Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Прогноз нефтегазоносности локальных структур различных геоструктурных зон Пермского Прикамья

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

Автореферат диссертации по теме "Прогноз нефтегазоносности локальных структур различных геоструктурных зон Пермского Прикамья"

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ, ВЫСШЕЙ ШЮЛЫ И

; технической политики и

- •> ♦ * . V . - ■

ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи ФОФАНОВА Татьяна Васильевна

ПРОПЮЗ НШТЕГАЭОНОСНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР РАЗЛИЧНЫХ ГЕОСТРУНГУРНЫХ ЗОН ПНЮОП) ПРИКАМЬЯ

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

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-ыинералогическнх наук

Пермь 1993

Работа выполнена на кафедре геологии нефти и гага Пермского государственного технического университета

Научные руководители: - доктор геслого-минералогических наук,

профессор 6.И.Галкин

Пермский государственный технический университет

- доктор геалого-минерелогических наук, профессор, заслуженный геолог РФ

И.Б.Пахсмов

Официальные оппоненты: - доктор гесшого-минералогических наук

Т.Б.Белоконь

- кандидат геолого-ыинералогических наук В.В.МакаловскиЗ

Ведущее предприятие: - Горный институт УрО РАН

Защита состоится 1993г. в часов

на заседании специализированного Совета К 063.66.06 при

Пермской государственном техническом университете по адресу: 614600, г.Пермь, ГСП-45, Комсомольский проспект, 29а.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГСПГУ Автореферат разослан 199зг.

Ученый секретарь

специализированного Совета,

кандидат геолого-ыинералогических

наук, доцент В.П.Наборщиков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время в Пермском Прикамье существуют трудности в дальнейшем укреплении и расширении базы нефтедобывающей промышленности. Это связано с высокой степенью освоенности территории и введением в глубокое нефтепоисковое бурение незначительных по размерам поднятий. Анализ коэффициента успешности бурения показал, что более половины подтвердившихся буренизм структур оказываются пустыми.Причинами низкой эффективности геолого-разведочных работ является малый коэффициент успешности, а также недостаточное научно-методическое обеспечение прогнозирования нефтегазо-носности.

Для поддержания эффективности геолого-разведочных работ и стабилизации добычи нефти необходимо введение в разработку новых площадей. К новым перспективным районам относится рад площадей платформенной части Прикамья, Предуральский прогиб и Западно-Уральская зона складчатости ( ЗУЗС ).Значительно сократить время и материальные затраты на выявление новых месторовдений УВ позволяет использование прогнозирования нефтегазоносности локальных структур до постановки на них нефтепоискового бурения. Надежность и достоверность прогнозных решений будет способствовать целенаправленному проведению поисковых работ.

К настоящему времени имеется опыт прогнозирования нефтегазоносности локальных поднятий платформенной части Прикамья (Галкин, Фофанова и др.1966,1969,1991). Для северо-восточных районов задача прогнозирования нефтегазоносности локальных структур на основе комплекса геологических показателей с использованием вероятностно-статистических методов ранее не решалась.-Е связи с этим,актуальным является совершенствование методических приемов прогнозирования нефтегазоносности локальных поднятий применительно к геологическим условиям различных геоструктурных зон Пермского Прикамья.

Цель и задачи исследований. Целью исследований является совершенствование методических приёмов прогнозирования нефтегазоносности локальных структур различных по геологическому строению зон Пермского Прикамья.

Основные задачи исследований заключались в следующем:

- изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности платформенной части Прикамья, Предуральского прогиба и Западно-Уральской зоны складчатости (ЗУЗС);

- сравнительный анализ влияния факторов,контролирующих нефте-газоносность локальных структур различных геоструктурных зон Пермского Прикамья;

- установление информативных критериев прогнозирования нефте-газоносности локальных структур;

- построение вероятностно-статистических моделей прогнозирования нефтегазоносности локальных поднятий различных по геологическому строению зон Прикамья;

- районирование территории ЗУХ и ранжирование прогнозных структур по степени перспективности нефтегазоносности.

Научная новизна и защищаемые положения. Впервые установлена информативность показателей прогноза нефтегазоносности для различных геоструктурных зон Прикамья. Впервые для Западно-Уральской зоны складчатости установлены специфические критерии прогноза нефтегазоносности.Установлена количественная зависимость нефтегазоносности локальных участков ЗУХ от их положения относительно надвигов. Впервые установлены вероятностно-статистические критерии нефтегазоносности ЗУЗС.Впервые для ЗУХ разработаны вероятностно-статистические модели прогнозирования нефтегазоносности локальных площадей.

На защиту выносятся:

- комплекс информативных критериев,контролирующих нефтегазо-носность локальных.структур различных геоструктурных зон Пермского Прикамья;

- комплекс дополнительных критериев,контролирующих нефтегазо-носность локальных участков ЗУХ;

- вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности локальных участков ЗУХ;

- схема районирования территории ЗУХ по степени перспективности нефтегазоносности.

Практическая значимость положений,выводов и рекомендаций,сформулированных в диссертации,заключаются в том, что они позволяют более обоснованно выбирать первоочередные объекты поискового бурения и тем самым повысить эффективность поисковых работ на нефть и газ.

Реализация работы. Результаты исследований вошли в научные отчеты кафедры геологии нефти и газа по разработке методов прогноза нефтегазоносности локальных структур (Галкин ,Фофанова и др.1965, 1967,1969,1991).

