Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка перспектив нефтеносности девонских терригенных отложений южных районов Пермского края

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка перспектив нефтеносности девонских терригенных отложений южных районов Пермского края"

На правах рукописи

Ф+.

Кожевникова Елена Евгеньевна

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕНОСНОСТИ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНЫХ РАЙОНОВ ПЕРМСКОГО КРАЯ

25.00.12 — Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь -2014

005551670

005551670

Работа выполнена в Пермском государственном национальном исследовательском университете и в Пермском национальном исследовательском политехническом университете.

Научный руководитель - Карасева Татьяна Владимировна,

доктор геолого-минералогических наук

Официальные оппоненты — Бычков Сергей Габриэльевич

доктор геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией геопотенциальных полей Горного института УрО РАН

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

Ведущее предприятие - ОАО «Научно-производственный Центр по

сверхглубокому бурению и комплексному изучению недр Земли», г. Ярославль

Защита состоится «26» июня 2014 года в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 212.188.03 при Пермском национальном исследовательском политехническом университете по адресу: 614990, г. Пермь, Комсомольский проспект, д. 29, ауд. 345.

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

Автореферат разослан 23 мая 2014 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета Д 212.188.03, доктор геолого-минералогических наук, профессор

А.В. Растегаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция длительное время занимает одно из ведущих мест по добыче нефти в стране, но с каждым годом уменьшается количество вновь открытых и разведанных запасов. Так, на сегодняшний день ресурсная база Пермского края весьма истощена, основные нефтегазоносные комплексы уже достаточно разбурены и изучены. Многие исследователи считают, что актуальной проблемой является переход к исследованию менее изученных комплексов, а рост ресурсной базы углеводородов всего севера Урало-Поволжья и Пермского края в том числе связан в первую очередь с отложениями терригенного девона и додевонскими комплексами пород. В пределах ряда регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции отложения терригенного девона являются основными источниками добычи углеводородов (УВ), тогда как в северных районах их вклад в ресурсный потенциал не превышает 710 %.

На территории Пермского края уже открыто более 40 месторождений нефти с залежами в девонском терригенном нефтегазоносном комплексе (НТК). Большинство месторождений сосредоточено на юге края в пределах севера Башкирского свода и прилегающих районов. В то же время развитие поисковых работ в значительной степени затруднено, так как до сих пор нет единого мнения о формировании в них залежей.

Цель работы. Научное обоснование и оценка перспектив нефтеносности девонских терригенных отложений южных районов Пермского края.

Основные задачи исследования. В ходе достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- обобщение данных по геологическому строению и нефтеносности девонских терригенных отложений;

- качественная и количественная оценка генерации углеводородов в отложениях терригенного девона;

- характеристика особенностей зон аккумуляции УВ девонского терригенного НТК;

- обоснование модели основных этапов формирования нефтегазоносности девонских терригенных отложений и разработка геолого-математических моделей прогноза нефтеносности.

Методы решения поставленных задач.

1. Сбор, обобщение и систематизация результатов комплексных геологических, геохимических и петрофизических исследований девонских терригенных отложений и составление баз данных.

2. Построение региональных схематических карт, профилей и разрезов по основным параметрам, характеризующим строение и нефтегазоносность терригенного девона.

3. Статистическая обработка результатов изучения строения, коллекторских свойств пород, физико-химических свойств и состава нефтей.

4. Применение вероятностно - статистических методов при прогнозе нефтеносности.

Научная новизна работы. Обоснован комплекс геологических критериев контролирующих нефтегазоносность девонских терр иге иных отложений. Установлено, что генерационный потенциал пород комплекса недостаточен для формирования залежей. Впервые установлена генетическая связь нефтей терригенного девона с органическим веществом (ОВ) пород и нефтями верхнедевонско-турнейского комплекса. Обоснована новая модель основных этапов формирования нефтегазоносности девонских терригенных отложений на юге Пермского края. Впервые разработаны вероятностно-статистические модели прогноза нефтеносности, выделены перспективные структуры.

Защищаемые положения.

1. Модель основных этапов формирования нефтегазоносности девонских терригенных отложений южных районов Пермского края.

2. Геолого-статистические модели прогноза нефтеносности девонских терригенных отложений.

3. Схема прогноза нефтегазоносности юга Пермского края.

Фактический материал. В работе проанализированы данные по

результатам исследований более 1000 скважин, 433 образцам керна и 393 пробам нефтей. Всего более сорока геологических, геофизических и геохимических параметров было вовлечено в исследование.

Практическая значимость и реализация результатов исследований. Полученные результаты принципиально меняют подходы к проведению поисковых геологоразведочных работ в девонском терригенном комплексе на юге Пермского края. Выполнен прогноз нефтеносности подготовленных и выявленных структур. Результаты исследований использованы отделом подсчета запасов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» филиал в г. Перми «ПермНИПИнефть».

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 100-летию профессора П.А. Софроницкого (ПГНИУ, Пермь, 2010), Юбилейной научно-практической конференции, посвященной 95-летию Пермского университета и 80-летию геологического факультета «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (ПГНИУ, Пермь, 2011), ежегодных конкурсах молодых работников и специалистов Филиала ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" «ПермНИПИнефть» в г. Перми.

По теме диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 3 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, списка литературы из 121 наименований. Общий объем диссертации 138 страниц, в том числе 54 рисунка, 16 таблиц.

