Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Прогноз нефтегазоносности нижне- и среднекаменноугольных отложений на локальных структурах северо-восточной части Волго-Урала

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

Автореферат диссертации по теме "Прогноз нефтегазоносности нижне- и среднекаменноугольных отложений на локальных структурах северо-восточной части Волго-Урала"

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ, ЫСЕЕй ШКОЛЫ И ТЕХНИЧЕСКОЙ пошгаки РФ

ПЕРМСКИЙ ЮЛИТЕХНИЧЕСКИй ИНСТИТУТ

На правах рукописи ЛД50ВА Надежда Алексеевна

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИШЕ- И СРВДНЕйАШШОУГООШХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ЛОКАЛЬШХ СТРУКТУРАХ СЕБЕРО-ВОСТОЧЮЛ ЧЛСШ БОЛГО-УРАЛА

Специальность 04.00.17 - геология, поиска и разведка нефтяных и газовых кесторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-икнераяогическнх наук

Пермь 1992

Работа выполнена на кафедре геологии нефти и газа Пермского политехнического института

Научные руководители: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор С.А.Шихов,

Пермский политехнический институт

- доктор геолого-минералогических наук,

В.И.Галкин, Пермский политехнический институт

Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор И.В.Пахомов,

- кандидат геолого-минералогических наук М.А.Шишкин

Ведущее предприятие: - ПермНИШнефть

Защита состоится "/■/" Л+ьАуЮ- 1993г. в часов

на заседании специализированного Совета К 063.66.05 при Пермском политехническом институте по адресу:

614600, г.Пермь, ГСН-45, Комсомольский проспект, 29а.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ПермШ. Автореферат разослан ОЛ-^-сь^/иЛ 1Э9£г.

Ученый секретарь

специализированного Совета, ^ '

кандидат геолого-минералогических

наук, доцент ~ В.П.Наборциков

I бглг-л 1

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В последние года ¡з Пермском Прикамье и Удмуртии имеет место сокращение обеспеченности текущей добычи разведанными запасами, что связано с достаточно высокой степенью изученности территории и увеличением количества мелких поднятий, вводимых в глубокое нефтепоисковое бурение. К тому же результаты геологоразведочных работ свидетельствуют о недостаточной теоретической обоснованности подготовки структур. Анализ коэффициента успешности бурения по Пермской области и Удмуртии показал, что наблюдается снижение этого показателя. Так за 1580-1969 гг. коэффициент успешности составил 0,53, а за период с 19(39 по 1992 годы этот коэффициент составил по изучаемой территории 0,37, т.е. более половины подтвердившихся бурением структур оказываются в конечном счете пустыми.

В этих условиях особую актуальность приобретает проблема разработки и соверленствования методов прогноза нефтегазоносности конкретных локальных структур в конкретных геологических условиях. Наиболее эффективное решение задачи прогноза возможно на базе вероятностно-статистического анализа, который позволяет объективно анализировать большой объем геологической информации, выявлять существующие закономерности, и на этой основе с максимальной достоверностью оценивать степень возможной перспективности локальных структур.

Цель работы, целью диссертационной работы является разработка методики прогнозирования нефтегазоносности нижне- и среднекаменно-угольных отложений на локальных структурах северо-восточной части Волго-Урала и выявление наиболее перспективных объектов.

Основные задачи исследований заключались в следующем:

1) изучение особенностей размещения каменноугольных залежей УЗ по площади и по разрезу на территории северо-восточной части Взлгс--Урала;

2) уточнение и статистическое обоснование геологической модели формирования каменноугольных залежей УВ;

3) исследование влияния структурно-тектонических показателей на продуктивность локальных структур и вертикальный диапазон нефтегазоносности каменноугольных отложений;

4) разработка методики прогнозной оценки нефтегазоносности локальных структур и определение возможного количества залежей в

разрезе на основе вероятностно-статистического анализа;

5) районирование северо-восточной части Волго-Урала по степени перспективности нижне- и среднекаыенноугсльшх отложений.

Научная новизна. Установлена пространственная зональность в размещении структур с различной нефггегазоносностью каменноугольное отложений. Впервые для исследуемой территории выполнен анализ влияния региональных и локальных геологических условий на характер нефаегазоносности каменноугольного разреза. Установлено, что количество залежей и их стратиграфическая приуроченность в разрезе локальной структуру зависит от целого комплекса критериев. Для территории исследования уточнена и статистически обоснована геологическая модель формирования каменноугольных залежей УБ.

Впервые установлена количественная связь мегду мэздеостьа региональной тульской шкрыаки и коэффициентами заполнения средне-а щшгехахашюуголыых ловут^ек. Доказано, что продуктивные и пустые структуры в больсей степени отлкчазотся ш группе региональных критериев, характеризующих их положение относительно зон нефтега-зообразования. Продуктивные структуры с различным диапазоном нефтегазоносна сти каменноугольных отложений отличаются в наибольшей степени условиями аккумуляции и сохранности залежей ХВ.

Впервые для исследуемой территории построены графические модели Iвероятнастше кривые), характеризуете связь критериев с нефтегазовостностью каменноугольного разреза. Выполнен детальней геологический анализ более 80 вероятностных кривых. На основе байесовского и линейного дискргасюантшго анализов разработаны геолаго-математические модели прогнозирования локальгах структур, на которш произведена оценка перспектив 122 поисковых объектов. Выполнено районирование территорий ю степени перспективности ка-ыекюугслъкгх отложений.

Практическая ценность положений, выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации замечается в том, что они позволяя повысить эффективность и значительно снизить стоимость паис-кошх работ на нефть и газ.

