Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Ориентационное и априорное моделирование природных резервуаров нефти и газа в терригенных отложениях

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

Автореферат диссертации по теме "Ориентационное и априорное моделирование природных резервуаров нефти и газа в терригенных отложениях"

Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ВНИГНИ)

На правах рукописи

^ ЕРМОЛОВА^ТАТЬЯНА ЕВГЕНЬЕВНА. УДК 553.98.061.4/7.001.57:[550.812:553.98]

ОРИЕНТАЦИОННОЕ И АПРИОРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА В ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Специальность 04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата Геолого-минёралогических наук

Москва, 1996 г.

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических

наук

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

Ведущая организация: Государственная академия нефти и газа имени И.М.Губкина

на заседании диссертационного совета Д 071.05.01 при Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ) по адресу:

105819, г.Москва, шоссе Энтузиастов, д.36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГНИ

В.С.Славкин

наук

Фортунатова Н.К.

Защита состоится "_27

мая_1996 г. в 14-00 часов

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета при ВНИГНИ, кандидат геолого-минералогических наук

Т *Д.Иванова

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Происходящее в последние годы усиление роли сейсморазведки в геологоразведочном процессе (ГРП) на нефть и газ, связанное с развитием ее технических средств, методов обработки и экономической целесообразностью, повышение ответственности сейсморазведки за конечный результат геологоразведочных работ выдвигают новые требования к комплексной геолого-геофизической интерпретации данных сейсморазведки и бурения. Одним из направлений, отвечающих этим требованиям, является методика структурно-литологической интерпретации (СЛИ), развиваемая во ВНИГНИ (В.С.Славкин, Е.А.Копилевич, 1995). В рамках СЛИ важную роль играют вопросы ориентационно-го и априорного моделирования природных резервуаров (ПР) нефти и газа. Современный ГРП требует построения как априорных моделей ПР, непорредственно участвующих и динамично развивающихся (корректируемых) в процессе СЛИ, так и моделей, фиксирующих определенный уровень знания о геологическом строении изучаемого региона и служащих для выбора оптимального направления геологоразведочных, в том числе, сейсмических работ. Такие модели названы автором ориентационными.

Активное привлечение результатов литологических исследований в процесс комплексной интерпретации геолого-геофизических данных, а также развитие представлений о природных резервуарах нефти и газа как о сложных системах, состоящих из пластов-коллекторов, покрышек и промежуточных толщ (ложных покрышек), предполагает новый подход к построению ориентационных и априорных моделей ПР, основанный на принципах и технологиях, развиваемых в диссертационной работе.

Цели и задачи исследования. Настоящая работа преследует две взаимосвязанные цели:

- совершенствование технологии ориентационноЬо и априорного моделирования природных резервуаров в терригенных отложениях в соответствии с современными представлениями о строении ПР;

- разработку ориентационных и априорных моделей перспективных объектов: регионов, зон и месторождений, - в терригенных комплексах Волго-Уральской (ВУ) и Западно-Сибирской (ЗС) НГП. В связи с этим решались следующие задачи:

- обоснование выбора и установление последовательности

г

применения литологических и комплексных видов исследований, направленных на изучение геологических характеристик элементов ПР и прогноз их отображения в сейсмическом поле;

- разработка специфических приемов априорного моделирования, заключающихся в использовании промежуточных результа-

тов обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС для корректировки базовой априорной модели;

- разработка технологии составления карт многопластовых терригенных ПР;

- выявление условий седиментации продуктивных отложений и закономерностей геологического строения природных резервуаров: терригенного девона юго-востока Русской плиты, в том числе живетского яруса Зайкинской зоны поднятий на юго-западе Бузулукской впадины (ВУ НГП), и верхнеюрских отложений (пласт lOj 3-4) Крапивинского месторождения на юго-западе Каймысовс-кого свода (ЭС НГП).

Научная новизна.

1. Впервые разработана технология составления карт многопластовых природных резервуаров в терригенных отложениях, рассматриваемых как ориентационные модели. Данная технология позволяет одновременно отобразить строение и сочетание всех элементов природного резервуара, взаимосвязь их литологичес-ких, морфологических и петрофизических свойств и характеристик, условия залегания природного резервуара, его стратиграфический объем, характер соподчинения резервуаров разных порядков, их нефтегазоносность, включая типы залежей.

2. Впервые разработана технология построения априорных моделей ПР, обеспечивающая развитие и корректировку базовой априорной модели.

3. Построенные автором региональная и зональная ориентационные модели девонских отложений ВУ НГП и локальная априорная модель Крапивинского месторождения ЗС НГП отражают новые представления о генезисе продуктивных отложений рассматриваемых комплексов, устанавливают связь коллекторских свойств пород с их генетическими типами и структурно-морфологическими условиями залегания.

Впервые разработаны седиментационные модели основных продуктивных пластов терригенного девона юго-востока Русской плиты с пространственной локализацией песчаныхстел авандель-товых проток, подводных долин, пляжей, отмелей, баров, межгрядовых ложбин и других, являющиеся основой для построения моделей ПР, установлены закономерности распространения ловушек неантиклинального типа, связанных с разными этапами морской трансгрессии.

4. Уточнена региональная модель строения терригенного комплекса девона юго-востока Русской плиты (ВУ ГНП) как многопластового природного резервуара, включающего соподчиненно взаимосвязанные резервуары разных масштабов и порядков.

Реализация результатов и практическая значимость. Методические рекомендации по составлению карт природных резервуаров нефти и газа, разработанные при участии автора, позволяют осуществлять прогноЭ ловушек разного типа, нефтегазогеологи-ческое районирование и оценку ресурсов УВ по литолого-стра-тиграфическим комплексам, а также выбор направления геологоразведочных работ. Методические рекомендации утверждены Мин-гео СССР для практического использования в отрасли. Технология априорного моделирования успешно используется при реализации проектов СЛИ при изучении верхнеюрских отложений Западной Сибири. Построенные автором ориентационные модели живетс-кого и муллинско-нижнефранского ПР позволили выделить новые перспективные объекты для постановки геологоразведочных работ. Практические рекомендации по ним внедрены в ПГО "Орен-бурггеология", "Уральскнефтегазгеология", "Нижневолжскгеоло-гия", "Пермнефтегеофизика", АО"Восточная нефтяная компания и учтены при планировании геолого-разведочных работ на нефть в юго-восточных районах Русской плиты и северной бортовой зоне Прикаспийской впадины, а также при доразведке Крапивинского месторождения (Каймысовский свод Западно-Сибирской НГП).

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научном заседании МОИПа (1986 г.). Всесоюзной научной конференции по результатам и направлениям палеогеомор-фологических исследований в нефтегазоносных районах СССР в г. Фергане (1986 г.), на рабочих совещаниях НТС в производственных объединениях и заседаниях Ученого Совета ВНИГНИ при защите научных отчетов. Материалы методических рекомендаций по составлению карт природных резервуаров были включены в экспозицию на ВДНХ СССР в 1991 г. По теме диссертации опубликовано 9 статей.

Фактический материал. Район исследований охватывает Оренбургскую, Самарскую, Пермскую и Томскую области, южную часть Башкирии и северную часть Уральской области Казахстана. В основу исследований положены обработанные и проинтерпретированные автором геолого-геофизические и промысловые материалы глубокого бурения - около 1500 скважин, включающие комплекс каротажных диаграмм, макро- и микроскопическое описания керна (4000 шлифов), результаты гранулометрического и петрографического анализов (более 1500 определений), данные по кол-лекторским свойствам (около 4000 определений). Автором использованы фондовые материалы ПГО "Оренбурггеологйя", "Орен-бургнефть", "Гипровостокнефть", УфНИИ, ВНИГНИ и его ЮжноУральского филиала, ИГиРГ.И, СНИИГГиМСа и других организаций.