Методические рекомендации по прогнозированию нефтегазоносности локальных структур на основе комплекса геологических показателей

с использованием вероятностно-статистических методов внедрены в ПО "Пермнефть" и ПК) "ПурнефтегазгеологияГ

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации доложены и обсуждены на Всесоюзных научно-технических конференциях (Москва 1969,1991¡Ленинград 1990, Уфа 1991), на научно-технических конференциях в Областном Доме науки и техники (Пермь 1964, 1967,1969,1990,1991), а также на ежегодных конференциях ло результатам научно-исследовательских работ Пермского политехнического института. Основное содержание диссертации изложено в научных работах, опубликованных в центральных периодических изданиях, сборниках трудов института, трудах конференций и совещаний. Всего по результатам исследований опубликовано 28 работ.

Исходный материал. В основу работы положен обширный фактический материал.Изучено более 200 месторождений и пустых структур Пермского Прикамья. Использованы фондовые материалы ПермПИ, ПермНИПИнефть, ПО"Пермнефтегеофизика", КамНИИКИГС, многочисленные публикации в области разработки методов прогноза нефтегазо-носности. Использованы результаты геолого-разведочных работ за i960 - 1992 гг.

Объем работы и её структура. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 134 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков, 4 таблицы.Список литературы включает 142 наименования.

Результаты, изложенные в диссертации, являются итогом исследований автора, выполненные в период работы в научно-исследовательском секторе на кафедре геологии нефти и газа и учебы в заочной аспирантуре Пермского политехнического института в период с 1990 по 1993 гг.

Работа выполнена под научным руководством доктора гесшого-минералогических наук,профессора В.И.Галкина и доктора геолого-минералогических наук, профессора, заслуженного геолога Российской федерации И.В.Пахсмова, которым автор выражает самую искреннюю благодарность и признательность. Автор также благодарит доктора геолого-минералогических наук, профессора С.А.Шихова, доктора геолого-минералогических наук, профессора О.А.Щербакова, кандидата геолого-минералогических наук, доцента Р.Н.Дозорцева, кандидата геолого-минералогических наук Н.А.Лядову за научные консультации, внимательное отношение и поддержку в процессе выполнения исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе "Краткий обзор методов прогноза" рассмотрены существующие методы и приемы прогнозирования нефтегазоносности локальных структур, выполнен анализ их развития и намечены пути совершенствования.

Геологические методы прогноза нефтегазоносности основаны на исследовании косвенных показателей, отражающих условия формирования и сохранения залежей УВ.

Методы прогноза отличаются по набору критериев, а также по способам обработки этих критериев. В начале 60-х годов широкое распространение получил метод прогнозирования залежей УВ, основанный на использовании карт изобар и изолиний ВНК и ГВК, предложенный Ростовцевым H.H. (1964).Позднее этот метод был усовершенствовал (Никашкин А.Ы.и др.,1363).

В 70-е годы был разработан метод прогноза нефтегазоносности основанный на построении графиков и диаграмм (Конторович А.Э., Салманов ф.К..Нестеров И.И.).Получил распространение метод оценки перспективности структуры учитывающий возраст ловушек (Бакиров А.А.,Бакиров Э.А.,Леворсен А. и др.).

В качестве диагностических признаков для разделения продуктивных и пустых структур в разных сочетаниях использовались в основном геохимические и структурные показатели.Кроме того, эти методы основаны на анализе двух-трех показателей, которые не всегда могут быть определены до разбуривания структур. При такой методологической основе значительная часть основных особенностей многостадийного прцесса формирования углеводородных скоплений не учитывалась,что делало невозможным создание универсальной методики оценки продуктивности локальных структур.

Дальнейшее совершенствование методов прогноза пошло по пути аналогий, лежащего в основе всех методов. Возникла потребность в новых, более совершенных процедурах определения степени аналогичности изучаемых объектов. Это способствовало разработке и широкому применению формализованных методов оценки нефтегазоносности. При решении прогнозных задач стали применяться математические методы, использующие построение геолого-штематических моделей разделения объектов на нефтегазоносные и "пустые" (Холин А.И., Быков Р.И., Губершн Ш.А. и др.). С середины 60-х годов применение математических методов и ЭВМ при прогнозировании нефтегазоносности локальных структур получило широкое развитие. Внедрение этих мето-

дов обеспечивает быстроту и воспроизводимость результатов прогноза, устраняет субъективизм при определении степени аналогичности объектов, а также позволяет анализировать большое количество показателей.

Важное значение для совершенствования геолого-математических методов прогноза имеют результаты исследований: А.А.Аксенова, Г.И. Амурского, М.Д.Белонина, В.П.Еухарцева, Н.И.Буялова, А.М.Волкова, Ю.А.Воронина, В.С.Вышемирского, В.И.Галкина, М.В.Двали, А.Н.Дмитриева, В.А.Каштанова, А.Э.Конторовича, В.Д.Наливкина, Г.П.Сверч-кова, А.А.Трофимука, В.И.Шпильмана, Дж.Харбуха и др.

В настоящее время геологические методы прогноза нефтегазонос-ности базируются на моделях формирования скоплений нефти и газа, что обеспечивает наибольшую полноту комплекса прогнозных критериев.

Высокую практическую эффективность показало использование научно-обоснованных рекомендаций по прогнозированию нефтегазонос-ности локальных структур до ввода их в глубокое бурение, предложенных исследователями под руководством Галкина В.И. и апробированных на северо-востоке Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, на территории Прикаспийской впадины и Западной Сибири~(Галкин, Фофанова, Лядова, Маршаев, Мерсон, 1990).

Обзор методов локального прогноза нефтегазоносности свидетельствует о том, что проблема прогнозирования не утратила своей актуальности и нуждается в дальнейшем развитии и совершенствовании применительно к районам с различным геологическим строением.