Автор выражает благодарность научному руководителю Заслуженному геологу РФ, д.г.-м.н., профессору Т.В. Карасевой за всестороннюю поддержку и помощь в выполнении данной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «О строении и нефтегазоносности отложений терригенного девона Пермского края» выделены четыре основных этапа в многолетней истории изучения отложений, рассмотрены изученность и современные взгляды на геологическое строение и нефтегазоносность девонского терригенного комплекса.

В разные годы изучением рассматриваемых отложений занимались многие исследователи (E.H. Ларионова, JI.B. Шаронов, П.А. Софроницкий, В.М. Проворов, М.М. Балашова, Э.К. Сташкова и другие ученые), которые способствовали открытию 41 месторождения, большинство из которых разрабатывается, часть находится в консервации. На основе изучения опубликованных и фондовых работ показано развитие представлений об условиях образования, стратиграфическом расчленении, лигологическом составе и нефтегазоносности отложений терригенного девона за более чем 80 лет изучения [1,2].

В главе обосновано, что первоочередным районом для комплексных исследований особенностей формирования нефтегазоносности в отложениях терригенного девона являются южные районы Пермского края, где в пределах севера Башкирского свода и прилегающих территорий Верхнекамской и Бымско-Кунгурской впадин сосредоточены основные открытые залежи нефти.

Во второй главе «Основные закономерности формирования и геологического строения девонских терригенных отложений южных районов Пермского края» изучены особенности седиментогенеза, диагенеза и тектонического развития рассматриваемого комплекса, существенно влияющие на распределение нефтематеринских пород, коллекторов и ловушек.

В результате исследования материалов по керну и ГИС более 190 скважин в разных организациях (ОАО «КамНИИКИГС», ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" филиал в г. Пермь «ПермНИПИнефть», ПГНИУ и др.) проведены палеотектонические реконструкции, в том числе с применением метода изопахического треугольника, построены структурные карты и карты мощностей живетских, пашийских и таманских отложений, уточнено положение комплекса в разрезах, выполнена корреляция отложений и статистическая обработка данных.

В южных районах Пермского края в среднедевонское время до окончания таманского времени осадконакопление происходило в условиях низменной приморской дельтовой равнины при значительном влиянии Красноуфимской палеосупш, как основного источника сноса наземной растительности и терригенного материала. Процесс осадконакэпления сопровождался частой

сменой береговой линии и переотложением осадков, что отразилось на резком изменении цитологического состава комплекса. Сделан вывод, что уже в седиментогенезе развивались условия более благоприятные для формирования коллекторов (часто в виде неравномерно расположенных песчаных тел), чем для нефтематеринских пород.

В результате анализа данных по определению форм серы и железа в породах и микропетрографических исследований установлено, что в диагенезе преобладали окислительные и слабовосстановительные условия; это способствовало разрушению органического вещества в отложениях еще на ранних стадиях литогенеза. Погружение отложений в девонский и каменноугольный периоды происходило с незначительной скоростью 14-17 м/млн лет. В период герцинского тектогенеза восточные районы рассматриваемой территории испытали блоковое погружение, в связи с чем пласты отложений терригенного девона могли оказываться гипсометрически выше отложений карбонатного девона [5]. В современном структурном плане по кровле комплекса наиболее приподнятые участки отмечены на Башкирском своде, где породы залегают на абсолютных отметках от -1540 до -1870 м, наиболее погруженные участки находятся в пределах Бымско-Кунгурской впадины и залегают на абсолютных отметках до -2180 м (рис. 1).

В отличие от центральной части Пермского края, где в субширогной полосе распространения крупного Краснокамско-Чусовскош палеопрогиба, мощность терригенного девона достигает 200 м, мощность отложений на изучаемой территории не превышает 80 м, при этом породы эйфельскош яруса полностью отсутствуют Полнота разреза и мощность комплекса уменьшается в направлении с запада на восток и юго-восток: максимальная мощность отмечена в районах, где комплекс сложен живетскими, пашийскими и таманскими отложениями (район Кустовского месторождения), минимальная мощность (6 м) представлена только таманскими терригенными отложениями (район Дороховского месторождения). Живетские породы отсутствуют на юго-востоке территории, а на северо-западе достигают мощности 30 м. Мощность пород пашийского горизонта изменяется в узком диапазоне: от 0 на юго-востоке до 10 м на северо-западе. Только таманские отложения расположены на всей изучаемой территории, но их мощность также сокращается в юго-восточном направлении от 40 до 6 м.

Рис. 1. Структурная карта кровли отложений терригенного девона Условные обозначения: 1 - абсолютная отметка кровли тиманских отложений и мощность пород терригенного девона, м; 2 - изогипсы кровли тиманских отложений, м; 3 — изопахиты отложений терригенного девона; 4 - месторождения, имеющие залежи нефти в терригенном девоне; 5 — месторождения, не имеющие залежей нефти в терригенном девоне.

На основе метода изопахического треугольника определен период формирования структур. Крупные антиклинальные структуры, картируемые в современном тектоническом плане и содержащие залежи нефти (район Шагиртско-Гожанского, Кустовского и Андреевского и других месторождений), на протяжении формирования пород терригенного девона соответствовали наиболее погруженным районам. Медленный подъем этих участков начинается только с позднего девона. Постседиментационные структуры, выделяемые в современном структурном плане по кровле тиманских отложений, вероятно, образовались за счет тектонических движений фундамента.