Объем работ. Работа состоит из введения, 3 глав и заключения общим объемом«2о_Гмашинописных страниц, проиллюстрирована 75 рисунками, 1 таблицей. Список использованной литературы содержит 102 наименования.

Работа выполнялась во ВНИГНИ в отделах литологических и стратиграфических исследований и геолого-геофизического моделирования нефтегазоперспективных объектов и оценки их нефте-газоносности. Автор чтит светлую память доктора геол.-мин. наук, профессора Г.А.Каледы, под руководством которого определилось направление исследований автора. На завершающей стадии научное руководство исследованиями осуществлялось д.г.-м.н. В.С.Славкиным, которому автор выражает благодарность . За научные консультации и ценные советы при подготовке диссертации автор выражает признательность доктору геол. -мин .наук , профессору В.Д.Ильину, а также Н.С.Шик, Н.Н.Ба-куну, И.Г.Гассановой, В.А.Горошковой, А.А.Гусейнову, С.П.Макаровой, М.В.Михайловой, Т.Н.Соколовой, Г.В. Сурцукову, Г.Н.Перозио. За помощь в оформлении работы автор благодарен Г.Н.Бендюковой, Ю.В.Ворошиловой, Е.В.Судаковой.

В работе защищается следующие положения:

1. Основные принципы построения ориентационных и априорных моделей природных резервуаров в терригенных отложениях. Они включают представление о природных резервуарах как сложных многослойных системах с многовариантным сочетанием пластов-коллекторов, покрышек и промежуточных толщ, формирование которых происходило под воздействием циклично развивающихся процессов седиментогенеэа и структурообразования, имеющих общие и частные формы проявления.

2. Технологии ориентационного и априорного моделирования терригенных природных резервуаров, которые рассматриваются как синтез разносторонней геологической информации об элементах природных резервуаров и их сочетании и дают возможность их совместного картографического изображения. Технология априорного моделирования позволяет осуществлять корректировку базовой модели с учетом промежуточных результатов обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС.

3.1. Ориентационная модель природного резервуара терри-генного девона юго-востока Русской плиты, которая позволяет районировать территорию по стратиграфическому объему природного резервуара, морфологическим типам песчаных тел, степени надежности покрышек, устанавливает зависимость типов ловушек от порядка седиментационных циклов, обосновывает перспективность отдельных зон в пределах Бузулукской впадины и Восточ-

но-Оренбургского сводового поднятия на поиск неантиклинальных ловушек.

3.2. Ориентационная модель живетского природного резервуара Зайкинской зоны поднятий на юго-западе Бузулукской впадины, детализирующая строение каждого однопластового резервуара с пространственной локализацией песчаных тел подводных долин и связанных с ними ловушек газоконденсата и нефти.

3.3. Априорная модель Крапивинского месторождения нефти в верхнеюрском природном резервуаре (пласт К^3"4) на юго-западе Каймысовского свода, устанавливающая новый, высокопроницаемый тип пород-коллекторов прибрежно-морского генезиса, приуроченный к плавно погружающемуся склону свода и обосновывающая выделение типов разреза для последующей идентификации и пространственной локализации их методами сейсморазведки.

глава 1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ ОРИЕНТАЦИОННЫХ И АПРИОРНЫХ МОДЕЛЕЙ ТЕРРИГЕННЫХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА

В рамках научного направления "Структурно-литологическая интерпретация данных сейсморазведки и бурения" (СЛИ) под априорной моделью изучаемого объекта, в том числе природного резервуара (ПР) нефти и газа, понимается модель, отражающая представления участников реализации данного проекта СЛИ о геологическом строении объекта исследований, аккумулирующая информацию и трансформирующаяся в процессе обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС (В.С.Славкин, 1994).

Априорная модель по своей сути является динамичной в узком временном интервале процесса СЛИ. Свойство априорных моделей видоизменяться с учетом промежуточных результатов обработки геофизических данных позволяет в процессе, построения модели смещать акценты на те детали строения ПР, которые находят отображение в сейсмическом-волновом доле или его спектрально-временных образах, а также помогает выбрать модель, адекватную сейсмическим данным при альтернативном решении геологических задач в условиях дефицита априорной информации. Конечная цель априорного моделирования заключается в установлении связи между геологическими характеристиками ПР и их отображением в сейсмическом волновом поле и на этой основе ориентация процесса обработки данных сейсморазведки и ГИС.

Под ориентационной моделью ПР нефти и газа понимается модель, фиксирующая определенный уровень знания о геологическом строении изучаемого региона, и служащая для выбора оптимального направления геологоразведочных работ. Необходимость

построения ориентационных моделей возникает в условиях, когда объем и качество материалов или организационно-экономическая ситуация не позволяют провести СЛИ. Целью построения ориентационных моделей является выделение перспективных объектов для постановки сейсморазведки, глубокого бурения или для'Проведения СЛИ. По своей сути ориентационные модели статичны, так как объем используемых- данных не изменяется в узком временном интервале, охватывающем-процесс построения моделей, а выявленные в результате ориентационного-моделирования разнообразные характеристики ПР'в .неизменном вид? отображаются в картографических документах.

Такие районы как Бузулукская впадина, Восточно-Оренбургское сводовое поднятие ВУ НГП и прилегающая к ним с юга северная бортовая зона Прикаспийской впадины, неравномерно, участками слабо изученные сейсморазведкой и бурением, требуют построения ориентационных моделей, направленных на поиск перспективных объектов для более детального изучения. В то же время, такие объекты, как Крапивинское месторождение нефти в верхнеюрских отложениях (ЗС НГП), где, несмотря на высокую плотность сейсморазведки, поискового и разведочного бурения (с 1969 по 1993 год пробурено 28 глубоких скважин), так и не были выявлены закономерности распространения коллекторов и ловушек нефти, не вскрыты причины резкого колебания дебитов флюидов и распределения их фазового состава на площади, требуют выполнения проекта СЛИ, и, следовательно, их априорного моделирования.

Научными предпосылками и обоснованием технологии ориентационного и априорного моделирования природных резервуаров являются принципы, традиционнее для литологических исследований, дополненные принципами сейсмогеологического моделирования и основными положениями теории природных резервуаров нефти и газа. В комплексе они позволяют проблемно ориентировать литологические исследования, адаптируя их к процессу СЛИ, что в конечном счете служит наиболее рациональному и корректному использованию методов сейсморазведки для решения задач прогноза нефтегазоносности.

Построение ориентационных и априорных моделей ПР в тер-ригенных отложениях основано на следующих принципах.

1. Ориентационное и априорное моделирование базируется на представлении о природном резервуаре как естественном вместилище подземных флюидов с многовариантным сочетанием трех основных элементов: пластов-коллекторов, покрышек, и промежуточных толщ, - которые образуют сложные иерархические системы соподчиненно взаимосвязанных резервуаров разных по-

рядков, масштабов, генетических и морфологических типов. Од-нопластовые резервуары в этой системе гидродинамически связаны между собой в зонах слияния пластов-коллекторов и ослабленных экранирующих свойств покрышек (за счет их опесчанива-ния, локального размыва и т.д.).

Известно влияние промежуточных тол!ц (ложных покрышек) на формирование антиклинальных и рифовых ловушек (Б.В.Филиппов, 1967, В.Д.Ильин, 1986,1990). В диссертационной работе развиваются представления о роли промежуточных толщ в формировании неантиклинальных ловушек (НАЛ) в терригенных отложениях.