Реализация работы. Результаты исследований вошли в научные отчеты кафедры П1Г по разработке методов локального прогноза нефтегазоносное«: СОихов, Галкин, Ледова и др., 1967,1989,1991). Методические разработки, касгицгеся использования вероятностно-статистического анализа при оценке перспектив нефтегазоносности локальное структур внедрены в Ш "Пермнефть".

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации доложены и обсуждены на всесоюзных научно-технических конференциях (Москва 1989,1991), на научно-технических конференциях в Областном Доме науки и техники (Пермь 1984, 1987,1989,1990,1991), а также на ежегодных конференциях по результатам научно-исследовательских работ Пермского политехнического института. Основное содержание диссертации изложено в научных работах, опубликованных в периодических изданиях, трудах конференций и совещаний. Есего по результатам исследований опубликовано 20 работ.

Исходный материал. В основу работы положен обширный фактический материал. Изучено 300 месторождений и пустых структур в северо-восточной части Волго-Урала. Автором проанализированы результаты геологоразведочных работ за 1960-1992гг. Изучено более 400 паспортов структур. Использованы также фондовые материалы ПермНИПИнефть, КаыНИИКИГС, многочисленные публикации в области разработки методов прогноза нефтегазоносности. Для анализа фактического материала широко использованы методы математической статистики. Многочисленные расчеты выполнены лично автором на персональной ЭВМ.

Объем работы и ее структура. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 142 страницах машинописного текста, содержит 31 иллюстрацию, 4 таблицы. Список литературы включает 156 наименований.

Диссертационная работа выполнена на кафедре геологии нефти и газа Пермского политехнического института. Результаты, изложенные в диссертации, являются итогом исследований автора, начатых в период работы в научно-исследовательском секторе при выполнении хоздоговорных тем и продолженных в процессе обучения в очной аспирантуре Пермского политехнического института. Автор выражает искреннюю признательность и благодарность научным руководителям работы доктору геолого-минералогических наук, профессору С.А. Шихову и доктору геолого-минералогических наук В.И.Галкину за постоянное внимание, научные консультации и поддержку в процессе выполнения исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе "Современное состояние методов прогноза и пути их совершенствования" приводится анализ существующих методов прогноза нефтегазоносности локальных структур, отмечены основные

достоинства и недостатки, предложены" направления их дальнейшего развития.

Метод прогноза - это система приемов, направленная на определение нефтегазоносности (или ее отсутствие) локальных ловушек до постановки на них глубокого нефтепоискового бурения (В.Д.Наливкин, 1981). Метод состоит из критериев, описания процедуры их получения, описания способов оперирования с ними и описания приемов контроля получаемых результатов.

Все методы прогноза, в зависимости от того, на каких характеристиках залежей они основаны, подразделяются на две основные группы: I) прямые методы; 2) косвенные методы. Прямые методы прогноза нефтегазоносности основаны на характеристиках, производных от наличия залежей нефти и газа и подразделяются в свою очередь на геохимические и геофизические. Основные результаты этих исследований изложены в работах Б.А.Бачурина, В.М.Бзрезкина, В.И.Галкина, Г.Н.Гогоненкова, А.А.Оборина, С.Прель, И.С.Старобинец, A.B. Соколова, Е.В.Стадника, Д.Б.Тальвирского, М.А.Шишкина и др.

Несмотря на определенные успехи, надежность прогноза нефтегазоносности ловушек прямыми методами остается еще недостаточно высокой, поэтому на данном этапе они являются вспомогательными в общем комплексе поисковых работ на нефть и газ.

В настоящее время основными способами прогноза нефтегазоносности и оценки перспектив той или иной территории являются косвенные методы, основанные на показателях, отражающих условия формирования и сохранности залежей УВ.

Начало широкому использованию математических методов для прогнозной оценки локальных структур положено работами А.И.Холи-на, Р.И.Быкова и Ш.А.Губермана в 1964-1965 гг. В дальнейшем это направление развивалось и совершенствовалось в работах А.А.Аксенова, Д.О.Белонина, В.П.Бухарцева, Н.И.Буялова, А.М.Волкова, Ю.А. Воронина, В.С.Вышемирского, В.И.Галкина, М.З.Двали, В.А.Каштанова, В.Д.Наливкина, Н.Н.Поплавского, Г.П.Сверчкова, А.А.Трофимука, В.И.Шпильмана и др. Исследования показали, что наиболее перспективным инструментом изучения многомерных данных на современном этапе, являются статистические методы многомерного анализа. Внедрение математических методов и ЭВМ в геологические исследования позволяет реализовать классический принцип прямых аналогий на количественной основе, работать с большим количеством переменных, чем может осознать специалист-геолог, ограничить влияние индивидуального взгляда исследователя, усовершенствовать научные и ло-

гические основы процедуры прогнозирования. Важным преимуществом вероятностно-статистических методов является получение решающих правил классификации и выявление в формализованном виде условий, благоприятных для развития процессов нефтегазообразования и неф-тегазонакопления, что способствует конкретизации представлений и получению новых данных об особенностях формирования и размещения залежей нефти и газа. (Аксенов A.A., 1988).

Вероятностно-статистические методы способствовали получению ряда высоких результатов как при оценке продуктивности структур, так и при изучении факторов, контролирующих формирование и размещение залежей нефти и газа в геологических условиях различных регионов (Галкин, Лядова, Фофанова, 1987, 1988, 1989).

