций Сибири.- Новосибирск,1989 -с.49-54.

7.3оробьев С,В. Граничные значения геофизических парамзтров пород-коллекторов горизонтов Вз, Б,о, В Среднеботуобнаского, Дулисьминского и Вэрхнэчонского месторождений./У "Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири": Тез- докл. к конференции Иркутск, 1989. - с.63-55.

Подписано к печати ¿5.06.94 г. Формат бумаги 60x50/15 Печ. л. 1, о. уч. изд. 1,0. Тираж юо экз. Заказ 1425. Ротапринт СНИИГГикСа.

030104, Новосибирск. Красный цросш.-кт er.