Необходимым условием- существования ловушки регионального замещения (выклинивания, срезания) является замещение (выклинивание, срезание) как пласта-коллектора, так и включающей (подстилающей или перекрывающей) его промежуточной толщи в направлении восстания слоев (Каледа, Гассанова, Ермолова, 1985). На примере месторождений в нижнефранском ПР ВУ НГП показано, что ловушки регионального замещения на склоне, осложненном структурными носами, или на выровненной моноклинали часто образуются в условиях постепенного фациального замещения пласта-коллектора с формированием полосы отложений (переходной зоны) со сь-<йствами пород промежуточной толщи; существование ловушек, приуроченных к структурным носам, может быть определено формулой

А.ctg (Х/П > 1,

где А - амплитуда структуры, ОС" угол падения крыла локальной структуры в направлении регионального восстания слоев, ГТ -ширина переходной зоны в критической седловине. Ловушки течений в трехчленном ПР формируются в песчаных линзах, залегающих внутри промежуточной толщи и приуроченных к синклинальным складкам или межкупольным седловинам, при условии гипсометрически более выссжого положения песчаного тела (или его части) относительно подошвы истинной покрышки в соседних синклиналях или межкупольных седловинах, что необходимо учитывать при их прогнозировании. Ловушки барового типа при наличии над ними ложной покрышки прогнозируются аналогично антиклинальным.

2. Построение ориентационных и априорных моделей должно быть основано на анализе первичных (седиментационных) и вторичных (постседиментационных) условий формирования элементов ПР.

При построении седиментационных моделей необходимо , проведение генетической диагностики и пространственной локализации песчаных тел - потенциальных ловушек УВ (или литолого-па-леогеографического анализа с элементами генетической диагностики для слабо разбуренных территорий). На результатах гене-

тического анализа основан прогноз морфологии, ориентировки, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) песчаных тел и связанных с.ними ловушек разных типов.

Вторичные преобразования корректируют коллекторские свойства, улучшая или ухудшая их. Они предопределяются первичными характеристиками пород, или их генезисом, и обусловлены как региональными (глубиной залегания, тектонической приуроченностью), так нелокальными (структурным положением, влиянием дизъюнктивных нарушений и вмещающих пород) факторами.

3. Ориентационные и априорные модели должны естественно вписываться в модели более общие и контролироваться моделями локальными. Так, модель живетского ПР Зайкинской зоны поднятий на юго-западе Бузулукской впадины подтвердила ориентаци-онную региональную модель этого же комплекса (юго-востока Русской плиты), согласно которой на склонах Жигулевско-Пуга-чевского свода и прилегающего борта Бузулукской впадины развиты прибрежно-морские авандельтовые отложения, сменяющиеся мелководно-морскими отложениями инерционных течений, и установила, что основная нефтегазоносность связана с песчаными телами подводных долин. В то же время, априорная модель Кра-пивинского месторождения, согласно которой основная продуктивность приурочена к высокопроницаемому песчаному пласту Ю(3 пляжевого генезиса, развитому на юго-западном плавно погружающемся склоне Каймысовского свода, вполне вписывается в зональную модель всей южной части свода. Она устанавливает развитие аналогичных песчаников по периферии свода и их выклинивание в присводовой части этой крупной структуры.

4. Для прогнозирования типов ловушек УВ и их отображения в сейсмических волновых полях при ориентационном и априорном моделировании ПР следует учитывать седиментационную цикличность с выделением циклитов разного порядка, что необходимо для прогнозирования объема поступающего в бассейн песчаного материала, морфологической выраженности и степени изолированности песчаных тел.

5. Объем моделируемой части нефтегазоносного комплекса (НГК) должен соответствовать возможностям современной средне-частотной сейсморазведки. Априорные модели должны содержать информацию о скоростях упругих колебаний и плотностях горных пород. Так, например, на Крапивинском месторождении основная продуктивность приурочена к узкому стратиграфическому интервалу в верхнеюрских отложениях, заключенному между подошвой угольного пласта и кровлей нижнёВасюганской подсвиты, толщиной 15-30 м. В процессе комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения было установлено, что современные

методы разрешения сейсмической записи обеспечивают получение информации о строении ПР в объеме этой критической толщины. Поэтому в дальнейшем этот интервал использовался для сейсмо-геологического моделирования и экстраполяции в межскважинном пространстве.

6. При построении априорной модели ее разработчик должен участвовать в рассмотрении промежуточных результатов обработки данных сейсморазведки и ГИС и с учетом их результатов вносить коррективы в базовую априорную модель. Реализация этого принципа обеспечивает динамичный характер априорной модели.

Глава 2. ТЕХНОЛОГИИ ПОСТРОЕНИЯ ОРИЕНТАЦИОННЫХ И АПРИОРНЫХ МОДЕЛЕЙ ТЕРРИГЕННЫХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Разработанные технологии направлены на прогнозирование зон наиболее благоприятного сочетания коллекторов и покрышек. В отличие от существующих методик данные технологии рассматривают моделирование ПР как синтез стратиграфических, литоге-нетических, петрофизических, структурно-морфологических и нефтегазопромысловых характеристик ПР и позволяют осуществить совместное картографическое изображение элементов, образующих однопластовые и многопластовые природные резервуары.

Технологии ориентационного и априорного моделирования ПР имеют черты сходства и различия. Так как промежуточной целью построения тех и других моделей является изучение и прогнозирование свойств и характеристик ПР, а также районирование, территории в соответствии с ними, обе технологические схемы (рис.1) включают некоторую последовательность одинаковых видов исследований, как литологических, так и комплексных: структурно-морфологических, литолого-геофизических, литоло-го-петрофизических и др. Главное различие технологий связано с динамичным характером априорных моделей, которые в процессе построения корректируются промежуточными результатами обработки и интерпретации данных сейсморазведки.

Ниже прйводится сравнительная характеристика блок-схем построения ориентационных и априорных моделей ПР.

Блок 1. Выделение элементов ПР в разрезе НГК (коллекторов, покрышек, или флюидоупоров, и промежуточных толщ, в том числе Ложных покрышек) проводится на основании комплексного применения геологических методов исследований: литологических (изучение состава, текстурных и структурных особенностей, трещиноватости, битуминозности и проч.), петрофизических (анализ фильтрационно-емкостных свойств), геофизических (ин-

терпретация данных ГИС), а также учета промысловых данных (наличие нефтегазоносности, слабых нефтегазопроявлений или их отсутствие). В процессе построения априорной модели на этом этапе осуществляется стратиграфическая привязка отражающих горизонтов (ОГ) и уточнение границ элементов ПР.

Блок 2. Изучение и прогнозирование свойств и характеристик ПР проводится на структурной основе, что особенно важно при установлении унаследованного характера тектонического развития. Если базовая структурно-морфологическая модель выполняется в пликативном варианте, то при появлении в промежуточных результатах обработки данных.сейсморазведки отчетливых признаков дизъюнктивных дислокаций, осуществляется ее корректировка в дизъюнктивно-блоковом варианте.

Блок 3. Анализ дебитов скважин, состава флюидов необходимы как для выбора объекта картирования, так и для последующего установления их связи с типами отложений и коллекторскими свойствами пород. Если имеется аномальное распределение флюида, это необходимо1 объяснить либо в рамках структурно-морфологической модели, либо в рамках литолого-фациальной модели.