Дальнейшее совершенствование методов локального прогноза нефтегазоносности должно быть направлено на развитие положительных и устранение отрицательных сторон. С этой целью необходимо: I) направить исследования на уточнение моделей формирования мес-торовдений нефти и газа для более обоснованного выбора критериев нефтегазоносности; 2) всвязи с геологической спецификой каздого нефтеносного района разработать методику локального прогноза применительно к особенностям изучаемой территории; 3) проводить оценку новых объектов несколькими взаимно контролируемыми методами; 4) стремиться к созданию и внедрению автоматизированной системы прогноза нефтегазоносности локальных объектов.

Во второй главе "Основные черты геологического строения" приводится краткая характеристика разреза, региональной тектоники и нефтегазоносности северо-восточной части Волго-Урала. Анализируются особенности размещения каменноугольных залежей УВ по площади и по разрезу з пределах изучаемой территории.

При написании главы использованы специальные работы ПермНИПИ-нефть, КалйИИКИГС, а также труды И.Х.Абрикосова, Л.Л.Благиных, С.А.Винниковсхого, А.В.Кутукова, В.А.Лобова, Е.С.Ларской, В.З.Ма-каловского, В.М.Новоселицкого, И.В.Пахомова, В.М.Проворова, H.A. Пьянкова, В.Н.Бабакова, П.А.Софроницкого, С.А.Шихова, Л.В.Шаронова, О.А.Щербакова, К.С.Шершнева, М.А.Шишкина и других исследова-тэлей.

В главе приведена литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза. Показано, что на изучаемое территории выделяют три типа разреза - сводовый, 5ортовой и депрессионный,обусловленные особенностями геологического развития региона. В пределах изучаемой территории выделяются следующие крупные тектони-

ческие элементы: Камский свод, Висимская впадина, Пермский и Башкирский своды, Верхнекамская впадина, северная вершина Татарского свода, Предуральский прогиб и складчатый Урал. Особенностью изучаемой территории является присутствие Камско-Кинельской системы впадин, которая сыграла огромную роль в формировании и размещении залежей в разрезе каменноугольных отложений.

В пределах рассматриваемой территории открыто около 200 месторождений. Стратиграфический диапазон нефтегаэоносности изучаемой территории весьма широк. Однако распределение запасов по площади и по разрезу крайне неравномерно. Анализ нефтегаэоносности изучаемой, территории показывает, что из общих разведанных запасов нефти и газа 80,6 % приходится на два нефтегазоносных комплекса -нижнекаменноугольный терригенный и среднекаменноугольный карбонатный. Нижнекаменноугольный терригенный комплекс включает отложения Малиновского и яснополянского надгоризонтов. На исследуемой территории имеет региональное развитие. Сложенная мощными песчаными и песчано-алевролитовыми пластами эта толща представляла собой превосходную проводящую систему, обусловленную хорошей сортировкой песчано-алевролитового материала, большой мощностью и сравнительно небольшой глубиной погружения (Л.В.Шаронов, А.В.Кутуков).

Среднекаменноугольный карбонатный комплекс включает отложения башкирского и московского ярусов. Распространен на территории исследования повсеместно, мощность и стратиграфическая полнота разреза не испытывает больших колебаний. Литологически ком -плекс представлен в основном карбонатными породами - известняками и доломитами. Наиболее широкий ареал распространения нефтегаэоносности связан с отложениями башкирского яруса.

Анализ размещения каменноугольных залежей по площади исследования показал, что прослеживается вполне определенная связь ареалов распространения нефтегаэоносности нижне- и среднекаменно -угольного комплексов. Наиболее четким совпадением ареалов характеризуется зона юго-восточного борта ККСВ, здесь же наблюдается наибольшее заполнение ловушек УВ. Эта закономерность прослеживается также на структурах облекания позднедезонских рифовых массивов внутри ККСВ, для которых характерно осложнение общего цоколя рядом вершин (Батырбайский, Ярино-Каменноложский, Березниковский и др.). Однако имеются различия в ареалах. На структурах северозападного борта ККСВ отмечается меньший этаж нефтегазотосности. Севернее Шеметинского месторождения залежей б среднакаменноуголь-

ных отложениях не обнаружено (Майкорский, Васильевский и лр,валы). На большинстве структур облекания одиночных рифов внутри ККСВ залежи УВ установлены только в одном из комплексов. Значительное несоответствие ареалов нефтегазоносности нижне- и среднекаменно-угольных отложений отмечается в пределах северной части Верхнекамской впадины, в районе Косьвинско-Чусовской седловины, Калининской впадины ККС и на ряде структур Башкирского свода. Кроме того, в пределах территории исследования изучено значительное количество пустых структур.

В соответствии с вышеизложенным для последующего анализа автором выделены четыре группы структур:

1) структуры продуктивные в нижне- и среднекаменноугольных отложениях;

2) структуры, продуктивные только в нижнекаменноугольных тер-ригенных отложениях;

3) структуры, продуктивные только в среднекаменноугольных отложениях;

4) пустые структуры.

В третьей главе "Геологическая модель формирования каменноугольных залежей" проанализированы существующие представления о механизме образования скоплений УВ в разрезе каменноугольных отложений. На основе статистического анализа выполнено обоснование геологической модели прогноза.

В настоящее время в той или иной мере разработаны основные фундаментальные положения теоретического характера, позволяющие обосновать геологическую модель формирования скоплений УВ в каменноугольных отложениях.

Значительные исследования в этой области выполнены И.Х.Абрикосовым, К.Б.Ашировым, Т.В.Белоконь, JI.Л.Елагиных, С.А.Винников-ским, В.И.Галкиным, Ю.А.Жуковым, А.Э.Кобловой, А.В.Кутуковым.В.А. Лобовым, С.П.Максимовым, В.В.Махаловским, А.В.Никулиным, A.A. Обориным, В.М.Проворовым, В.Н.Рыбаковым, П.А.Софроницким, В.А. Чахмахчевым, Л.В.Шароновым, С.А.Шиховым, К.С.Шершневым, М.А.Шишкиным и другими учеными.