Во второй главе "Особенности геологического строения и нефтегазоносности" рассмотрены основные черты строения различных геоструктурных зон Пермского Прикамья: Западно-Уральской зоны складчатости, Предуральского прогиба и платформенной части. Выполнен сравнительный- анализ условий, контролирующих нефтегазоносность ЗУЗС и западных районов.

Исследуемая территория в тектоническом отношении охватывает восточную окраину Восточно-Европейской платформы (Пермский и северный склон Башкирского свода, Верхнекамскую впадину, Камский свод), Предуральский прогиб (Соликамскую депрессию, Косьвинско-Чусовскую седловину) и Западно-Уральскую зону складчатости.

Большое влияние на современное представление о строении и нефтегазоносности этой территории оказали исследования И.Х.Абрикосова, Л.Л.Елагиных, Т.В.Белоконь, С.А.Винниковского, Ю.А.Жукова, Г.Г.Кассина, М.А.Намалетдинова, А.В.Кутукова, В.В.Макаловского, В.М.Новоселицкого,А.В.Никулина, Б.П.Белыпева, И.В.Пахомова, В.М.

Проворова, В.М.Рыбакова, П.А.Софроницкого, В.А.Чахмахчева,Х.В. Шаронова, К.С.Шершнева, С.А.Шихова, О.А.Щербакова и многих других ученых.

Ранее были разработаны геолого- математические модели прогнозирования нефтегазоносности локальных поднятий применительно к платформенным условиям Пермского Прикамья (Галкин, Фофанова и др. 1965, 1968, 1969). Для построения прогнозных моделей использованы характеристики месторождений и пустых площадей платформы и Пре-дуральского прогиба. Результаты бурения показали высокую эффективность этих моделей.

Согласно разработанным геолого-математическим моделям выполнена прогнозная оценка более 100 структур подготовленных к глубокому бурению. Ранжирование структур производилось по трем классам: наиболее перспективные, малоперспективные, возможно перспективные, фактическую достоверность результатов прогноза можно определить по данным бурения. В настоящее время поисковые работы проведены более чем на 70 структурах. Общая эффективность распознавания продуктивных и пустых структур составила 76 %. Правильность прогноза структур класса наиболее перспективных подтвердилась на 87 %, малоперспективных - на 78 %.

Существующие представления о литолого-стратиграфической характеристике разреза, особенностях геологического развития и тектонического строения ЗУЗС, платформенной части Прикамья и Предураль-ского прогиба, позволяют провести аналогию между этими территориями. Сравнение геологии и нефтегазоносности этих территорий, имеющих сходство, проводится путем систематизации различных показателей геологического строения. Результаты сравнения дают возможность использовать для прогнозирования нефтегазоносности локальных участков ЗУЗС критерии, ранее установленные для наиболее изученных западных районов Прикамья.

Основные черты сходства сводятся к следующему. Развитие ор-довикско-раннепермских осадочных комплексов западного склона Урала протекало в платформенных условиях. Осадочные комплексы ЗУЗС представляют собой непосредственное продолжение к востоку нефтегазоносных шельфовых осадков, покрывавших восточный, несколько опущенный край Восточно-Европейской платформы. Между этими регионами существует полное единообразие в литологическом и фаииальном составе разреза одновозрастных стратиграфических интервалов.

В позднедевонско-турнейский этап на западном склоне Среднего Урала, как и во всей Вслго-Уральской области, получила развитие

Камско-Кинельская систека прогибов (ККСП) с присущими ей тремя типами разрезов: депрессионным, бортовым и сводовым. В поздне-девокскуто эпоху и раннетурнейское время прогибы представляли собой относительно-глубоководные впадины, а поднятия обрамлялись бортовыми зонами. В бортовых зонах преобладало карбонатонакопле-ние носившее рифогенный характер.

Все это сыграло определяющую роль в нефтегазоносности ЗУЗС. Сходство литолого-стратиграфического и фациального состава отложений означало наличие одних и тех же нефтематеринских свит, проводящих и аккумулирующих пластов. В платформенной части области нефтеносность установлена в вендских терригенных отложениях, в верхнедевонских терригенных отложениях, в франско-турнейских карбонатных отложениях, в терригенной толще визейского яруса, в ви-зейско-серпуховской карбонатной толще, в башкирской и московской толщах, в ассельско-сакмарской карбонатной толще нижней перми. На этих же стратиграфических уровнях в ЗУЗС установлены многочисленные нефте- и битумопроявления, открыты залежи углеводородов (Иесчанковское, Сурсайское, Ветосское и др.)

Особенности строения восточных и западных территорий Прикамья предопределяют не только их сходство, но и некоторые черты различия. Исследованиями последних десятилетий установлено, что ЗУЗС имеет сложную тектоническую структуру, на особенностях которой отразились события палеозойской истории Урала и Приуралья (П.А.Софроницкий, И.В.Пахомов, О.А.Щербаков). Со среднекаменноу-гольной эпохи в эвгеосинклинальной зоне Урала начинаются горообразовательные движения. Эти процессы проявились в заложении передового прогиба перед фронтом растущих горных сооружений, в развитии надвигово-шарьяжных и складчатых деформаций. Это явилось началом формирования современной структуры ЗУЗС, которая характеризуется субмеридиональной вытянутостью элементов складчато-надви-говой системы, состоящей из смятых в складки аллохтонных пластин, последовательно надвинутых друг на друга с востока. Складчато-надвиговая структура ЗУЗС оказала влияние на условия сохранности сформированных ранее залежей нефти и газа.