Блок 4. Установление иерархии многопластовых резервуаров при построении ориентационных моделей направлено на выбор оптимального объекта картирования, как с позиции практической значимости поискового объекта, так и с позиции нормальной загруженности составляемой карты ПР и способствует последующей качественной и количественной оценке распределения ловушек разных типов ^ разрезе НГК. При априорном моделировании выбор объекта картирования осуществляется в соответствии с разрешающей способностью сейсморазведки.

Блок 5. Обосновывает построение моделей ПР с точки зрения первичных условий формирования потенциально продуктивных отложений и локализации участков НГК, имеющих специфические характеристики в волновом поле. Построение седиментационных моделей продуктивных пластов с пространственной локализацией песчаных тел разного генезиса необходимо для картирования установленных и прогнозируемых границ распространения пластов-коллекторов (с дифференциацией на границы стратиграфического выклинивания, срезания или фациальногО замещения), а также зон с разнообразной морфологией песчаных тел (покровной, линзовидной, рукавообразной и проч.), что является основой для прогнозирования связанных с ними типов ловушек.Картирование песчаных тел осуществляется в объеме узких стратиграфических интервалов, соответствующих продуктивным пластам, на основе изучения их литолого-фациальной изменчивое!и, толщины и :енегических признаков. Критериями генетической диагностики

песчаных тел и коррелятивных отложений являются: 1 - морфология песчаных тел, анализируемая в плане по рисунку изопахит песчаников и на литолого-фациальных палеоразрезах; 2 - пале'о-тектоническая и палеогеографическая приуроченность песчаных тел, их связь с локальными палеоструктурами и элементами более древнего рельефа; 3 - ориентировка песчаных тел относительно древних береговых линий; 4 - текстурные особенности пород - типы слоистости, трещины усыхания, биотурбации, органогенные и растительные остатки и другие следы жизнедеятельности организмов; 5 - петрографический и минеральный состав обломков; 6 - гранулометрические показатели; 7 - количество, тип и состав цемента; 8 - фациальные взаимоотношения с'вмещающими отложениями; 9 - коллекторские свойства пород.

Если для относительно молодых верхнеюрских отложений Крапивинского месторождения нефти наиболее эффективными оказались исследования вертикальной изменчивости гранулометрического и петрографического состава, позволившие обосновать выделение пластов Ю!4 и Ю]3 и установить наиболее благоприятное сочетание этих показателей для пласта Ю) , то для древних, неоднократно перемытых и переотложенных кварцевых песчаников среднего и верхнего девона юго-востока Русской плиты более информативны исследования латеральной изменчивости экстремальных значений гранулометрических коэффициентов: ПНКФ (появление наиболее крупнозернистой фракции, 1ПФ (максимальная сумма песчаных фракций), М<3 (медианный диаметр) и 30 (коэффициент сортировки), рассчитанные по фракционному поставу анализа с максимальной суммой песчаных фракций.

Нередко выделение песчаных тел на временных разрезах бывает затруднено из-за их морфологической невыразительности (малой толщины) и слабой акустической контрастности. В этом случае необходимо установление их связи с типами разреза, которые могут быть идентифицированы по сейсмическим данным.

Елок 6. При ориентационном моделировании для изучения закономерностей изменчивости ФЕС проводится анализ распределения средних (или модальных) и максимальных значений пористости и проницаемости на структурах разного порядка. Степень влияния седиментационных и постседиментационных факторов на коллекторские свойства устанавливается путем сопоставления выявленной зональности изменчивости ФЕС с литолого-палеогеог-рафической зональностью (для региональных моделей) или с распространением генетических типов отложений (для локальных моделей), определения корреляционных связей между петрофизи-ческими, гранулометрическими параметрами и глубиной залегания, а также на основании изучения характера и масштаба про-

цессов вторичного минералообразования, выщелачивания и развития трещиноватости.

При построении априорных моделей ПР для выявления контрастных тйпов разреза необходимо типизировать породы-коллекторы по литологическим, промыслово-геофизическим и коллек-тррским свойствам и установить сочетание выделенных типов в разрезах. Таким образом априорные модели ориентируют сейсморазведку на идентификацию и пространственную локализацию типов разреза, отличающихся по своим литогенетическим признакам и ФЕС. Лабораторные определения ФЕС дополняются значениями пористости, рассчитанными по данным ГИС, и, в свою очередь, используются для расчета акустических скоростей.

Блок 7. Обосновывает построение ориентационных и априорных моделей с позиции строения и надежности покрышек, ориентирует сейсморазведку на выделение и картирование промежуточных толщ, в том числе ложных покрышек. Моделирование ложных покрышек основано на анализе литологического состава отложений и характера распределения УВ на месторождениях в разных структурных зонах. В терригенных ПР покрышки чаще образованы глинами, аргиллитами, глинистыми алевролитами и глинистыми известняками. Ложные покрышки и промежуточные толщи сложены алевролитами, глинистыми алевролитами с прослоями глин и песчаников. Недозаполненность локальной структуры УВ часто свидетельствует о наличии ложной покрышки, при этом высота недо-заполненной части структуры равна толщине ложной покрышки в критической седловине (по В.Д.Ильину, 1990). Результаты лито-лого-фациального анализа покрышек в процессе априорного моделирования корректируется данными предварительного анализа характера сейсмической записи.

Блок 8. В зависимости от поставленных целей и решаемых задач при разработке моделей ПР осуществляется проблемно ориентированный отбор информации об элементах ПР и ее графическое изображение. При построении карт природных резервуаров используются данные и графические материалы других видов изучения нефтегазоносных объектов: карты - тектонические, структурные, литолого-палеогеографические, песчаных тел, коллекторов (эффективных толщин и ФЕС) и покрышек; геологические и литолого-фациальные профильные разрезы и проч. Картирование (районирование) ПР осуществляется путем изображения в рамках одного планшета строения и характеристик пластов-коллекторов и покрышек в зонах их совместного распространения. -Зональность терригенных ПР связана с разным количеством пластов-коллекторов, или однопластовых - резервуаров, ' образующих сложный резервуар, и определяется его стратиграфическим объ-

емом. Подзоны ПР выделяются в соответствии с различиями в морфологии песчаных тел, ФЕС пород-коллекторов и фациальной изменчивостью покрышек. Разработанная система условных обозначений позволяет отобразить границы распространения и условия залегания ПР, литологический состав и сочетание элементов однопластовых ПР (пласта-коллектора, флюидоупора, промежуточной толщи, включая ложную покрышку); сочетание однопластовых ПР внутри зон сложного ПР, их морфологию, генезис, локальные участки и зоны слияния пластов-коллекторов, а также степень изолированности однопластовых резервуаров (или надежности покрышек). Графическое изображение строения ПР в каждой зоне дополняется формулами, в которых установленными символами слева направо (в соответствии с положением сверху вниз в разрезе НГК) показывается набор элементов ПР с указанием типа покрышек в соответствии с площадью их распространения, стратиграфического индекса каждого элемента, вариаций толщин, а для пласта-коллектора также открытой пористости и состава флюида. Специальными знаками показываются залежи нефти и газа разного типа и возраста, выявленные и прогнозируемые, с единым и раздельными ВНК.

Районирование территории в рамках априорного моделирования проводится с учетом возможностей среднечастотной сейсморазведки и корректируется в соответствии с результатами анализа отображения типов разреза в сейсмическом волновом поле или его спектрально-временных образах.

Блок 9. В рамках данного блока решается задача прогноза типа ловушек УВ в зонах с разным строением ПР.