Анализ существующих представлений об условиях формирования каменноугольных залежей на территории северо-востока Волго-Урала и теоретические разработки последних лет в области нефтяной геологии (А.З.Коблова, Т.В.Белоконь,1986, В.Ы.Проворов,1989, Ю.А. Жуков,1988, В.И.Галкин,1990) позволяют взять за основу геологической модели прогноза следующие положения:

ь

1) на территории исследований каменноугольные нефти по разрезу генетически однотипны;

2) наибольший вклад в общие ресурсы УВ дают нефтематеринские породы карбонатного девона и частично турне, представленные глубоководными битуминозно-глинисто-карбонатными отложениями домани-ковых фаций, приуроченных к ККСВ;

3) нефтегазоносность каменноугольных отложений в значительной мере контролируется Камско-Кинельской системой прогибов, обеспечивающей близкое пространственное соотношение мевду очагами генерации УВ и зонами их аккумуляции;

4) в формировании каменноугольных залежей большую роль играли процессы вертикальной миграции.

С целью обоснования геологической модели прогноза в работе выполнен статистический анализ фактического материала по месторождениям и пустым структурам северо-востока Волго-Урала. Установлено, что региональная нефтегазоносность каменноугольных отложений в значительной мере контролируется тремя факторами: глубиной погружения кровли терригенного девона (Нд3 ), мощностью верхнеде -вонско-турнейского комплекса (Мд3 - С) ), положением структур относительно осевой зоны ККСВ ( Ькксд ) (Галкин, Лядова и др., 1987, 198Й, Лядова, 1989,1991).

Глубина кровли терригенного девона одновременно характеризует и гипсометрическое положение подошвы верхнедевонской карбонатной толщи и может указывать на условия проявления главной фазы нефтеобразования (ГФН) в этих отложениях. Установлено, что практически все продуктивные структуры фиксируются в ограниченном ин -тервале отметок Нд3 от минус 1750 до минус 2200 м. Этот интервал соответствует.главной зоне нефтеобразования в карбонатных отложениях верхнедевонско-турнейского комплекса, установленной Т.В. Белоконь, А.В.Кутуковым (1984).Это свидетельствует о близком пространственном соотношении зон герацки УВ и зон их аккумуляции.

Согласно принятой геологической модели значительная роль в формировании каменноугольных залежей УВ отводится процессам вертикальной миграции, в результате которых происходит перераспределение УВ между комплексами. Интенсивность вертикальных перетоков из нижнекаменноугольных отложений в среднекаыенноугольные в соответствии с моделью должна находиться в определенной взаимосвязи с качеством тульской региональной покрышки. По мере ухудшения ее экранирующих свойств, уменьшения мощности на месторождениях должно происходить относительное обеднение УВ нижнекаыенноугольных

отложений и обогащение УВ среднекаменноугольных ловушек. Сопоставление коэффициентов заполнения нижнекаменноугольных и среднека-менноугольных ловушек показало, что для нижнекаменноугольных ловушек коэффициенты изменяются от 0,15 до 1,0, тогда как для ловушек среднего карбона коэффициенты заполнения характеризуются более высокими значениями от 0,5 до 1,0. Установлена обратная зависи -кость мевду коэффициентом заполнения ловушек в среднем карбоне и мощностью тульской покрышки (г = -0,417). В то же время показано, что заполнение ловушек нижнеги карбона также зависит от мощности вышележащей покрышки, но связь в этом случае положительная ( г = 0,337).

В результате изучения существующих схем формирования каменноугольных залежей УВ и статистического анализа фактического материала для изучаемой территории принята геологическая модель наиболее точно объясняющая наблюдаемые закономерности.

В четвертой главе "Методика прогнозной оценки локальных структур" описаны процедуры прогнозирования нефтегазоносности нижне- и среднекаменноугольных отложений вероятностно-статистическими методами. В главе изложен математический аппарат прогнозирования, сформулированы принципы формирования исходного признакового пространства, выполнена оценка информативности структурно-тектонических показателей и анализ их влияния на нефтегазоносность локальных структур. Определены решающие правила прогнозирования.

Задача прогноза может быть сформулирована следующим образом. На основе сравнительного изучения месторовдений и структур, выведенных из бурения с отрицательным результатом, описанных в пространстве структурно-тектонических показателей, выбрать информативную систему признаков, позволяющую отчетливо разделить объекты обучения. На основе выбранной информативной системы признаков произвести оценку подготовленных к нефтепоисковому бурению структур на перспективные и неперспективные. Другой важной задачей, подлежащей решению, является прогноз вероятного количества залежей и их стратиграфическая приуроченность в разрезе каменноугольных отложений.

В соответствии с постановкой задачи прогноза были сформированы четыре обучающие выборки (эталоны) для последующего сравнительного анализа. Одна выборка объединила все пустые структуры,а три другие образованы в соответствии с выделенными классами продуктивных структур. Первый класс включает месторождения с зале -

жали в нижнем и среднем карбоне, второй - структуры с залежами только в нижнем карбоне, третий - структуры с залежами только в среднем карбоне (Лядова,1991).