Приведенные общие и отличительные особенности строения и нефтегазоносности восточных и западных территорий Пермского Прикамья нашли своё отражение при установлении информативных критериев прогнозирования нефтегазоносности локальных структур различных геоструктурных зон.

В третьей главе "Методические основы прогнозирования нефтегазоносное ти локальных структур", в соответствии с поставленной задачей, описаны основные этапы прогнозирования, сформирован диагностический набор признаков, выполнена оценка информативности структурно-тектонических показателей и анализ их влияния на нефтегазоносность локальных структур различных геоструктурных зон Пермского Прикамья.

Задача прогноза сводится к следующему: на основе сравнительного анализа объектов обучения (месторождений и пустых структур), описанных в пространстве структурно-тектонических показателей, необходимо выбрать информативную систему признаков, позволяющую наиболее четко разделить объекты обучения, а затем произвести классификацию прогнозных структур на перспективные и неперспективные.

Одной из задач,решаемых в настоящих исследованиях, является количественное определение критериев, контролирующих нефтегазонос-ность различных геоструктурных зон Пермского Прикамья. В связи с этим, на основе исходной геологической информации для дальнейшего исследования были сформированы обучающие выборки (эталоны) месторождений и пустых объектов отдельно для платформенной части, для прогиба и складчатой зоны. Все объекты обучения охарактеризованы комплексом показателей, наиболее полно и точно отражающими основные закономерности формирования скоплений УВ, то есть соответствуют принятой схеме-модели формирования залежей нефти и газа. Исходная совокупность показателей отражает основные этапы процесса образования залежи: положение относительно источника УВ и условия миграции, условия нефтегазонакопления, условия сохранения залежи.

Закономерности размещения скоплений УВ в недрах и пространственней! локализация месторождений нефти и газа контролируется большим числом факторов. Исследования показали, что в системе факторов, контролирующих нефтегазоносность, тектонический фактор является наиболее важным, поэтому основное внимание при разработке моделей прогнозирования уделено анализу морфологических и структурно-тектонических критериев (Галкин, Фофанова и др. 1966,1968,1989).

При выборе показателей прогноза нефтегазоносности выполнялось условие, при котором все диагностические критерии можно определить до ввода оцениваемых локальных структур в глубокое бурение. Показатели должны быть информативными и иметь цифровое выражение.

Методика выбора информативных показателей рассмотрена в работах (Галкин,Фофанова и др.1566,1968). Индивидуальная информатив-

ность признаков оценивалась по критериям Пирсона X ^ и Стыэден-та £ . Для определения информативности были рассчитаны критерии % р и Г р и вычислены их отношения к табличным значениям X ^ и ¿V

Анализ сопоставления информативности показал, что наблсдается изменение значения информативности при переходе от одного региона к другому, от одной геоструктурной зоны к другой. Сравнительный анализ информативности призйаков выполнен внутри каждой выборки для разных показателей, а также между выборками различных геоструктурных зон для одноименных признаков (Фофанова 1992,1991).

По всем изучаемым признакам построены гистограммы распределения, которые позволили вычислить вероятность принадлежности локальных структур к нефтяным - Р О^Д^. Вероятностные кривые построены раздельно для платформенной части, прогиба и складчатой зоны. Автором выполнен детальный сравнительный анализ более 60 вероятностных кривых и дана их геологическая интерпретация. Особенности влияния ряда геологических факторов на нефтегазоносность локальных структурных зон приводятся в работах (Галкин, Фофанова и др. 1985,1967;Фофанова, 1990,1991,1992)

При прогнозировании нефтегазоносности локальных структур необходимо привлечение целого комплекса критериев. Основанием для выбора критериев, контролирующих нефтегазоносность различных геоструктурных зон Пермского Прикамья, являются общие и отличительные особенности строения и нефтегазоносности этих территорий.

Установлены следующие общие для платформы, прогиба и складчатой зоны критерии прогнозирования: положение поднятия относительно ККСП (кксп). мощность толщи от верхнедевонских до нк-жнекаменноугольных отложений ( ), мощность нижнекаменноу-

гольных ( Мс ) и верхнедевонских ( Ыд ) терригенных отложений, мощность толщи от нижнекаменноугольных терригенных отложений до верейских отложений ( ис<_с>), мощность толщи от верейских до артинских отложений ( _р(), глубина залегания кровли девонских терригенных ( Нд ) и нижнекаменноугольных терригенных отложений ( Нс ).

Камско-Кинельская система прогибов играет особую роль в размещении скоплений нефти в каменноугольных отложениях. Анализ вероятностных кривых, построенных по данным распределения ¿-Ккс„ для различных геоструктурных зон, показал следующее. Нефтегазоносные структуры платформы с наибольшей вероятностью встречаются з пределах внешней прибортовоЯ и бортовой зоны впадины. Неф-

тегазоносные структуры прогиба с вероятностью С,7 встречаются во внутренних участках ККСП. В условиях ЗУЗС наибольшей вероятностью наличия залежи, Р 1/1-кксп 0,8 , обладают структуры расположенные в бортовой зоне.