В многопластовых ПР в зависимости от стратиграфического объема продуктивной части и степени надежности внутрирезерву-арных покрышек прогнозируются зоны распространения многопластовых ловушек с единым ВНК и расположенных друг над другом ловушек с разными ВНК. Прогноз морфогенетических типов ловушек осуществляется в соответствии с закономерностями распространения песчагшх тел разного генезиса, порядком седимен-тационной цикличности и структурными условиями. В трехчленных ПР при наличии промежуточной толщи образование ловушки и возможность аккумуляции в ней УВ помимо седиментогенного фактора всегда контролируется структурообразующими процессами. Поэтому в трехчленных ПР отсутствует группа литологических ловушек, а для прогноза структурно-литологических и структурно-стратиграфических ловушек необходимо учитывать соотношения между структурой (антиклиналью, седловиной, структурным носом, моноклиналью и т.д.), конфигурацией границ замещения.

выклинивания или срезания как пласта-коллектора, так и промежуточной толщи и'положением флюидоупора.

Блок 10. Характеристика ПР при построении региональных моделей может дополняться анализом удельной приведенной плотности запасов по месторождениям (В.Д.Ильин, 1990) и расчетом средних значений данного параметра по зонам ПР.

Блок 11. При разработке ориентационных региональных и зональных моделей ПР проводится районирование территории по степени перспективности. Оценка перспективности основана на результатах, полученных при решении задач 6, 8 и 9 блоков, то есть на учете стратиграфического объема ПР, ФЕС пород-коллекторов и типов ловушек.

Глава 3. ОРИЕНТАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ СРЕДНЕГО И ВЕРХНЕГО ДЕВОНА ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП И АПРИОРНАЯ МОДЕЛЬ КРАПИВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕРХНЕЙ ЮРЫ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НГП

3.1. Ориентационна^ модель природного резервуара терригенного девона юго-востока Русской плиты

Девонские терригенные отложения, образующие один из основных нефтеносных комплексов Волго-Урйльской НГП, сохраняют значительный потенциал для прироста запасов. УВ за счет выявления ловушек неантиклинального типа. Проблема заключается в том, что бурение было сосредоточено в сводовых частях локальных поднятий, в то время как НАЛ часто приурочены к их крыльям, межкупольным седловинам или моноклинальным склонам крупных структур; не были установлены зоны, перспективные на поиск НАЛ, не учитывались соотношения коллекторов, покрышек и промежуточных толщ, в том числе ложных покрышек. Решению этих задач служит ориентационная региональная модель, отраженная на составленных автором картах генетических типов песчаных тел основных продуктивных пластов (ДIV, ДШ, Д1 и ДХ1) и картах живетского и муллинско-нижнефранского ПР.

В продуктивном комплексе терригенного девона выделены в соответствии с классификацией В.Т.Фролова (1984), дополненной автором, отложения волновой, флювиальной и застойно-тиховодной групп. В волновой группе - песчаные тела баров (вдольбё-реговых валов), межгрядовых ложбин, аккумулятивных и абрази-онно-ак'кумулятивных отмелей, пляжей, мелководных выровненных склонов, ингрессионные; в флювиальной группе - песчаные тела проток авандельт, подводных долин на их продолжении и в отда-

ленной от источника сноса части мелководного шельфа; в застойно-тиховодной группе - отложения прибрежных равнин, временами заливаемых морем, лагунные, межрусловых и подводных отмелей, внутришельфовых впадин.

Общими особенностями песчаных тел изучаемого комплекса являются небольшая толщина (от первых метров до 10-15, редко 30-40 м);' кварцевый состав зерен с незначительной примесью силицитов, плагиоклазов, слюд; уменьшение размера зерен и улучшение сортировки в песчаных телах одинакового генезиса от нижних к, верхним частям эйфельско-нижнефранского разреза. В то же время, седиментационные тела разного генезиса несут отчетливые индивидуальные признаки. Например, песчаные тела баров 'в пашийском горизонте нижнефранского подъяруса прослеживаются на Белебеевской, Шкаповской и других площадях в виде линзовидных и шнурковых утолщений песчаного пласта с выпуклой кровлей, образующих гряды параллельные береговой линии. Характерны мелкозернистый состав и хорошая сортировка. Абрази-онно-аккумулятивные отмели вокруг выступов кристаллического фундамента (Лопатинская, Малышевская, Екатериновская и другие площади) отличаются кольцевой или козырьковой формой, разно-зернистым гравийным составом песчаников на всех стратиграфических уровнях. Песчаные тела авандельтовых проток (Карга-линская, Белебеевская, Зобовская и другие площади) з живетс-ких и нижнефранских отложениях имеют шнурковую морфологию, ориентированы перпендикулярно береговой линии и приурочены к врезам в подстилающие отложенип, на межрусловых участках они замещаются более тонкозернистыми отложениями - песчаными, алевритовыми, глинистыми, содержащими обильные углефицирован-ные растительные остатки, часто крупных размеров, многочисленные следы жизнедеятельности роющих организмов. Подводные долины, связанные с инерционными течениями иногда характеризуются дендроидной формой (Горькоовражная, Орловская, сидо-ровская, Усть-Аманакская ветви). Отмечается косая слоистость, в отдаленных частях шельфа (Ольховско-Сидоровская палеодоли-на) - тонкие прослои глинисто-слюдистого состава, повышенная битуминозность.

Наиболее высокими коллекторскими свойствами (1-1IX классы, по А.А.Ханину,1962) отличаются песчаные тела пляжей, баров, аккумулятивных отмелей; средними и пониженными (Ш-1У классы) песчаные тела межгрядовых ложбин, межрусловых отмелей, мелководных склонов, подводных долин в отдаленных частях шельфа, абраэионно-аккумулятивных отмелей; низкими или отсутствием коллекторов - отложения тиховодной группы.

Эволюция оботановок осадконакопления происходила в условиях унаследованного тектонического развития вплоть до середины кыновского времени, когда началась структурная перестройка территории. В живетско-раннефранское время палеотекто-нические и палеогеографические условия определялись существованием Жигулевско-Пугачевского, Ульяновского, Татарского и Башкирского палеосводов (в их пределах располагалась меняющаяся по размеру древдяя суша, ограничивающая бассейн с юго-запада, запада, севера и северо-востока), а также Бузулукской и Радаевской палеовпадин. Прерывисто-поступательное развитие трансгрессии в направлении с юга и юго-востока на север обусловило цикличность строения продуктивного комплекса и пространственной локализации песчаных тел и связанных с ними ловушек УВ .

В живетском веке (цикл V порядка по С.В.Тихомирову, 1967), выделяются воробьевский, ардатовский и муллинский этапы осадконакопления (циклы VII порядка). В воробьевское время море наступало в три этапа (циклы VIII порядка). Песчаные осадки локализовались сначала в прибрежных и мелководной областях в юго-западной, южной и восточной частях Бузулукской палеовпадины (пласты flIV-2, Д1У-1), затем в прибрежной области на приподнятых склонах Ульяновского, Татарского и Башкирского палеосводов (пласт flIV). Широкое распространение получили песчаные тела авандельтовых проток и подводных долин на их продолжении, на юго-западе Бузулукской палеовпадины - также песчаные пляжи, а на северо-западе региона - абразионно-акку-мулятивные отмели. Дальнейшее развитие трансгрессии на каждом этапе обусловило формирование верхних элементов циклитов (внутрирезервуарных покрышек): глинисто-алевритового состава на северо-западе и севере региона, глинисто-карбонатного - на юго-востоке и а!левритово-карбонатно-глинистого - на остальной территории.