Статистический анализ позволил установить корреляционные зависимости между параметрами геологического строения, в том числе тесную корреляционную связь (г=0,98, 1Р>11) между положением кровли тиманских и подошвы живетских отложений (кровли вендских отложений), что позволяет прогнозировать развитие отложений в районах, не вскрытых бурением.

Таким образом, в пределах изучаемой территории выявлены закономерности геологического развития отложений терригенного девона:

малоблагоприятные условия в седиментогенезе и диагенезе для образования нефтематеринских пород и свит, но способствующие появлению коллекторов и флюидоупоров, а также развитию современных структур с позднедевонского времени [8].

В третьей главе «Характеристика генерации УВ в девонских терригенных отложениях» детально изучено распределение и состав органического вещества и битумоидов в породах, а также масштабы процессов генерации и эмиграции нефти.

Для проведения исследований создана база результатов литологических, геохимических исследований пород и ГИС исследуемого региона, выполнены ревизия и статистическая обработка данных, а также их корректировка в соответствии с современными стратиграфическими представлениями.

Отложениям терригенного девона в отличие от вышележащих комплексов пород свойственен относительно широкий диапазон изменения содержания Сорг (от 0,02 до 2,26 %,), практически не зависящий от литотипа пород, что часто наблюдается при доминировании детритового гумусового ОВ. Преобладание образцов с содержанием Сорг менее 0,3 % характерно как для аргилитов, так и для алевролитов и песчаников. По данным метода Рок Эвал породы характеризуются невысокими значениями параметров 5) (менее 0,4 мг/г породы) и 82 (в основном менее 1,0 мг/г породы), что свидетельствует о низком нефтематеринском потенциале пород; параметр Тшах (430-445 °С) соответствует начальным стадиям главной зоны нефтеобразования.

Содержание хлороформенных битумоидов часто достигает высоких значений (более 0,156 %) во всех типах пород, что сопровождается повышенным значением битумоидного коэффициента (до 100 %). Зоны наиболее высоких концентраций битумоидов развиты в восточных районах изучаемой территории. На основании отсутствия зависимости между концентрациями хлороформенных битумоидов и Сорг, а также зависимости между Сорг и битумоидным коэффициентом обосновано развитие син- и эпигенетичных битумоидов в исследуемых отложениях.

По результатам комплексного литолого-геохимического изучения более 430 образцов пород из 54 скважин выделены нефтегазоматеринские породы (НГМП) незначительной мощности в разрезах 33 скважин. По материалам ранее проведенных работ (Т.В. Карасева и другие исследователи) и полученным данным подтверждено, что породы изучаемого комплекса действительно вступали в главную зону нефтеобразования в раннепермское время, испытав в основном катагенетическое преобразование на градации катагенеза МК|. В восточных районах, где породы в современном структурном плане залегают на отметках ниже -2100 м, катагенез соответствует в основном подстадии МК2.

Для определения масштабов генерации нефти проведены работы по выделению нефтематеринских свит, толщ с промышленной генерацией нефти ((2ов> 1 млн т/км2). Установлено, что только в разрезе скважины 82

Бырмкнская 301 »113352

Туркинсхая 49 314496 '

Яеискзя 150 / 216972

654192

Тупвинсгяи 5Э

Тулвинская 7'

■Батырбайсхая 30

•^-.,4737 50--

б87Ы8&ЙОСЗЯ 4

—---219240-__;

649152*

1180432

Кирилловская 82 14715 54.

,378000

570175

£напзевс*ая 43 \ \ 275940 т Ишимоваая 2

* • 285608 Еналаееская 32 \ \

Дубовогрркзя 1

756000'

Злсдаревская 176 297360 .^-"

291080

Дуровогрркая 2

"Аряжскзя 57 82152

-Этышсхзя 256 Жуковская 514

• - \ 137088

352044

Кирилловской площади, где порог плотности органического вещества несколько превышен (1,47 млн т/км2), можно прогнозировать развитие нефтематеринской свиты незначительной мощности. В то же время площадь распространения свиты крайне мала (рис. 2)._

• "

208202 "" \ ....

Попаиой^зя 1

#76808 ЯПВ1КтЯ|и — - • 277402ч • \иг40

Рис. 2. Схематическая карта распределения плотности органического вещества в породах терригенного девона Условные обозначения: 1 — скажины; 2 - изолинии плотности ОВ, тыс. т/км2; зоны: 3 - нефтематеринские свиты: зоны: 4 - отсутствия нефтематеринских свит; 5 -отсутствия материнских пород.

Плотность генерации нефти, рассчитанная современным объемно-генетическим методом с учетом типа органического вещества и степени его катагенетического преобразования оказалась низкой для всех изученных разрезов - менее 64 тыс. т/км2. Плотность эмиграции нефти составляет от 0,1 до 2,0 тыс. т/км2, что значительно ниже критического предела, требуемого дня аккумуляции УВ. Известно, что при минимальной мощности коллектора нефти с плотностью эмиграции менее 0,25 млн т/км2 полностью рассеиваются. В результате в отличие от ранее проведенных исследований не подтвердились представления о собственной промышленной генерации нефти в девонском терригенном НТК южных районов Пермского края.

Таким образом, полученные результаты указывают на то, что в районе с наибольшей концентрацией разрабатываемых залежей нефти в отложениях

девонского терригенного нефтегазоносного комплекса собственный нефтематеринскпй потенциал пород был недостаточен для формирования залежей УВ [4].