Исследования показали, что мощность верхнедевонско-турнейс-кой толщи Мд3-С, имеет немаловажное значение при прогнозировании нефтегазоносности локальных структур различных геоструктурных зон Пермского Прикамья ( Фофанова и др., 1969, 1990, 1991). Анализ вероятностных кривых показывает, что при увеличении до 580

м и более вероятность нефтегаэонссности структур платформы составляет 0,75. Нефтегазоносные структуры прогиба с вероятностью 0,6 характеризуются мощностью толщи 550 м и более. Нефтегазоносные участки ЗУЗС с вероятностью 0,75 характеризуются мощностью толщи 500 м и более. Критерий Мд}-с( является информативным для всех исследуемых зон. Отношение % р/ X ^ составляет для платформы - 1,78 , для прогиба - 1,53 , для ЗУЗС - 1,59 . Для исследуемых геоструктурных зон вероятностные кривые имеют одинаковую направленность: с увеличением Мд3-с., вероятность наличия залежи возрастает. Это объясняется положением структуры относительно прогибов ККС. Палеогеоморфологическая обстановка ККСП способствовала образованию высокоамплитудных барьерно-рифсзых тел с последующим формированием структур облекания. Чем шссивнее и контрастнее биогерьиое сооружение, тем до более высоких слоев разреза сохраняется структура облекания. Кроме того,толща депрессионных осадков сравнительно большого стратиграфического интервала ( от до-ьаниковых до нижневизейских отложений ) была нефтематер>:нской-Углеводороды, мигрируя из впадинных областей по восстанет пластов и трещиноватым зонам занимали повышенные участки в бортовых частях прогибов. Наибачее благоприятные структурно-фагулй&кыа условия для образования залежей существовали в краевых зонах сводов сопряженных с бортами впадин, вблизи зон нефтегазооСразоЕанкл.

Практикой нефтепонсковых работ и исследованиями ( Галкин, Фофанова и др.,1988); Фофанова, 1992 , 1991) установлено, что роль региональной покрышки для нефтегазоносных комплексов принадлежит толще отложений Са- Р4 - Установлено, что увеличение мощности этой толщи характеризуется увеличением вероятности нефтегазоносное™ различных геоструктурных зон Прикамья. Нефтегазоносные структуры платформенной частл с наибольшей вероятностью 0,75 соотвгтстаувт интервалу иогког?к более 750 к , умзньпенио

когноетч приводит к снккенил вероятии«;; аэфуагаасносностк до

В Прэдуральском прогибе увеличение мощности г/с,-р, в интервале 550 м и белее характеризуется увеличением вероятности налитая залета до 0,75. Для ЗУЗС с увеличением мощности Ыс2-р, в интервале 450 м и более происходит увеличение вероятности наличия залеж до

Вероятностные кривые для исследуемых территория имеют одинаковый вед. ( Фофанова", 1990, 1951,1932 Ь

Детальны"; палеоструктурнкй анализ показал, что на территории исследования наиболее благоприятные условия для аккумуляции и консервации УВ сущгстзувт в ловупках терригеннкх отлот.ений расположенных на участках пакеосклонов, где мощность терригеннкх нижнекамэк-ноугольных отлохений Мс находится з интервале от 50 до 100 м, а мощность верхнедевонских отлокенкй 1-й - в Интерполе 40 - 80 м и более ПО и. Одинаковая направленность з распределении показателей Мс и Мд для различных гэоструктуркьх зон свидетельетг-ует о правильности принятого положения об общих литолого-фациальнъх комплексах палеозойского чехла территории ЗУЗС, Предуральексго прогиба и платформенной части Прикамья.

Исследование глубины залегания кровли ниткенакгнноугояьккх отлогеюй Не показало, что наблюдается значительнее сходство в распределении этого критерия по различным геоструктурнь-.-: зонам. Вероятностные кривкэ рассмз.триваекъ;х территорий икг-'с-т «р;хмог.аль-нкй вид и незначительно смещены относительно значений Не , соответствующих наибольсе.1 ззиоягности Р (W I/ Не ). Для плат-фермы повшенныэ значен;!.": вероятности наличия залежи соотззтствуз? трем интервалам глубин Не : 1200 - 1300 м , J6C0 - 1700 м, 2000 м и более. Для структур пре-г;.";.. увеличэниэ вероятности нефтегазоносное™ происходит в интер--1;:л;; гдуОкн IIC0 - 1300 к и 2000 -2200 м. Для локальных участков ЗУЗС някбелкаая вероятность наличия залежи наблюдается в интервалах глубин Кс : I4C0 - I6C0 м и ISCG - 2100 м. Такая зависимость нефтегазоносное«! структур от глубины Не объясняется поло^энибм относительно прогибов ККС. Информативность критерия Не по отношению К д, ~ составляет для прогиба - 1,5 , для платформы - 1,75 , для ЗУЗС - 1,6.

3 диссертации зыпелнен сравнительный анализ региональных и локальных фактороз, коктрсяирупщих негртзгазсносность поднятий платформэняой частя Прлкакья к Лр5дуральскс?э прогиса, К ним откосятся: моглость осадочного чехла ( Mc*i г, агплптуда кеоген-чэтзертгакых двкзгни.* ( A-v-q ), расотоянкз до раалс&а (L р ),

составляет: для платформы - 1,3 , для прогиба - 1,15 , для ЗУЗС - 1,37,

степень структурного контроля ( СК ), расчлененность рельефа ( Рр ). В качестве общепринятых критериев, контролирующих насыщение ловушек УВ, исследованы морфологические характеристики структур: амплитуда ( А ), площадь ( 5 ), интенсивность структуры ( А//з) и размеры осей. Для территории ЗУЗС анализ этих факторов не выполнялся из-за отсутствия данных. Учитывая, что вероятностные кривые по общим показателям для западных и восточных районов имеют одинаковую направленность, принято решение использовать для прогноза нефтегазоносности локальных структур ЗУЗС вероятностные зависимости, полученные по приведенным критериям для структур платформы и прогиба ( Фофанова, 1990, 1991).