В ардатовское время в результате трехкратного наступления моря (циклы VIII-IX порядков) сформировались пласты коллекторов ДШ-2, ДШ-1+ДШ и ДШ1. Первые два этапа проявились в бифуркации пласта ДШ в юго-западных районах, фронтальные границы прибрежных областей с развитием песчаных тел авандельтовых проток и подводных долин, отмелей и пляжей трансгрессивно сместились вверх по склонам палеосводов. На юге региона располагались внутришельфовые впадины с глинисто-алевритовым и карбонатно-глинисто-алевритовым осадконакоп-лением. На завершающем этапе ардаговской трансгрессии песчаные осадки (пласт ДШ1 ) локализовались в подводных долинах и на отмелях Радаевской палеовпадины на западе и севере терри-

тории, а также на подводных отмелях на юго-вортоке, где, по-видимому, появился самостоятельный источник сноса. Углубление бассейна на каждом этапе привело к накоплению карбонат-но-алевритово-глинистых осадков, сформировавших внутрирезер-вуарные покрышки, в том числе субрегиональную ардатовско-мул-линскую. Ее состав меняется с запада и северо-запада на восток-юго-восток от глинисто-алевритового к карбонатно-глинис-тому и преимущественно-карбонатному.

Раннефранский этап позднедевонской трансгрессии включал циклиты VIII-VII порядков: пашийско-раннчекыновские и кыновс-ко-саргаевский. В раннепашийское время палеогеоморфология бассейна имела сходство с раннеардатовской. В связи с большим объемом поступавшего в бассейн песчаного материала характерно • сплошное распространение пласта Д1. На юго-западном склоне Башкирского палеосвода сформировались гряды вдольбереговых валов и баров, разделенных межгрядовыми ложбинами. На завершающих Ътапах раннефранской трансгрессии песчаные осадки концентрировались в подводных долинах и на отмелях Радаевской палеовпадины на западе и севере региона (пласты Д11 и Дк) и Ольховско-Сидоровского и Колганско-Судьбодаровского палеопро-гибов на юго-востоке (пласт Д11). На большей части центральных и восточных районов песчаные осадки отлагались лишь в виде изолированных линз. Этапу наибольшего развития морской трансгрессии в кыновско-саргаевское время отвечает накопление осадков, сформировавших региональную межрезервуарную покрышку, алевритово- и карбонатно-глинистого состава на большей части изученной территории, глинисто-карбонатного - на юго-востоке и глинисто-карбонатно-алевритового на юго-западе (на склонах Покровской вершины).

С пространственной локализацией песчаных тел разного генезиса связаны закономерности распространения НАЛ. Установлено , что количество песчаного материала уменьшается от нижних к верхним частям крупных (IV-VI порядков), сложно построенных циклитов, соответственно с чем увеличивается доля НАЛ (от 8 до 64Х от общего числа выявленных ловушек в разрезе среднего отдела и от 17 до 83* - верхнего). С другой стороны, на ранних этапах крупных циклов в связи с изрезанностыо береговых линий и расчлененностью затопляемой морем суши, наибольшей морфологической выраженностью характеризовались песчаные тела прибрежной части бассейна, где доля НАЛ значительно больше, чем в удаленной от берега части шельфа; на поздних этапах (циклы VIII и более высокого, порядков), в связи с выровнен-ностью береговых линий и ■ выдержанностью покровов пляжерых песков в прибрежных зонах складывались условия более благоп-

риятные для формирования структурных ловушек (или вообще неблагоприятные для формирования ловушек из-за отсутствия надежных покрышек). С переходом к удаленной части шельфа формировались зоны регионального замещения песчаных пород глинисто-алевритовыми отложениями; в пределах внутришельфовых впадин в условиях ограниченного поступления песчаного материала песчаные осадки накапливались в виде изолированных линзовидных или шнурковых тел, в связи с че,М доля НАЛ резко возрастает.

Проведенный анализ показал, что фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов терригенного девона ухудшаются" с глубиной, при этом влияние первичных факторов, таких как размер зерен и сортировка уменьшается. Снижение.ФЕС обусловлено развитием вторичных контактов между зернами (конформных, длинных контактов срастания) и регенерацией кварца. В то же время на крупных структурах Южно-Татарского свода в песчаниках отмечаются явления трещиноватости и выщелачивания каль-цитового цемента. Эти факты необходимо учитывать при оценке перспективности песчаных тел разного генезиса.

Ориентационное моделирование живетского и муллинско-ниж-нефранского ПР по разработанной технологии позволило установить, что зоны наибольшего стратиграфического объема потенциально продуктивной части живетского и муллинско-нижнефранско-го ПР распространены на западе и севере региона: в пределах Южно-Татарского свода, Сокской седловины, юго-восточного склона Меликесской впадины и северо-западного Бузулукской, где развиты все продуктивные пласты - от воробьевского до кы-новского. Западная и северо- западная периферии этой территории малоперспективны в связи с ненадежностью внутрирезервуар-ных, а на склонах Покровской вершины и межреэервуарной покрышек . Строение ловушек в перспективных зонах нижнефранского ПР осложнено наличием промежуточных толщ и ложных покрышек, что отражено на моделях строения Верхне-Ветлянского, Ново-Запруд-ненского. Сургутского и других месторождений нефти. Зоны со значительным стратиграфическим объемом продуктивной части ПР и высокой надежностью покрышек развиты на юго-западе и востоке Бузулукской впадины и в западной части Восточно-Оренбургского сводового поднятия. Северные районы этих структур характеризуются меньшим стратиграфическим объемом продуктивной части ПР, ио большей надежностью внутрирезервуарных покрышек. Центральная часть Бузулукской впадийы и зона ее сочленения с Прикаспийской синеклизой, а также восточная часть Восточно-Оренбургского поднятия, малоперспективны в связи с фаци-альным.замещением и вторичными преобразованиями пород-коллекторов. Выявленная закономерность строения ПР терригенного де-

вона совпадает с нефтегеологическим районированием по плотности запасов и по количеству прогнозных ресурсов нефти в пределах Мелекесской впадины, Южно-Татарского и Жигулевско-Пугачевского сводов (Казьмин, Лукьянова, 1993) и требует более дифференцированного подхода к нефтегазогеологическому районированию Бузулукской впадины, где кг учитывалось наличие значительных по площади зон замещения песчаных коллекторов.

Перспективы поиска НАЛ связаны с зонами регионального замещения пластов Д11 и ДШ1 на западном склоне Бузулукской впадины и прилегающей части Южно-Татарского свода, регионального выклинивания пляжевых песчаников пласта Д1У-1 (Бузулукс-кая впадина), регионального замещения шнурковых песчаных тел пласта ДШ (Восточно-Оренбургское сводовое поднятие) , локального замещения пластов Д1У-2 и ДШ-2 и линзовидного распространения пласта ДШ-1 на юго-западе Бузулукской. впадины. В перспективных зонах рекомендуется проведение геолого-поисковых и разведочных работ.

3.2. Ориентационная модель живетского природного резервуара Зайкинской зоны поднятий на юго-западе Бузулукской впадины

Установленная на поисковом этапе нефтегазоносность жи-ветских отложений Зайкинского поднятия ориентировала геологоразведочные работы на поиск структурных ловушек. Однако бурение в сводовых частях Зоринского, Тамоновского, Восточно-Зай-кинского и других поднятий не дало ожидаемых результатов: скважины оказались "сухими". В связи с установленными на региональном этапе двучленным строением живетского ПР и надежностью внутрирезервуарных покрышек, задача детального моделирования сводилась к анализу литолого-фациальных закономерностей распространения пластов-коллекторов с выявлением песчаных тел разного генезиса и локальному прогнозу ловушек УВ.