Показано, что в системе факторов, контролирующих нефтегазо-носность, тектонический фактор является важнейшим (Галкин.Лядова, Фофанова, 198а, 1990), поэтому в работе прогнозная оценка локальных структур базируется на исследовании структурно-тектонических критериев, существенное влияние которых на нефтегазоносность каменноугольных отложений вытекает из принятой геологической модели. Общий объем информации составил 27 признаков, которые отражают особенности изучаемых локальных объектов и окружающую их геотектоническую обстановку.

Индивидуальная информативность признаков оценивалась по критерию X2 • Сравнение признаков по информативности проводилось для следующих совокупностей: I) нефтяные и пустые структуры; 2) структуры, продуктивные в нижне- и среднекаменноугольных отложениях и продуктивные только в одном из комплексов; 3) структуры, продуктивные только в нижнекаменноугольных отложениях и структуры, продуктивные только в среднекаменноугольных отложениях.

Анализ распределения показателей по информативности показывает, что для пустых и нефтяных структур наибольший вес имеют региональные характеристики, оценивающие генерационный потенциал, т.е. пустые структуры, как правило, расположены в неблагоприятных, с точки зрения нефтегазообразования, условиях. Продуктивные структуры с различной нефтегазоносностью каменноугольных отложений в большей степени отличаются по показателям, характеризующим условия аккумуляции и сохранности залежей УВ (Лядова, 1992). Для трех сравниваемых совокупностей совпадающими в группе информативных оказались семь показателей: мощность осадочного чехла (Мо.ч.), мощность верхнедевонско-турнейского комплекса (Мд^-с,), удаление от осевой зоны ННСВ ( ¿Кксв )» удаление от разломов ( Ьр ), амплитуда структуры по нижнему и среднему карбону (Ас} , Ас г ). Эти показатели можно считать универсальными для данной территории при прогнозе нефтегазоносности локальных структур (Галкин, Лядова и др., 1987, 1988).

Для изучения влияния показателей на нефтегазоносность структур на основе обобщения и статистической обработки данных по 300 структурам (продуктивным и пустым) построены серии вероятностных кривых по кавдому показателю и приведен их детальный геологичес-

кий анализ. Показано, что изменение величины параметра приводит к изменению вероятности продуктивности структуры в целом и влияет на стратиграфическую приуроченность залежей в разрезе каменно -угольных отложений (Лядова, 1992).

Наиболее тесные зависимости нефтегазоносности локальных структур установлены с мощностью осадочного чехла (Мо. ч.), удалением поднятий от разломов ( Lp ), удалением от осевой и борто -вой зон ККСВ ( L кксв ш Lb ), мощностью верхнедевонско-турнейского комплекса (Мд3 - с, ), глубиной погружения кровли верхнедевонских терригенных (Ндз ), нижнекаменноугольных терри-генных (Не, ) и среднекаменноугольных (Нс2 ) отложений, со степенью структурного контроля ловушки (С.К.), с амплитудой неоген-четвертичных движений (кн-а ), с мощностями коллекторов (MCf и Мс2 ) и покрышек ( Пмл , Пс, , Пег ), с амплитудами (Ас, , Асг , Ар, ) и площадями ( Sci , Scг ' структур. Изучено влияние ряда комплексных показателей - Ас, / Sc, , Асг / SC2 , Ас, /Пс, , Асг /Пег .

Мощность осадочного чехла отражает как генерационные возможности недр, так и условия сохранности, и в качестве одного из основных критериев нефтегазоносности признается всеми сторонниками органического происхождения УВ (В.С.Лазарев, В.Д.Наливкин,1976). Это хорошо согласуется с результатами, полученными по территории исследования. Продуктивные структуры встречаются в интервале мощностей осадочного чехла от 1,5 до 9,5 км. Однако, вероятность выявления продуктивных структур разных классов в указанном диапазоне глубин далеко не равнозначна. Области с мощностью осадочного чехла более 5,5 км характеризуются устойчивым повышением вероятности выявления залежей в обоих комплексах. Pi^i /Мо.ч.) изменяется от 0,5 до 0,85 при Мо.ч. = 6,5 - 9 км. Структуры второго и третьего классов приурочены к участкам с меньшей мощно -стью осадочного чехла.

Установлена взаимосвязь мевду размещением залежей в разрезе каменноугольных отложений и расстоянием структур до ближайшего разрывного нарушения (Галкин, Лядова, и др., 1987). Наиболее значительное влияние на нефтегазоносность локальных структур отмечается в зоне непосредственной близости от разломов на расстоянии 0-4,5 км. Концентрирование основной массы структур I и Ш классов в этом интервале является, вероятно, с одной стороны результатом структурообразующей роли разломов, а с другой - указывает

на проводящую роль региональных нарушений.

Анализ критериев ( Ькксв, ¿6 и Цд3- с,), характеризующих положение структуры относительно ККСВ, показывает, что особенности площадного и интервального распределения каменноугольных залежей на изучаемой территории обусловлены структурнофациальной зональностью, которая в свою очередь теснейшим образом связана с тектоническими и седиментационными процессами, которые были основной причиной формирования различных типов зон нефтегазонакоп-ления и нефтяных месторождений на контролируемой ими территории (Лядова, 1989).