На процессы миграции и аккумуляции УВ Западно-Уральской зоны складчатости большое влияние оказали особенности тектонического строения осадочной толщи, обусловленные интенсивной складчатостью и нарушениями типа надвигов. В связи с этим, для условий ЗУЗС привлечены дополнительные критерии, позволяющие более полно описывать складчато-надвиговую структуру этой территории и являющиеся специфическими. Автором показано, что, характеризуя положение объекта относительно сместителей надвигов и над-виговой пластины, эти критерии контролируют нефтегазоносность ( Фофанова, 1990, 1991, 1992 )

Вероятностные кривые позволили установить количественную зависимость вероятности нефтегазоносности локальных участков ЗУЗС от их положения относительно надвигов. Выполнен вероятностно-статистический анализ следующих специфических показателей: угла падения сместителк надвига ( Л ), угла падения кровли ви-зейской терригенной толщи (^ ), глубины надвига ( Н ), положения объекта относительно срединной линии между двумя соседними надвигами ( ^ ), а также относительно западного ( 4 ) и восточного ( ) надвигов. (Фофанова, 1991, 1992)

В северной части Соликамской впадины и на прилегающей с востока территории ЗУЗС закартированы субмеридиональные брахианти-клинали ( Исаневская, Северная, Пултовская, Симская, Галкинская, Всеволодо-Вильвинская и др.). Почти каждая из них осложнена одним или двумя крупноамплитудными нарушениями, приуроченными обычно к крутому крылу складки.Плоскость сместителя наиболее часто наклонена к западу и по ней аллохтонная часть складки надвинута в сторону осевой части Предуральского прогиба. Исследования вероятности продуктивности объекта в зависимости

от угла падения сыэстителя надвига (</* ) показали, что более

благоприятные условия для сохранения залежей ( вероятность наличия залежи Р (М 1/л ) = 0,65 ) определяются значениями по <Л не более 30°. При увеличении угла вероятность нефтегаз оносности закономерно снижается достигая величины 0,2 при Л. ~ 60°. Данное положение позволяет предположить, что увеличение угла смести-теля надвига приводит к разрушению залежей УВ.

Проведенный статистический анализ распределения показателя угла падения пласта ( / ), позволил установить его влияние на нефтегазоносность локального участка. Вероятность нефтегазоносности увеличивается при значениях У в интервале от 5° до 30°. При углах ^ превывапцих 25° - 30, вероятность нефтегазонос-ности уменьшается до 0,2. В этом случае можно допустить, что угол падения пластов, как показатель интенсивности складчатости, характеризует как условия миграции УВ, так и степень герметичности ловушек.

Исследование положения локальных участков относительно срединной линии между двумя соседними надвигами ( С ) показал следующее. Вероятность нефтегазоносное™ увеличивается в пределах срединной линии, соответствующей интервалу С от - 0,4 до 0,2. Удаление от срединной линии к западному надвигу, в интервале / от - 0,4 до - 1,0 , а также удаление к восточному надвигу, при значениях I от 0,2 до 0,75 , характеризуется снижением вероятности наличия залежи.

Установлена зависимость вероятности нефтегазоносности от глубины сместителя надвига. Вероятностная кривая по показателю Н имеет двухнедельный характер распределения. Вероятность наличия залежи увеличивается при значениях Н в интервалах от 0 до 1200 м и от 2500 до 3000 м. В этом случае надвиг не нарушает осадочной толщи локального участка в интервале глубины 1500 - 2000 м, соответствующей глубине нефтегазоносных комплексов.

Таким образом, результаты статистического анализа распределения специфических показателей ЗУЗС свидетельствуют о том, что проявление шарьяжно-надвиговой тектоники оказывает влияние на нефтегазоносность, также подтверждают возможность использования этих показателей для построения прогностической модели для За-' падно-Уральской зоны складчатости наряду с общими структурно-тектоническими покаэателями(Фофанова. 1992 ).

Сравнительный анализ факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур различных по геологическому строению зон

Пермского Пвикаыья позволил: уточнить принятую схему формирования

залежей УВ; количественно оценить влияние геологических факторов на кафтегазсносность локальных поднятий и дать геологическую интерпретацию полученных зависимостей с позиции нзфтегазообразования и нефтегазонакопления; выявить сходство в направленности вероятностных кривых для различных геоструктурных зон Прикамья, что подтверждает общие закономерности развития, условия формирования скоплений УВ и единые нефтегазоносные комплексы ЗУЗС, Предураль-ского прогиба и платформенной части.

Полученные результаты использованы для разработки прогнозных геолого-математических моделей, а также для сценки нефтегазоносности подготовленных структур на исследуемой территории.

В четвертой главе "Прогноз нефтегазоносности локальных структур" приводится математический аппарат прогнозирования; разрабатываются вероятностно-статистические модели прогнозирования для Пре-дуральского прогиба, ЗУЗС и платформенной территории Прикамья; выполнен анализ эффективности полученных решающих правил, с помощью которых дана прогнозная оценка локальных структур подготовленных к глубокому бурению; построена схема районирования территории ЗУЗС по степени перспективности нефтегазоносности.

Вероятностно-статистическая модель - это формализованное представление фактического материала для хорошо изученных месторождений и пустых структур. Для построения прогнозной модели в работе использованы методы классификации на основе вероятностной оценки по формуле Байеса и линейного дискриминантного анализа ( Галкин, Фофанова и др., 1985, 1966, 1968). При реализации линейного дискриминантного анализа ( Л ДА, ) применялась методика " все б обучении и все на экзамене". Результаты ЛДА подверглись проверке на объектах эталонной и экзаменационной выборок. Проверка решающих правил показала эффективность и надежность разработанных моделей,то есть возможность их использования для прогнозирования нефтегазоносности локальных структур.