В результате исследований установлено, что на фоне регионального увеличения толщины терригенных пачек, вмещающих продуктивные пласты (Д1У-2, Д1У-1, Д111-2 и ДШ-1), в юг-юго-восточном направлении отмечаются участки сокращенной и увеличенной толщины, интерпретируемые как палеоподнятия и па-леопрогибы. В палеопрогибах продуктивные пласты имеют максимальную общую и эффективную толщины, на палеоподнятиях отмечается уменьшение эффективной толщины до полного замещения коллекторов непроницаемыми породами. По данным изучения керна пласты ДXV—2 и Д1У-1 в пределах палеопрогибов сложены разно-зернистыми с гравийной примесью кварцевыми песчаниками' с

прослояни средне- и мелкозернистых более сортированных разностей. Отсутствие или незначительная примесь алевритового и •глинистого материала обеспечивают достаточно хорошие коллек-•торские свойства (открытая пористость 8-12,5%, проницаемость $.3-97 мд). На палеоподнятиях одновозрастные отложения, представлены сильноглинистыми х несортированными песчаниками с прослоями алевролитов, аргиллитов, а в пласте Д1V-1 также прослоями сортированных песчаников и алевролитов, в том числе с кальцитовым цементом базально-порового типа, с остатками брахиопод, криноидей, что свидетельствует о морском генезисе отложений. Пласт ДШ-2 в палеопрогибах сложен преимущественно средке-мелкозернистыми хорошо сортированными песчаниками (пористость 10-115», проницаемость 15-35 мд). На палеоподнятиях в разрезе появляются глинисто-алевритовые породы, прослои'известковых алевролитов, переходящих в алевритовые известняки "с остатками морской фауны. Песчаники пласта ДШ-1 развиты в пределах полосы юго-восточного простирания на Зайкинском участке, а на остальной территории пласт представлен .пачкой переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. Близость размываемой суши, рукавообразная морфология песчаных тел, перпендикулярная берегу ориентировка, врезы в подстилающие отложения, наряду с литологическими особенностями, позволяют диагностировать песчаные тела палеопрогибов как отложения пцдводных долин на продолжении рукавов палеодельты в прибрежную и мелководную (на более поздних этапах) части шельфа. Анализ продуктивности скважин показал, что к песчаным телам подводных долин приурочена основная нефтегазоносность.

На хорошо разбуренпых участках установлено совпадение пространственной локализации песчаных тел подводных долин с участками регистрации двухфазного отражения на временных разрезах, а отложений межрусловых отмелей - с участками регистрации однофазного отражения, что было использовано при лито-лого-фациальном картировании продуктивных пластов.

Совмещение участков развития пород-коллекторов с современным структурным планом позволило построить модели выявленных и прогнозируемых ловушек нефти и газоконденсата: структур-но-литологических на Зоринском (пласты Д1\Г-2, Д1У-1, Д1-11-2), Тамоновском (пласты Д1У-1, ДШ-2), Восточно-Зайкинском (пласты ДIV—2, Д1У-1, ДШ-2) и Зайкинском (пласт Д1У-2) поднятиях, литологической в пласте ДШ-1 на Зайкинском поднятии, тектонически экранированных - на Зайкинском и Зоринском поднятиях (пласты д1\Г-1, ДШ-2) и другие. Для прогнозных объектов разработаны рекомендации по проведению гсолого-поис-ковых и разведочных работ.

3.3. Априорная модель Крапивинского месторождения нефти в верхнепрских отложениях (пласт Г!}3~4 ) на юго-западе Каймысовского свода

Крапивинское месторождение является уникальным для верхнеюрских отложений Западной Сибири в связи с необычайно высокими дебитами ряда скважин, достигающих 316 м3/сут. Одна из основных проблем месторождения заключается в резких колебаниях дебитов флюидов на незначительной площади (от первых кубометров до десятков и сотен кубометров) и в отсутствии видимого соответствия дебитов вариациям емкостных параметров (открытой пористости и эффективной толщины). Задача априорного моделирования сводилась к определению характера литологичес-кого контроля над продуктивностью скважин- Другая проблема месторождения заключалась в том, что в центре, как предполагалось, единого нефтяного поля, в ряде скважин была получена вода на отметках более высоких, чем возможный ВНК.

В процессе СЛИ разрабатывались 2 альтернативные модели геологического строения Крапивинского месторождения:

1 - клиноформного залегания разновозрастных продуктивных слоев, разделенных маломощной, но надежной внутрирезервуарной покрышкой;

2 - литолого-фациальной изменчивости одновозрастных продуктивных пластов, контролируемой структурными условиями;

Промежуточные результаты обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС опровергли модель клиноформного строения, выявив параллельность ОГ. В то же время они установили надежные признаки дизъюнктивных нарушений, а в дальнейшем - различия типов разреза в пределах'разных блоков. Поэтому получила развитие разработанная автором литолого-фациаль-ная априорная модель, видоизмененная с учетом дизъюнктивно-блокового строения объекта.

Микроскопическое изучение керна скважин, интерпретация комплекса данных ГИС и анализ лабораторных определений кол-лекторских свойств и гранулометрического состава показали, что значительные колебания дебитов вполне соответствуют изменчивости проницаемости пород, вариациям гранулометрического состава и характеру отображения на диаграммах ГК. Поэтому "эти признаки были выбраны для типизации пород-коллекторов.

..Были выделены 5 основных типов коллекторов. Песчаники 1 и 2 типов характеризуются уникально высокими для данного комплекса отложений значениями ФЕС: пористости от 17 до 22 % и проницаемости от 50 мд до 2,5 дарси; - аномально низкими и низкими показаниями ГК. Они представлены хорошо сортированны-

ми крупнозернистыми и средне-мелкозернистыми граув'акковыми аркозамн с большим содержанием зерен кварца (45-60%). Лиголо-гичесхий состав, полосовидный характер распространения, приуроченность 1 к плавно погружающемуся склону свода свидетельствуют о прибрежно-морском, по-видимому, пляжевом генезисе отложений. Присутствие в разрезах скважин коллекторов 1 и 2 ти-цов обеспечивают наиболее высокие дебиты нефти (59,5-316 м3/сут). От 3 к 5 типу коллекторов в песчаниках увеличивается 'содержание алевритовой и глинистой составляющих, зерен полевых шпатов, слюд, обломков горных пород с уменьшением содержания зерен кварца. Эти факторы увеличивают удельную поверхность твердых фракций (в) и резко снижают проницаемость, величина которой обратно пропорциональна Б2 (А^.Леворсен, 1970). Наблюдается появление тонковолнистослоистых текстур, возрастание степени цементации зерен, что также снижает коллекторс-кие свойства. Присутствие в разрезах коллекторов 3 типа обеспечивает средние дебиты флюидов.(от 7,7 до 41,6 м3/сут); с коллекторами 4 и 5 типов связаны низкие дебиты (менее 10 м3/сут).

В результате, детальной послойной корреляции разрезов скваяшн традиционно считавшийся единым поисковым объектом пласт Ю]3"* был разделен на пласты Ю^ и К^4. Установлено, что основная продуктивность приурочена к пласту Ю[3, отличающемуся наибольшей литологической и петрофизической изменчи-. востью (1-4 типы коллекторов).

Маломощные песчаные тела пляжевого генезиса, включающие коллекторы 1, 2 и 3 типов, не отображаются на обычных временных .разрезах и их трансформациях. Поэтому для их выделения по .сейсмическим данным исследовались типы разрезов, установленные по данным бурения. По сочетанию типов коллекторов выделено б типов разрезов, закономерно сменяющих друг друга от погруженных к приподнятым частям как всего западного склона Кра-пивинского поднятия, так и осложняющих его куполов. Выделенные типы были идентифицированы на сейсмических материалах, обработанных с использованием СВАН-анализа и откартированы в межскважинном пространстве.