Структуры первого класса как правило расположены в бортовой зоне ККСВ. В направлении осевой зоны, а также за пределами ККС вероятность появления структур этого класса резко снижается. Структуры второго класса встречаются внутри ККСВ с ) = 0,8 и с Р(/ ЬБ ) = 0,6 в бортовой зоне. Структуры третьего класса, как правило, значительно удалены от борта ККС. Первостепенное значение имеет показатель мощности верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса (Мд3 -с, ). Анализ вероятностных кривых показывает, что при МДз - с» более 600 м вероятность появления структур I класса составляет 0,9. В интервале 500-600 м наибольшей вероятностью характеризуются структуры П класса, в интервале 400-500 м преобладают структуры третьего класса. Таким образом, ККСП сыграла решающую роль в формировании и размещении основной массы месторождений. Эта роль проявилась, о одной стороны, в создании благоприятных для аккумуляции УВ структурных условий в бортовых зонах прогибов и краевых частях палеосводов. Палеогео-морфологическая обстановка способствовала образованию высокоаып-литудных барьерно-рифовых тел с последующим формированием структур облекания. Чем больше амплитуда ядра, массивнее и контрастнее биогермное сооружение, тем до более высоких слоев разреза сохраняется структура облекания, тем больше число продуктивных горизонтов и залежей можно ожидать в этих объектах. На менее выраженных рифогенных ядрах формировались структуры облекания со сравнительно малыми амплитудами, что в свою очередь, отрицательно повлияло на этаж нефтегазоносности каменноугольных отложений. Кроме того, с ККСП связаны образование и пути миграции УВ. Толща депрессионных осадков сравнительно большого стратиграфического интервала (от доманика до нижнего визе) была нефтематерннской. Продуцированные УВ мигрировали из впадииных областей по восстанию пластов и трещиноватым зоной и занимали повышенные участки

в бортовых частях прогибов. Таким образом, исключительно благоприятные структурно- литологические условия для образования залежей в обоих комплексах существовали в краевых зонах сводов, сопряженных с бортами впадин, вблизи зон нефтегазообразования.

Изучено влияние мощностей малиновской и тульской региональных покрышек на вертикальный диапазон нефтегазоносности каменноугольных отложений. Согласно принятой геологической модели интенсивность вертикальных перетоков из нижележащих комплексов в Еьгае-лежшдие должна находиться в зависимости от их качества.

Анализ изменения мощности малиновской покрышки ( Пмл ) подтверждает в целом существование таких зависимостей. Структур! первого класса характеризуются наибольшей вероятностью в интервале мощностей 8,6-12,2 м,( увеличение мощности приводит к заметному снижению вероятности Р(М, / Пмл ) до 0,25, т.е. значительная по мощности покрышка препятствовала проникновению УВ вверх по разрезу. Возможно именно эта причина оказалась одной из главных в том, что внутри ККСВ имеется целый ряд пустых структур, причем на некоторых залежи отсутствуют в каменноугольных отложениях, в то время как по девону они продуктивны. Появление залежей в среднекаменно-угольных отложениях прямо связано с ухудшением качества тульской покрышки, об этом свидетельствуют полученные зависимости. С увеличением мощности тульской покрышки закономерно увеличивается вероятность появления структур второго класса, Р( V*/, /Пс( ) =0,8 при Пс, > 8 м. И, наоборот, происходит резкое снижение вероятности появления структур третьего класса до 0,3. В интервале мощностей Пс, 5-7,2 м Р( и^/Пс, ) = 0,75.

Проведенный анализ влияния структурно-тектонических показателей на нефтегазоносность каменноугольных отложений показал,что введенный из модельных представлений о процессах формирования каменноугольных залежей набор показателей несет в себе информацию о природных процессах, контролирующих условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления (Лядова, 1991).

Из анализа графиков следует, что возможная продуктивность или непродуктивность локальных структур, а также характер распределения каменноугольных залежей в разрезе изучаемой территории в значительной мере определяется структурно-тектоническими факторами. На основе проведенных исследований конкретно определена степень влияния каждого из перечисленных факторов на нефтегазоносность локальной структуры, выявлена относительная значимость каждого из них.

Рассмотренные выше закономерные связи меэду вероятностью продуктивности каменноугольных отложений и структурно-тектоническими показателями использованы для прогнозной оценки подготовленных структур. Решающие правила прогнозирования разрабатывались на основе использования формулы Байеса и линейного дискриминант-ного анализа. Преимущество этих методов при решении прогнозных задач показано в работах (Галкин, Лядова, Фофанова, 1967, 1988, 1989, Лядова, 1991, 1992). Проверка решающих правил на эталонных и экзаменационных объектах показала, что они достаточно эффек -тивны и могут быть использованы при прогнозной оценке локальных структур, подготовленных к глубокому бурению. Решение этой задачи осуществлялось в следующем порядке.

1. Определение комплексного критерия вероятности продуктивности структур Р( V/! / Хп\ ) с учетом 27 показателей по формуле Байеса.

2. Разделение структур на продуктивные и пустые с помощью уравнения ЛДФ:

Я = 0,0001 Мо.ч. - 0,009 Ькксв - 0,023 Нд3 + 0,029 Не, 0,045 Цд3 - с,- 0,334 ¿р - 0,017 Ас, * 0,01 Ас2 ♦ 0,0078 Мс, + 0,177 Мсг - 0,655 Пмл - 0,359 Пс, + 0,52 Псг - 0,21 кц-Ч + 1,86 С.К.

Дискриминантный индекс Я0 = 25,08, определяет для данной функции граничное значение. При > Я о - структуры принадлежат к продуктивным, при < Яо - к щгстым.

3. Сопоставление результатов определения продуктивности структур по формуле Байеса и ЛДФ. Выделение продуктивных и пустых структур.

4. Определение вероятности принадлежности продуктивных структур к одному из трех классов - Р( \л/, / ДСт ), Р( /), Р( , / X т ) по формуле Байеса.

5. Определение принадлежности структур к I и П + Ш классам 'по ЛДФ:

I? = 0,0014 Мо.ч. + 0,045 ¿ККСв * 0,0144 Не, - 0,0067 Нсг

- 0,81 Мдз - с, + 0,209 1р - 0,084 Ас, + 0,057 Асг

+ 0,033 Мс, + 0,481 Мс2 + 0,09 бс, - 0,115 5сг

- 0,042 Ар, + 0,186 Ас,/ ¿с, + 0,282 С.К.