Для платформенной части Прикамья наилучшее разделение структур на продуктивные и пустые получено при использовании 17 инфор-кативных показателей. Дискриминантный индекс И 0 = 0,02 является граничным значением и соответствует общей середине между центрами многомерных выборок продуктивных и пустых структур. При условии, если расчетный индекс И для прогнозной структуры больше К структуру относим к перспективном, при К ^ Е. с , структуру относим к "пустил". Данноа решающее правило проверено с помощь» ¡'рафика достоверной классификации (Гешын, Саганова и ,4?., 1988).

Получено, что наиболее достоверные результаты прогноза могут быть получены при R > 5,5 (продуктивные структуры) и при R < - 4,9 ( пустые структуры ). Если значения R от - 4,9 до 5,5 «объекты попадают в интервал пониженной степени классификации, область неопределённости. Таким образом оцениваемые структуры делятся на перспективные, высокоперспективные и малоперспективные.

Для прогнозирования нефтегазсносности поднятий Предуральского прогиба разработано несколько вариантов моделей, различающихся по комплексу информативных признаков. Дискриминантная функция по 16 показателям имеет граничное значение R = - 15,94. Решающее правило: при R > - 15,94 структура относится к классу продуктивных, при R < - 15,94 - классу пустых. Все объекты эталонной выборки попали в свои классы. Проверка надежности показала, что наиболее достоверные результаты могут быть получены при значениях R > -7,7 продуктивные структуры (высокоперспективные), при R < - 26,5 пустые структуры (малоперспективные), при - 26,5 < R. < 7,7 объекты попадают в интервал пониженной степени классификации.

Прогнозирование нефтегазоносности объектов ЗУЗС выполнено на основании решающих правил по формуле Байеса: с использованием вероятностных кривых, графиков-номограмм; статистических зависимостей вероятности продуктивности структур от отдельных показателей для северо-востока Волго-Уральской НШ; многомерной связи между вероятностью наличия залежи R (w IД;) и комплексом разностных параметров. Кроме того,использованы варианты прогнозных моделей на основе ЛДД, построенные по фактическим данным складчатой гоны, Предуральского прогиба и ллатформь. Использование моделей или отдельных зависимостей по прилегающим к ЗУЗС территориям обусловлено, во-первых, недостаточной изученностью территории, во-вторых, общими теоретическими предпосылками формирования зале»зй УВ.

Использование десяти прогносгических моделей позволило поеь~ сить достоверность сиенки перспектив нефтегазоносности. Выполнено ранжирование структур ЗУЗС по степени перспективности с учетом результатов распознавания по всем решающим правилам. Структуры, по убыванию перспективности, расположились в следующем порядке: Ве-тосская, Загорская, Песчанковскпя, Северо-Ь-альцевская, Верх-Ива-кинская, Пистимская, Всеволодовская, Северо-Пултовсгая. Следует отметить, что в группу наибanee перспективных структур, закишв-щих пять первых мест по шкале ранжирования, вошли вое три место-реадения, участвующие в"эк&амене". Ветосское месторождение получи

ло однозначную высокую оценку по всем полученным гесшого-математи-ческим моделям. Из подготовленных структур, как наиболее перспективная по всем прогнозным моделям, может быть рекомендована Загорская структура.

Для отражения в прогнозной модели надвиговой структуры ЗУХ, оценки её положительной и отрицательной роли для формирования и сохранения скоплений УВ, предлагается,наряду с общими структурно-тектоническими показателями регионального уровня,использование специфических показателей, исследованных в работе (глава 3).

При построении геолого-иатематической модели анализировались 36 нефтегазоносных и 29 пустых объектов скважинного эталона ЗУЗС. Получена следующая геолого-математическая модель:

R = 0,183 Мс - 0,823 L кксп + 0,741 t в + 0,496 i з + 0,076 Мс,-р, - 0,12В Мс, -са+ 0,429 Мд + 0,002 Не + 0,178 Н - 0,819 ¿ - 1,416 ¡f - 0,201/ Граничное значение R 0 = 17,56 , при R ? R 0 »объект относится к классу перспективных, при R < R - неперспективных. Анализ зависимости достоверной классификации показал более точные границы классификации: при R > 23 - объекты продуктивные (высокоперспективные, при R < 13, непродуктивные (тлоперспективные), при R =13-23 объекты попадают в интервал пониженной степени классификации. Эффективность распознавания для продуктивных объектов эталона составила 100 % , для "пустых" - 97 %.

По результатм вероятностной оценки эталонной и экзаменационной выборок составлена карта перспектив нефтегазоносности Яйво-Язьвинс-кого склона Урала. Вьщеленные по степени перспективности зоны включают следующие участки, калоперспективная зона занимает западный участок вдоль границы с Предуральским прогибом с востока ограниченный Всеволодо-Вильвинским надвигом и Ыальцевским взбросом. Перспективная зона включает : Верх-Ивакинский ТЭУ (тектонически-экранированный участок), Ивакинское поднятие, Чаньвинское поднятие, Верх-Чаньвинский ТЭУ, восточную часть Костанковского ТЭУ. В высокоперспективную зону входят Загорское поднятие, Верх-Яйвинский ТЭУ, Махневский ТЭУ и часть Костанковского поднятия.

Выполненные исследования и разработанные методические приемы прогнозирования нефтегазоносности локальных структур различных геоструктурных зон могут быть использованы при оценке степени перепек -тивности структур, а также служат обоснованием для осуществления программы изучения Западно-Уральской зоны складчатости и целенаправленных нефтегазопоисковых. работ.