В четвертой главе «Характеристика зон аккумуляции нефтей в отложениях терригенного девона» рассмотрены особенности ловушек, коллекторские свойства пород и физико-химические параметры нефтей и газов.

В терригенном девоне в зонах аккумуляции нефти выделяют три проницаемых пласта, приуроченных к тиманским, пашийским и живетским отложениям. В большинстве случаев залежи нефти находятся в тиманских породах, реже в пашийских и единицы в живетских, нефть, в более 50 % случаев сосредоточена под региональной покрышкой комплекса. Для пород отмечена высокая литологическая неоднородность, частое замещение коллекторов плотными разностями, с чем связано широкое распространение пластовых литологически экранированных залежей. От вышележащих комплексов проницаемая часть пород терригенного девона отделяется плотными песчано-аргиллитовыми таманскими породами, мощность которых значительно сокращается с запада на восток: от 16 (Кустовское, Андреевское месторождения) до 2 метров (Одиновское, Лесное, Дороховское месторождения). Показано, что в качестве покрышки могут участвовать глинистые карбонаты саргаевского горизонта. Внутри комплекса литологически выдержанного флюидоупора не выявлено. Все залежи терригенного девона по типу ловушек разделены на четыре группы. Наиболее распространенными являются пластовые частично литологически экранированные ловушки, немного реже встречаются пластовые сводовые типы ловушек. Иногда в пашийских отложениях встречаются полностью литологически экранированные залежи, характеризующиеся небольшой площадью и мощностью продуктивных пластов. Реже всего встречаются ловушки пластовые сводовые тектонически экранированные. Коллекторы в залежах представлены песчаниками мелкозернистыми, реже разнозернистыми, алевритистыми и алевролитами крупнозернистыми, реже разнозернистыми. Коэффициент пористости в пределах залежей изменяется в диапазоне от 10,2 до 19,0 %, проницаемость колеблется от 0,003 до 0,530 мкм2.

Для анализа изменения свойств нефтей и газов систематизирована информация по физико-химическим характеристикам и составу флюидов по 228 глубинным и 165 устьевым пробам. Нефти характеризуются в основном как вязкие и высоковязкие, тяжелые, сернистые и высокосернистые. Отмечена тенденция улучшения свойств нефтей с приближением к Предуральскому прогибу, свойственная также для нефтей вышележащих нефтегазоносных комплексов. Газы среднеазотистые, по содержанию метана, этана и сумме высших гомологов относятся к жирным. Наиболее вязкие, плотные и сернистые нефти обнаружены на западе рассматриваемой территории (Андреевское, Мало-Усинское, Осинское, Тулвинское, Чекурское).

По данным факторного анализа не выявлены особенности расположения залежей от геологических факторов (абсолютной отметки пробы, температуры пласта, давления), но установлена зональность нефтей по их свойствам и составу. При этом использованы следующие параметры нефтей: плотность (pl), вязкость (vz), газосодержание (gaz), концентрация азота (N), парафинов (prf), серы (S), асфальтенов (asf), смол (sml) и температуры начала плавления парафинов (Трг). Выделены два главных фактора, дающих больший вклад (64 %) в изменение состава и свойств нефтей: первый фактор (F|) характеризует общие свойства нефтей и содержание газов, второй фактор (F2) - состав нефтей. Полученные математические выражения имеют следующий вид:

F1=0,89-pl + 0,89 vz - 0,76-gaz + 0,69-N (1)

F2 = 0,87 Tpr- 0,61 prf + 0,59-S + 0,59 asf + 0,56-sml (2)

В результате по физико-химическим свойствам и составу нефтей залежи терригенного девона разделились на пять групп, связанных с зонами развития Камско-Кинельской системы впадин (рис.3). К первой группе относятся залежи осевой зоны ККСВ, во второй группе сосредоточены залежи бортовой и прибортовой зон ККСВ, третья группа - залежи восточной внутренней прибортовой зоны ККСВ, четвертая группа - залежи восточной бортовой зоны ККСВ, пятая группа - залежи восточной внешней прибортовой зоны ККСВ [6].

ККСВ

Условные обозначения: зона ККСВ: 1 - осевая; 2 - внутренняя прибортовая; 3 - бортовая; 4 - внешняя прибортовая; залежи 5 - осевой зоны ККСВ; 6 - бортовой и прибортовой зон ККСВ; 7 - восточной внутренней прибортовой зоны ККСВ; 8-восточной бортовой зоны ККСВ; 9 -восточной внешней прибортовой зоны ККСВ.

Таким образом, для девонского терригенного НТК выявлены характерные особенности развития коллекторов, флюидоупоров и ловушек, отличающие их от вышележащих комплексов и на основе статистических методов отмечена тенденция связи физико-химических свойств и состава нефтей с зонами распространения ККСВ, контролирующей развитие основных нефтематеринских свит в вышележащем верхнедевонско-турнейском комплексе.

В пятой главе «Модель формирования нефтегазоносности в отложениях терригенного девона южных районов Пермского края» проведены генетические корреляции нефтей и OB пород и обоснованы этапы образования залежей нефтей, позволившие разработать новую модель формирования нефтеносности.

В главе показано, что до сих пор нет единого мнения об источниках нефтей в девонском терригенном комплексе. Большинство исследователей (Т.А.Ботнева, И.Г. Калачникова, М.Г. Фрик и другие исследователи) считали, что генерация нефтей происходила непосредственно в отложениях терригенного девона. Ряд экспертов (К.С. Шершнев, С.П.Максимов и другие ученые) указывали на возможность миграции нефтей из рифей-вендских образований.