Дискриминантный индекс Ко = 12,55. Решающее правило таково,что при Я < , структуры относятся к первому классу, при I? > Я о - к совокупности второго и третьего классов.

6. В случае попадания структуры в совокупность И + Ш классы с помощью уравнения ДЦФ оценивается принадлежность объекта к одному из них:

R = -0,0025 Мо.ч. - 0,023 Lp + 0,026 Нд3 - 0,34 LP -0,07 (4д3 - с, - 0,5 Ас 1 + 0,299 Асг - 0,214 Мс, + 3,32 Пс, - 4,03 Пег + 0,003 He* - 0,069 Sc, + 0,076 Sc2 - 0,778 Ac,/Sc, + 0,1 Ac, / Пс, Индекс R0 = - 71,57, при R < R0 - структуры принадлежат второму классу, при R > Ro - третьему классу.

7. Сравнение результатов разделения продуктивных структур на классы с различной нефтегазоносностыо каменноугольных отделений двумя методами.

• Ранжирование прогнозных структур по степени перспективности.

В пятой главе "Результаты прогнозной оценки локальных структур" анализируется эффективность выработанных решающих правил прогнозирования и построенная по результатам прогноза схема районирования территории по степени перспективности каменноугольных отложений. В соответствии с изложенной методикой в течение I9ts6-1992 годов оценено 122 структуры, подготовленные к глубокому бурению. На первом этапе оценивалась продуктивность структуры в целом. Выделены группы структур: наиболее перспективные, возможно перспективные и малоперспективные. В настоящее время глубоким бурением изучены 97 структур. Общая эффективность распознавания продуктивных и пустых структур составила 75 %. В то же время необходимо подчеркнуть, что в группе наиболее перспективных результаты прогноза подтвердились в 86 % случаев, а в группе малоперспективных - в 79 %. Несколько ниже эффективность распознавания в группе возможно перспективных структур. Для 50 структур, получивших положительную оценку на первом этапе прогнозирования,выполнено ранжирование по классам. По 6 объектам прогьоза однозначного решения получить не удалось. Эффективность предлагаемой методики прогноза нефтегазоносности нижне- и среднекаменноугольных отложений сос-авила по данным глубокого бурения 73 %. Необходимо отметить, что лучше других распознаются структуры первого класса. Они более контрастно отличаются как от пустых структур, так и от поднятий с залежами только в одном из комплексов. Эффективность распознавания этого класса структур наиболее высокая (82 %). Результаты прогнозной оценки локалькнх структур показывают, что комплекс структурно-тектонических показателей, получаемых на

стадии подготовки структур к глубокому бурению, может быть использован не только для разделения объектов на продуктивные и пустые, но и для более точных оценок параметров их нефтегазонос-ности, отражающих характер размещения залежей в разрезе каменноугольных отложений.

С учетом имеющейся информации по разбуренным структурам и результатам прогнозной оценки подготовленных поднятий составлена схема районирования территории по степени перспективности локальных структур. Анализ схемы районирования территории показывает, что наблюдается достаточно дифференцированная целостная картина пространственного распределения земель с различной нефтегазонос-ностью каменноугольных отложений. Происходит постепенный переход от I зоны, включающей структуры продуктивные в обоих комплексах ко П и Ш зонам, с залежами только в одном из комплексов и 1У малоперспективной зоне, где преобладают пустые структуры. Прослеживается отчетливая тенденция уменьшения числа продуктивных горизонтов по мере приближения к границе продуктивных земель. Как правило, за зоной с одним продуктивным горизонтом начинается территория пустых структур. Предложенная схема районирования может способствовать концентрации поисково-разведочных работ на наиболее перспективных площадях.

Основные научные и практические результаты диссертационной работы заключаются в следующем:

1. В результате детального анализа нефтегазоносности каменноугольных отложений на месторождениях северо-восточной части Волга-Урала установлено, что месторовдения отличаются по числу продуктивных комплексов и по их положению в разрезе. Показано, что различный диапазон нефтегазоносности каменноугольных отложений тесно связан с положением поднятий в различных структурно-фациальных зонах.

2. Проанализированы и уточнены теоретические представления

о закономерностях формирования и размещения нижне- и среднекаменноугольных залежей. Статистически обоснована геологическая модель формирования залежей УВ, которая наиболее полно объясняет наблюдаемые закономерности. Установлена связь между мощностью региональной тульской покрышки и коэффициентами заполнения нижне- и среднекаменноугольных ловушек.

3. Выполнен анализ информативности критериев. Показано, что продуктивные и пустые структур.'! в большей степени отличаются по региональным показателям, касающимся их положения относительно

зон нефтегазообразования. Продуктивные структуры с различным диапазоном нефтегазоносности отличаются в большей мере по показателям, характеризующим условия аккумуляции и сохранности залежей УВ.

4. Впервые выполнен количественный анализ критериев, определяющих различную нефтегазоносность каменноугольных отложений на локальных структурах.

5. На основе комплекса информативных показателей разработаны геолого-математические модели локального прогноза нефтегазоно-сности с использованием формулы Байеса и линейного дискриминант-ного анализа. Полученные решающие правила апробированы на прог -нозных объектах. Эффективность распознавания составила 75 %.