Основные научные и практические результаты диссертационной . работы заключаются в следующем:•

- выполнен сравнительный анализ геологического строения и нефтегазоносности Западно-Уральской зоны складчатости, Предураль-ского прогиба и платформенной части Прикамья;

- впервые выполнен сравнительный анализ показателей, контролирующих нефтегазоносность локальных структур различных геоструктурных зон, оценена их информативность; построены вероятностные кривые, используемые при прогнозе нефтегазоносности локальных поднятий;

- впервые установлена количественная зависимость нефтегазоносности локальных участков ЗУЗС от их положения относительно надвигов, ограничивающих аллохтонные пластины; установлена информативность дополнительных критериев прогнозирования нефтегазоносности ЗУЗС;

- впервые разработаны геолого-квтематические модели прогноза нефтегазоносности локальных поднятий платформенной части Прикамья, Лредуральского прогиба и ЗУЗС;

- выполнено районирование территории ЗУЗС и ранжирование про -гнозных структур по степени перспективности нефтегазоносности.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. К оценке эффективности геохимических исследований при прогнозе нефтегазоносности локальных поднятий // Геология и разведка горючих полезных ископаемых. Пермь, 1965. С.29-34 ( в соавторстве с А.А.Обориным, Галкиным В.И.).

2. К вопросу обоснования методики прогнозирования нефтегазоносности локальных структур // Повыпение эффективности поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья: Тез. докл. научн.-техн. конф. Пермь: Дом техники, 1965. С.10 ( в соавторстве с Галкиным В.И.).

3. 0 результатах прогнозирования нефтегазоносности локальных структур // Деп. в ВИНИТИ 21.07.86 № 5356-В86. С.4-6 ( в соавторстве с Галкиным В.И.).

4. О возможности прогнозирования нефтегазоносности поисковых площадей по комплексу геологических, геофизических и геохимических данных // Вопросы совершенствования методов поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья: Тез. докл. научн.-техн. конф. Пермь: Дом техники, 1964. С.12 (в соавторстве

с Галкиным Б.И., Лядовой H.A.)

5. О возможности прогнозирования нефтегазоносности локальных структур по комплексу геологических, геохимических и геофизических данных // Геология месторождений горечих полезных ископаемых, их поиски и разведка. Пермь, 1966. С.40-45 (б соавторстве с Галкиным В.И..Ванцевой И.С., Прсщенковой В.М.). i

6. Прогнозирование нефтегазоноснссти локальных структур вероятностно-статистическими методами // Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений: Межвуз. сб. научн. тр. Пермь: 19Ь7. С.21-25 ( в соавторстве с Галкиным В.И., Жуковым Ю.А., Рыбаковым В.Н., Лядовой H.A.).

7. Методика прогнозирования нефтег&зоносности локальных структур Пермского Прикамья // Геологическое строение и методика нефтепоисковых работ в Пермском Прикамье. Пермь: 1967. Деп. в ВИНЯГИ 04.12.87. № 85I4-B87. С.30-33 (в соавторстве с Ладовой H.A.

8. Изучение геологических показателей локальных структур северо-востока Волго-Урала // Геология нефтяных и газовых месторождений , их поиски и разведка: Межвуз. сб. научн. тр. Пермь: Перм. политехи, ин-т, 1968. С.3-8 (в соавторстве с Галкиным В.И..Жуковым U.A., Лядовой H.A.).

9. 0 применении разностных параметров для прогнозирования нефтегазоносности // Деп. в ВИНЖИ 06.01.89 № 150-В 69. 4с.

10. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур в Прикамье. Геология нефти и газа, 1968, № 5. С.15-16 (в соавторстве с Галкиным В.И., Жуковым Ю.А., Лядовой H.A.).

11. Прогнозирование нефтегазоносности структур различного генезиса // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений: Межвуз. сб. научн.тр. Пермь: Перм. политехи, ин-т, 1969. С.32-38 (в соавторстве с Лядовой H.A.).

12. Методика прогнозирования нефтегазоносности локальных структур Пермского Прикамья // Роль молодёжи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны: Тез. докл. всесоюзн. конференции молодых ученых.. Ьосква:,ШНГ им. Губкина, 1969. С.35 (в соавторстве с Галкиным В.И.,Ладовой H.A.)

13. О возможности прогнозирования нефтегазоносности на юго-востоке Пермского Прикамья // Нефть и газ, Баку, 1990, fr 2. С. 1519 (в соавторстве с Галкиным В.И., Шиховым С.А., Жуковым Ю.А., Ладовой H.A.).

14. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур различных геотектонических гон // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений: Межвуз. сб. научн. тр. Пермь: Перм. политехи.

ин-т, 1990. С.46-51 (в соавторство с Галкиным В.И., Ладовой H.A., Иаршаевым O.A., Мерсон Н.Э., Никулиным В.В.).

15. Прогнозирование нефтегазсносности локальных структур Западно-Уральской зоны складчатости // Совершенствование методов поисков и разведки нефтяных и газовых местороздений: Тез. докл. научн.-техн. конф. Пермь: Дом науки и техники, 1991. С.24.

16. Тектоническое строение Чаньвинского палеоподнятия в связи с его нефтегаз оносностыо // Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений: Тез. докл. научн.-техн. конф. Пермь: Дом науки и техники, 1991. С. 6-6 ( в соавторстве с Щербаковым O.A., Спириным Л.Н. и др.).

17. Обоснование моделей локального прогноза нефтегазоносности Западно-Уральской зоны складчатости: Зкспресс-информ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. - М: 1992. Вып. 6. С.16-18.

Сдано в печать 25.10.93. Формат 60x84/16. Объем 1,5 п. л. Тираж 100. Заказ 1304.

Ротапринт Пермского государственного технического университета