В связи с тем, что автором обосновано отсутствие промышленных масштабов генерации углеводородов в отложениях терригенного девона изучаемого региона, для решения вопроса об источниках нефти в главе выполнены исследования по корреляции ОВ-ОВ пород, OB пород-нефть и нефть - нефть для отложений терригенного девона, а также ниже- и вышележащих комплексов пород. Корреляция проводилась на основе таких генетических параметров, как содержание металлопорфиринов, отношение пристан/фитан и изотопный состав углерода (5С13) нефтей и битумоидов органического вещества пород.

Установлено, что в хлороформенных бшумоидах пород рифей-вендских отложений металлопорфирины практически отсутствуют, в породах терригенного девона они присутствуют в основном в относительно невысоких концентрациях (ванадилпорфирины в основном менее 78 мг/100 г битумоида), а в верхнедевонских доманикигах их содержание достигает очень высоких значений (ванадилпорфирины до 1026 мг/100 г битумоида). Корреляции ОВ-ОВ пород для девонских терригенных и верхнедевонских карбонатных отложений показали существенные различия не только по содержанию металлопорфиринов, но и по составу: если для первых в составе повышено содержание никелевых, то для вторых - абсолютно доминируют ванадиловые комплексы порфиринов.

При корреляции нефтей девонского терригенного и верхнедевонско-турнейского комплекса выявлено сходство как по концентрации и составу металлопорфиринов, так и по соотношению пристан/фитан и изотопному составу углерода. При этом родство нефтей наблюдается не только по диапазонам изменения параметров для комплексов, но и по распределению генетических показателей [3] в разрезе многопластовых месторождений. На рисунках 4 и 5 показано, что в пределах отдельных месторождений происходит сходное изменение значений основных генетических показателей, таких как концентрация УОр и изотопный состав углерода 5С13, в нефтях терригенного девона и верхнедевонско-турнейских отложений.

Рис. 4. Концентрация УОр в нефтях верхнедевонско-турнейского и девонского терригенного НТК

Условные обозначения: концентрация УОр, мг/100г нефти: 1 - верхнедевонско-турнейские нефти; 2 - нефти терригенного девона.

девонского терригенного НТК 13

Условные обозначения', изотопный состав углерода 8С13,%о: 1 - нефти терригенного девона; 2 - верхнедевонско-турнейские нефти.

На основе линейного дискриминантного анализа (ЛДА) установлено существенное различие нефтей палеозоя и рифея-венда (рис. 6) по генетическим параметрам, таким как соотношение пристан/фитан (р1Е), содержание ванадилпорфиринов (УОр), изотопный состав углерода (8С13).

3,5 3,0 2,5 2,0 1,5

0,0

-0,5 -1,0 -1.5 -2,0 -2,5

-6-4-2 0 2 4 6 8

2,

Рис. 6. Соотношение между значениями Ъх и для нефтей рифей-вендских,

девонских терригенных, верхнедевонско-пермских отложений Условные обозначения: нефти- 1 - терригенного девона; 2 - верхнедевонско-пермские; 3 -рифей-вендские.

При этом использованы данные по нефтям всех вышележащих комплексов в районах развития залежей нефтей в терригенном девоне изучаемой территории, а также генетические параметры протерозойских нефтей. Полученные уравнения имеют вид:

^(Ш-рГ-ОДФУОр-^ОЗ-С13 +9,27 (3)

Ъ2 = -0,06-р£+ 0,91-УОр - 0,32-С13 + 0,02 (4)

В результате отмечено достаточно надежное разделение нефтей на основе первой дискриминантной функции. В отдельную группу при Ъ{>Ъ выделились рифей-вендские нефти, ко второй группе при /[<0 относятся нефти терригенного девона и всех вышележащих НТК. Полученные данные свидетельствуют об едином источнике генерации нефтей девонского терригенного и вышележащих комплексов южных районов Пермского края, наиболее вероятно за счет нефтегазоматеринских свит верхнего девона.

В результате проведенных исследований обоснована модель формирования нефтегазоносности в терригенном девоне южных районов Пермского края (рис. 7), в соответствии с которой образование исследуемых отложений предшествовало накоплению осадочных толщ, в последующем ставших нефтематеринскими свитами в верхнедевонско-турнейском НТК. Такое явление уже отмечалось для ряда регионов, например, в Западной Сибири для подстилающих баженовскую свиту комплексов пород (Дж.Хант,

С.Г.Неручев и другие ученые). По результатам выполненных работ Т.В. Карасевой, И.А.Козловой и других исследователей, известно, что генерация нефтей в нефтематеринских свитах началась в раннепермскую эпоху, когда основные ловушки в девонском терригенном НТК были сформированы. Нефтеобразование происходило как во внутренней зоне ККСВ (МК^, так и в восточных более погруженных бортовых зонах (МК2), где генерировались относительно более легкие нефти. Известно, что эмиграция и миграция углеводородов начинается практически одновременно с периодом генерации, в данном случае этот процесс связан в основном с раннепермской эпохой. Миграция могла проходить двумя способами [9]. Основная часть углеводородов эмигрировала в вышележащие коллекторские толщи, из которых в результате вертикальной миграции происходило заполнение ловушек каменноугольных и пермских отложений. В то же время значительная часть углеводородов мигрировала вниз из зоны генерации в девонские терригенные отложения. Поскольку, как известно, давление в уплотняющихся материнских породах при генерации нефти и газа превышает гидростатическое, обычно свойственное коллекторам, то часть генерированных углеводородов может эмигрировать вниз по разрезу - в подстилающие коллекторские толщи. Не случайно значительное количество выявленных залежей в терригенном девоне обнаружено непосредственно в тиманских коллекторах или под тиманской покрышкой