6. С использованием результатов прогнозной оценки локальных структур выполнено районирование изучаемой территории по степени перспективности каменноугольных отложений. Анализ схемы показал, что происходит постепенный переход от высокоперспективных участков к перспективным и малоперспективным. Прослеживается отчетливая тенденция уменьшения числа продуктивных горизонтов по мере приближения к границе продуктивных земель. Как правило, за зоной с одним продуктивным горизонтом начинается территория пустых структур.

7. Сведения о наиболее вероятном распределении залежей в разрезе каменноугольных отложений являются важнейшей информацией при планировании поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Разработанная методика прогноза может быть составной частью при оценке перспектив нефтегазоносности локальных структур в северовосточной части Волго-Урала.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Зональность размещения структур с различной нефтегазонос-ностью каменноугольных отложений.

2. Комплекс критериев, контролирующих продуктивность локальных структур в нижне- и среднекаменноугольных отложениях.

3. Геолого-математические модели локального прогноза, позволяющие оценивать наиболее вероятное количество залежей в разрезе.

4. Схема районирования территории по степени перспектив нефтегазоносности нижне- и среднекаменноугольных отложений.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

I. О возможности прогнозирования нефтегазоносности локальных структур по комплексу геологических, геофизических и геохими-

ческих данных // Вопросы совершенствования методов поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья: Тез. докл. научи.-техн. конф. Пермь: Дом техники, 1984. С.12 (в соавторстве с Галкиным В.И., Фофановой Т.В.).

2. О некоторых закономерностях изменения плотности яснополянских нефтей на Уфимском плато // Тез. докл. научн.-техн.конф. молодых ученых. Пермь: Дом техники, 1986. 23с.

3. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур ве-роятноотно-статистическими методами // Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторовдений: Межвуз. сб. научн.тр. Пермь: 1987. С.21-25. (в соавторстве с Галкиным В.И., Жуковым Ю.А., Рыбаковым В.Н., Фофановой Т.В.).

4..Методика прогнозирования нефтегазоносности локальных структур .Пермского Прикамья // Геологическое строение и методика нефтепоисковых работ в Пермском Прикамье. Пермь: 1967. Деп. в ВИНИТИ 04.12.67. ;f 85I4-Bö7. С.30-33 (в соавторстве с Фофановой Т.В.).

5. Изучение геологических показателей локальных структур северо-востока Волго-Урала // Геология нефтяных и газовых месторождений, их поиски и разведка: межвуз. сб.научн.тр. Пермь: Перм. по;ш^ехн. ин-т, 1986. С.3-8 (в соавторстве с Галкиным В.И..Жуковым ¡O.A., Фофановой Т.В.).

6. Анализ размещения залежей нефти на территории Пермского Прикамья и Удмуртии в зависимости от глубины погружения терриген-ного девона // Тез. докл. научн.-техн. конф. Пермь: Перм.политех, ин-т, 1988. С.18.

7. Анализ размещения продуктивных и пустых структур в Пермском Прикамье и Удмуртии в связи с прогнозом нефтегазоносности // Геологическое строение и методика нефте-поисковых работ в Пермском Прикамье. Пермь: 1989. Деп. в ВИНИТИ 06.01.89. * 150-1369. С.12-15.

8. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур в Прикамье. Геология нефти и газа, 1988, № 5. С.15-18. (в соавторстве с Галкиным В.И., Жуковым U.A., Фофановой Т.В.).

9. Прогнозирование нефтегазоносности структур различного генезиса // Геология и разведка нефтяных и газовых месторовдений: Межвуз. сб.научн.тр. Пермь: Перм. политех.ин-т, 1989. С.32-38

(в соавторстве с Фофановой Т.В.).

10. Методика прогнозирования нефтегазоносности локальных структур Пермского Прикамья // Роль молодежи в решении конкретных

научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны: Тез. докл. всесоюзной конференции молодых ученых. Москва: ШНГ им. Губкина, 1989. С.35 (в соавторстве с Галкиным В.И., Фофановой Т.В.).

11. О возможности прогнозирования нефтегазоносности на юго-востоке Пермского Прикамья // Нефть и газ, Баку, 1990, It" 2.

С.15-19 (в соавторстве с Галкиным В.И., Шиховым С.А., Жуковым Ю.А., Фофановой Т.В.).

12. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур различных геотектонических зон // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений: Межвуз. сб. научн.тр. Пермь: Перм.политех, ин-т, 1990. С.46-51 (в соавторстве с Галкиным В.И., Фофановой Т.В., йаршаевым С.А., Мерссн Н.Э., Никулиным Б.В.).

13. К прогнозу нефтегазоносности каменноугольных отложений Пермского Прикамья и Удмуртии // Проблемы развития нефтегазового комплекса страны: Тез. докл. всесоюзной конф.: КИНиГ им. И.М. Губкина, 1991. С.24 (в соавторстве с Фофановой Т.В.).

14. Сравнительная характеристика структур с различной нефте-газсносностыо каменноугольных отложений // Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений: Тез. докл. научн.-техн. конф. Пермь: Дом науки и техники, 1991. С.25-26.

15. К обоснования геологической модели прогноза нефтегазоносности каменноугольных отложений // Тез. докл. научн.-техн. конф. по результатам научно-исслед. работ. Пермь: Перм.политех, ин-т, 199I. C.II.

IÖ. Анализ влияния региональных и локальных геологических условий на размещение залежей в каменноугольных отложениях Прикамья: Экспресс - информ. Сер. "Нефтегазовая геология и геофизика". - М: 1992. Вып.6. C.7-I0.

Сдано в печать 17.12.92.

5ормат 60x84/15. Объем 1,5 п.л.

" Тираж ЮС. S-чказ 1548.

Рст&аринт Пермского политехнического института