В процессе СПИ априорная модель была дополнена представлением о существовании в продуктивной толце васюганской свиты конседиментационных дизъюнктивных нарушений, контролировавших относительно стабильные положения перемещающейся береговой *лиАии. и формирование прибрежных'аккумулятивных песчаных тел, а затер участвующих в экранировании (запечатывании) залежей УВ. Окончательная обработка и интерпретация данных сейсморазведки подтвердили существование малоамплитудных разломов.

разбивших месторождение на блоки с самостоятельными залежами нефти. Полученные результаты позволяют связывать перспективы обнаружения аналогичных ловушек нефти с коллекторами 1 й I типов на других участках погруженных склонов Каймысовского свода, слабо изученных сейсморазведкой и бурением и считавшихся ранее малоперспективными из-за отсутствия высокоамплитудных локальных поднятий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные исследования позволили получить следующие результаты и выводы.

1. Обоснованы сущность и отличие ориентационных и априорных моделей природных резервуаров нефти и газа. Если первые фиксируют определенный уровень знаний о геологическом строении , изучаемого объекта и необходимы для выбора оптимального направления геологоразведочных работ, то вторые отражают* представления о геологическом строении объекта, динамично развивающиеся'в процессе структурно-литологической интерпретации и необходимые для направления процерса обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС.

2. Сформулированы и обоснованы основные принципы построения ориентационных и априорных моделей терригенных природных резервуаров. Они включают представление о природных резервуарах как сложных, многослойных системах с многовариантным сочетанием коллекторов, покрышек и промежуточных толщ,- формирование которых происходило под воздействием циклично развиваю-, щихся процессов седиментогенеза и структурообразования, имеющих общие и частные формы проявления. Построение априорных моделей должно проводиться с учетом возможностей среднечас-тотной сейсморазведки и при участии разработчика модели в* рассмотрении промежуточных результатов обработки геофизических данных.

3. Предложена технология ориентационного и априорного Моделирования терригенных природных резервуаров, которая представляет последовательность применения литологическрх и комплексных видов исследования для получения разносторонней" информации об элементах"природных резервуаров, их сочетании и-дает возможность их совместного картирования, а при построении априорных моделей включает учет промежуточных результатов обработки геофизических данных и соответствующую корректировку априорных моделей.

4. Разработаны модели ловушек регионального замещения и подводных течений в трехчленных природных резервуарах. Уста-

новлено, что для их прогноза необходимо учитывать соотношения между структурой (моноклиналью, структурным носом," синклиналью), конфигурацией границ замещения как пласта-коллектора, так и промежуточной толщи, шириной зоны постепенного замещения коллекторов и положением верхнего флюидоупора в критической седловине. .

5. Разработаны седиментационные модели живетского и ран-нефранского времени юго-востока Русской плиты с пространственной локализацией песчаных тел авандельтовых проток, подводных долин, пляжей, баров, аккумулятивных и абразионно-ак-кумулятивных отмелей и других; построены карты песчаных тел основных продуктивных пластов среднего и верхнего девона. Они обосновывают распространение границ замещения и выклинивания пластов-коллекторов, зон песчаных тел с разной морфологией, ориентировкой, составом и свойствами, а также типов связанных с ними ловушек УВ на разных этапах седиментационной цикличности .

6. разработана •ориентационная модель многопластового природного резервуара терригенного девона юго-востока Русской плиты и построены карты живетского и муллинско-нижнефранского природных резервуаров, которые обосновывают перспективность на поиск неантиклинальных ловушек зон регионального замещения пластов Д11 и ДШ1' в пределах западного склона Бузулукской впадины и прилегающей части Южно-Татарского свода и пласта ДШ в западной части Восточно-Оренбургского сводового поднятия. Выявлены зоны наибольшего стратиграфического объема природного резервуара на юго-западе и востоке Бузулукской впадины, где нефтегазоносность приурочена к песчаным телам подводных долин и пляжей; доказана малоперспективность ее центральной части и зоны сочленения с Прикаспийской впадиной. Установлена роль промежуточных толщ в формировании ловушек в пластах Д11 и Дк в западной и северо-западной частях региона.

7. Разработана априорная модель Крапивинского месторождения нефти в верхнеюрском природном резервуаре на юго-западе Каймысовского свода. Она установила новый тип пород-коллекторов с уникальными ФЕС, связанный с пляжевыми песчаниками на погруженном юго-западном склоне свода; "выявила типы разрезов, отличающиеся по ФЕС пород и продуктивности. Дополненная в процессе структурно-литологической интерпретации элементами дизъюнктивно-блокового строения, она послужила основой для ориентации процесса обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС. Полученная в результате структурно-литологической интерпретации итоговая модель была учтена при дораз-ведке Крапивинского месторождения.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

1. Типы трансгрессий и типы ловушек. В кн."Методика поисков и разведки залежей нефти и газа в стратиграфических и литологических ловушках", Баку, Из-во АэИНЕФТЕХИМ, 1985, с.30-34 (Соавторы: Каледа Г.А., Гассанова И.Г.).

2. Стратиграфия девона северо-восточной прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы.-Советская геология, М., 1987, N 5, с.36-47 (Соавторы: Архангельская А.Д., Гибшман Н.Б., Макарова С.П. и др.).

3. О предфаменском перерыве осадконакопления на Кошинс-ком поднятии северной бортовой зоны Прикаспийской впади-ньг. -Сб.научн.трудов ВНИГНИ "Стратиграфия и палеонтология палеозоя Прикаспийской впадины", М., 1987, с.65-72 (Соавтор: Архангельская А.Д.).

4. Комплексирование литолого-фациальных, сейсмических и аэрокосмических методов t при изучении сложно построенных локальных объектов. В кн. "Поиск и разведка месторождений нефти и газа", М., ВНИГНИ, 1989, с.64-75 (Соавторы: Гусейнов A.A., Шик Н.С., Глан Ю.Р., Полканова Л.П.).

5. Оценка влияния погребенного рельефа на формирование литологических и комбинированных ловушек в морских терриген-ных отложениях.-Сб.научн.трудов ВНИГНИ "Практические результаты и перспективные направления палеогеоморфологических исследований в нефтегазоносных районах СССР", М. , 1987, с.70-78 (Соавторы: Гусейнов A.A., Сурцуков Г.В., Шик Н.С.).

6. Природные резервуары терригенного девона юго-востока Русской плиты. Бюлл.МОИПа, М., 1988, N3, с.131.

7. Новый тип коллекторов пласта Ю± 3-4 Крапивинского месторождения - перспективный объект для поисков высокопродуктивных ловушек в верхнепрских отложениях Кайкысовского свода (Западно-Сибирская НГП). Геология нефти и газа, М., 1995, N 9, с.21-28 (Соавторы Славкин B.C., Шик Н.С.).

8. Прогноз зон развития песчаных тел в верхнеюрских отложениях Каймысовского свода. Геология нефти и газа, М.,1995, N 10, с.22-29 (Соавторы: Славкин B.C.,Шик Н.С..Гусейнов A.A.).

9. Genetic types of the Devonian terrigence deposits of the se Russian plate (in the relation to a search of nonan-ticlinal traps for oil). В сб."The interratiol Symposium on Devonian System and its Economic Oil and Mineral Resourses". Guilin, P.R.China, 1992, c.54-55 (Соавтор каледа Г.А.).