Рис. 7. Обобщенная модель основных этапов формирования нефтегазоносности пород терригенного девона

Вероятно, по описанному механизму сформировались залежи осевой и приосевой зон ККСВ, в этой зоне шла генерация углеводородов повышенной интенсивности, а значит и существовало наибольшее давление [7]. Именно в этой зоне залежи сосредоточены непосредственно у подошвы нефтематеринских свит (Андреевское, Кирилловское, Кустовское, Тулвинское, Чебакское, Чекурское месторождения). Второй вариант миграции нефтей может быть связан с межпластовой флюидодинамикой в участках, где нефтематеринские свиты занимали гипсометрически соответствующее и более низкое положение, чем породы терригенного девона в период генерации нефти. На основании построенной серии палеопрофилей подтверждена такая возможность перетоков нефтей из верхнего девона в коллекторы терригенного девона.

В связи с полученными результатами в главе даны рекомендации по изменению подходов к поиску залежей в рассматриваемом комплексе. Они должны ориентироваться прежде всего на зоны с наиболее интенсивной генерацией нефти в материнских свитах ККСВ и благоприятные условия для межпластовой миграции нефти, а также учитывать развитие нефтеносности в вышележащих отложениях.

В главе 6 «Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности» обоснованы вероятностно-статистической модели зонального прогноза нефтеносности изучаемого комплекса.

Для разработки методики прогноза скважины, вскрывшие терригенный девон (более 1000), разделены на три класса: с отсутствием нефтеносности в Дтер (класс 0); нефтеносные только в отложениях Дтер (класс 1); нефтеносные не только в Дтер, но и выше по разрезу (класс 2). Статистические модели строились по следующим показателям: абсолютные отметки кровли: башкирского яруса (отражающий горизонт ОГ 1п) - Нс2Бш; тульских терригенных отложений (ОГ 2к) - Нс^л\ гурнейского яруса (ОГ 2п) - Не¡Г, тиманских терригенных отложений (ОГ 3) - НДЗТм; мощности отложений между: отражающими горизонтами 1п и 2к - /г;„_2к; отражающими горизонтами 2к и 2п - /г3к.7„; между отражающими горизонтами 2п и 3 - /ь„_2; мощности: мендымских отложений- кменд; доманиковых отложений - Идоман; саргаевских отложений - Исарг; тиманских терригенных отложений - Итиман\ мощность пашийских отложений - Ъпаш\ мощность живетских отложений-Ъжив\ суммарная мощность девонского терригенного НТК- кдтер. Для выбора показателей, определяющих нефтеносность разреза, выполнено сравнение средних значений показателей по (-критерию Стьюдента и плотностей распределений по критерию у\ Проведенный анализ показал, что ни по одному из рассматриваемых показателей полностью разделить изучаемую выборку на 3 класса не представляется возможным, поэтому для комплексного использования учитываемых характеристик применен пошаговый линейный дискриминантный анализ (ПЛДА). В ходе реализации ПЛДА получены следующие дискриминантные функции:

г, = - 0,011 9Ь2„.з + 0,02101ък_2„ - 0,0099Ь;„.2к - 0,0042Ьд,„е/, + 0,0092Ьдмии + 0,0015 Ндзтм + 11,4189 (5)

г2 = 0,0217Ь2„.3 + 0,0318Ь2(Г.2„ + 0,0303Ь/Я.2к + 0,0574Ьдше;, - 0,0640ЬЙОЛИН -0,0044Ядзт-л, - 35,2914 (6)

Таким образом, по разработанной классификации наилучшие результаты (75 % верно расклассифицированных случаев) получены по скважинам, в которых нефтеносны только девонские терригенные отложения. При этом необходимо отметить, что правильная классификация для скважин, где нефтеносность по всему разрезу и с отсутствием в Дтер, практически равная и составляет 58 и 60 %, соответственно. На основании полученных результатов по ПЛДА, рассчитаны вероятности Р0, Р] и Р2 отнесения разреза скважины к классу 0, 1 и 2, соответственно, которые составляют полную группу несовместных событий.

По вероятностям Р| и Р2 построена схема (рис. 8), показывающая, что с вероятностью Р) больше 0,5 выделяется область, соответствующая осевой зоне ККСВ, где располагаются месторождения содержащие залежи нефти только в Дтер. Месторождения с промышленной нефтеносностью не только в Дтер, но и выше по разрезу, контролируются повышенными значениями вероятности Р2. Месторождения, где залежи в Дтер отсутствуют расположены преимущественно на юге и юго-востоке рассматриваемой территории, в районах с минимальной мощностью изучаемого комплекса.

Для исключения грубых ошибок при прогнозировании нефтегазоносности выполнено сопоставление вероятностей Р(1, Р! и Р2, с характеристиками эталонных участков. При решении данной задачи использован пошаговый многомерный регрессионный анализ, с его помощью построены многомерные уравнения для определения вероятностей по характеристикам, описывающим геологическое строение и нефтеносность участков. Полученные уравнения имеют следующий вид:

Р„* = -1,549478 - 0,0006\НДЗТл, - 0,001925Ъ2к.2„ + 0,002040Ь2л_3 -0,00611 ЗЪдолшн + 0,004992Ьиф,, + 0,0005361^,„ср, при К2=0,92. (7)

Р,* = 0,163206 + 0,000289Ядт,- 0,000557Ь,„.2к+ 0,006573Ь2к.2п-0,000399Ь2л.3 + 0,001322Ъдоман + 0,002657Ьгарг + 0,001329ЬДтер, при К2=0,92. (8)

Р2* = 3,634474 + 0,000\ЗШдзп, - 0,00244811/п.2к - 0,006783Ь2к.2„-0,002308Ь„.3 - 0,00524511,^ - 0,0055941^ + 0,004126Ьдолшн, при К2=0,79. (9)

Для оценки 30 прогнозных структур на юге Пермского края по представленным регрессионным уравнениям рассчитаны вероятности и проведено их сопоставление со значениями вероятностей, полученных при использовании метода ПЛДА (таблица).

Р2 (класс 2), д.ед.

] 0.00-05 L_J 0-5-0-55

Р1 (класс 1), д.ei

I 000 - 0-5

Рис. 8. Схема распределения вероятностей Р[ и Р2 Условные обозначения: крупные тектонические структуры: БКВ - Бымско-Кунгурская впадина, ВКВ - Верхнекамская впадина, ПС - Пермский свод, БС -Башкирский свод, БаС - Бабкинская седловина; I - месторождения нефти: а - с залежами в Дтер, б - без залежей в Дтер; 2 - подготовленные структуры, номер соответствует номеру в таблице 1; 3 - тектонические границы.

Сопоставление вероятностей свидетельствует о достаточной сходимости полученных результатов, что позволило выделить территории с определенным типом преобладающей промышленной нефтеносности по разрезу. Таким образом, установлено, что Северо-Батраковская, Бардабашинская, Бартеевская, Подусовская, Федотовская структуры (с вероятностями Р|>0,5) являются наиболее перспективными для открытия залежей нефти только в девонских терригенных отложениях.

Значения вероятностей для подготовленных структур

№ на карте Подготовленные структуры Вероятность отнесения к классу по ГИДА, леи. Вероятность отнесения к классу по регрессионной модели, д.ед. № на карте Подготовленные структуры Вероятность отнесения к классу по ПЛДА,д.ед. Вероятность отнесения к классу по регрессионной модели, дед.

Р„ Р, р, Р," Р," Р," Р. Р, Р, Р„" Р," Р,"

1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8

1 Ахмаровская 0,25 0,04 0,71 0,45 0,25 0,61 16 Сараевская 0,37 0,00 0,62 0,56 0,16 0,61

2 Усгиновская 0,29 0,01 0,70 0,50 0,19 0,64 17 Придорожная 0,39 0,00 0,61 0,55 0,16 0,52

3 Ирмизинская 0.28 0,04 0,69 0,44 0,25 0,70 18 Агузинская 0,44 0,00 0,56 0,60 0,14 0,51

4 Геренгульская 0,31 0,02 0,67 0,56 0,14 0,70 19 Нагорская 0,47 0,03 0,50 0,62 0,29 0,43

5 Рабакская 0,31 0,02 0,67 0,56 0,10 0,78 20 Затаныпская 0,55 0,00 0,45 0,69 0,16 0,46

6 Пановская 0,33 0,00 0,67 0,38 0,17 0,67 21 Бархатная 0,55 0,00 0,45 0,69 0,17 0,40

7 Западно-Одиновская 0,33 0,00 0,67 0,36 0,18 0,63 22 Бикбайская 0,58 0,00 0,42 0,78 0,18 0,38

8 Богдановская 0,31 0,03 0,66 0,46 0,25 0,61 23 Южно-Иренская 0,63 0,00 0,37 0,84 0,12 0,47

9 Ефимовская 0,34 0,01 0,66 0,42 0,16 0,65 24 Южно-Аспинская 0,64 0,00 0,36 0,76 0,10 0,50

10 Алмазная 0,35 0,00 0,65 0,42 0,16 0,64 25 Елесеевская 0,66 0,00 0,34 0,84 0,12 0,47

и Южно-Атерская 0,35 0,01 0,65 0,46 0,18 0,57 26 Федотовская 0,06 0,74 0,20 0,20 0,63 0,37

12 Усть- Шагиртская 0,35 0,01 0,64 0,60 0,11 0,70 27 Северо-Батраковская 0,07 0,80 0,13 0,40 0,55 0,43

13 Запрудная 0,36 0,00 0,63 0,51 0,15 0,60 28 Бардабашинская 0,03 0,85 0,13 0,19 0,70 0,30

14 Улыкская 0,37 0,01 0,63 0,55 0,15 0,66 29 Бартеевская 0,04 0,88 0,09 0,33 0,69 0,26

15 Ктфинская 0,37 0,00 0,63 0,50 0,19 0,52 30 Подусовская 0,01 0,96 0,04 0,18 0,72 0,28

Девятнадцать структур (с вероятностью Р2>0,5) являются перспективными на открытие залежей нефти не только в девонских терригенных, но и в вышележащих отложениях. Остальные структуры (с вероятностью Р0>0,5) являются малоперспективными в отношении нефтегазоносности рассматриваемого комплекса.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Проведен комплексный анализ процессов формирования, современного и палеотектонического строения, генерации и аккумуляции углеводородов в отложениях девонского терригенного НТК южных районов Пермского края. Выявлены особенности ранних стадий литогенеза, способствующие формированию литологически неоднородных пластов-коллекторов и специфических ловушек, и малоблагоприятные для образования нефтегазоматеринских свит, а также тектонические условия, приведшие к незначительной мощности пород комплекса, появлению структур только с позднедевонского времени и созданию условий для миграции флюидов из вышележащих отложений. Статистически обоснован ряд закономерностей современного геологического строения, в частности, достоверная связь между поверхностями изучаемого комплекса и вендских отложений.

Выявлены тенденции и закономерности в распределении залежей углеводородов и изменении физико-химических свойств и состава нефтей и

газов. По результатам факторного анализа получены данные, указывающие на влияние ККСВ в пределах исследуемой территории на зональность изменения физико-химических свойств и состава нефтей.

На основе детального изучения особенностей органического вещества и битумоидов в отложениях терригенного девона выявлены нефтематеринские породы незначительной мощности с доминированием гумусового органического вещества, однако обосновано, что из-за низкой плотности эмиграции углеводородов основная часть их рассеялась и не могла участвовать в формировании залежей. Проведение генетических корреляций органического вещества пород и нефтей девонского терригенного и выше- и нижележащих комплексов по биомаркерным (металлопорфирины, пристан/фитан) показателям и изотопному составу углерода нефтей позволило выявить генетическую связь нефтей девонского терригенного НТК южных районов Пермского края с нефтями верхнедевонско-турнейского НТК и отсутствие связи с нефтями рифейско-вендского перспективного НТК. Полученный результат подтвержден статистическими методами, в том числе данными линейного дискриминантного анализа. Сделан вывод о существенной роли процессов генерации и эмиграции углеводородов во внутренней и бортовых зонах ККСВ не только на развитие залежей в верхнедевонско-пермских НТК, но и в девонском терригенном НТК. Приведены факторы, обусловившие развитие большей части залежей в тиманских породах.

С учетом современных представлений о проявлении процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов обоснована модель формирования нефтегазоносности в девонских терригенных отложениях южных районов Пермского края. Построены вероятностно-статистические модели прогноза нефтеносности локальных структур терригенного девона, выявлено 24 структуры, перспективные на открытие залежей в терригенном девоне.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Кожевникова Е.Е. История изучения нефтегазоносности девонских отложений Урало-Поволжья // Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья: сб. науч. тр. к 100-летию со дня рождения проф. П.А. Софроницкого / Перм. гос. ун-т. - Пермь, 2010. С. 205-207.

2. Кожевникова Е.Е. История изучения отложений терригенного девона на территории Пермского края // Геология в развивающемся мире: материалы I Всеросс. конф. студ., асп. и молодых ученых: в 2 т. / отв. ред. С.М. Блинов; Перм. гос. ун-т. - Пермь, 2010 . - Т. 1. С. 221-223.

3. Кожевникова Е.Е. Сопоставление биомаркеров нефтей пермских отложений и терригенного девона // Пермская система: стратиграфия палеонтология, палеогеография, геодинамика и минеральные ресурсы: сб. материалов Междунар. науч. конф., посвященной 170-летию со дня

открытия пермской системы (5-9 сент. 2011г., Пермь) / Перм. гос. ун-т. -Пермь, 2011. С. 265-267.

4. Карасева Т.В., Кожевникова Е.Е. О генезисе нефтей девонских терригенных отложений севера Урало-Поволжья // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы юбилейной конф., посвященной 80-летию геолог, ф-та и 95-летию Перм. ун-та / гл. ред. Р.Г. Ибламинов; Перм. гос. нац. иссл. ун-т. - Пермь, 2011. С. 15-17

5. Кожевникова Е.Е., Карасева Т.В. Особенности формирования залежей нефти в отложениях терригенного девона южной части Пермского края // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2011. №5. C.302-317.URL:

http ://www.ogbus.ru/authors/Kozhevnikova/Kozhevnikova_l. pdf

6. Кожевникова Е.Е. Карасева Т.В. Особенности изменения свойств нефтей терригенного девона на севере Башкирского свода и прилегающих территорий // Вестник Пермского ун-та. — Вып. 4(17). — 2012. С. 86-89.

7. Кожевникова Е.Е. Специфика процессов генерации и аккумуляции нефти в отложениях терригенного девона Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. №4. С. 64-70.

8. Кожевникова Е.Е. Влияние условий седиментогенеза и диагенеза на формирование нефтематеринских пород и свит в терригенном девоне на юге Пермского края // Геология в развивающемся мире: сб. науч. Тр. (по материалам VI науч.-практ. Конф. студентов, аспирантов и молодых ученых с междунар. участием): в 2 т. / отв. ред. E.H. Батурин; Перм. гос. нац. исслед. ун-т. - Пермь, 2013. - Т. 1. С. 237-241.

9. Кожевникова Е.Е., Карасева Т.В. Проблемы миграции углеводородов из нефтематеринских свит // Нефтегазовое дело. 2014. Т. 12; №1. С. 2529.

Подписано в печать 07.05.2014. Тираж 100 экз. Усл. печ. л. 1,0 Формат 60x84/16. Набор компьютерный. Заказ № 893/2014.

Отпечатано с готового оригинал-макета в типографии издательства Пермского национального исследовательского политехнического университета 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к. 113. Тел.:(342)219-80-33