Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Прогнозирование нефтегазоносности сложнопостроенных ловушек и залежей нефти южной части Ижма-Печорской впадины

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

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование нефтегазоносности сложнопостроенных ловушек и залежей нефти южной части Ижма-Печорской впадины"

^ л

, МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ \ РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

Ъ ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ (ВНИГРИ)

На правах рукописи

БАБАЕВ Георгий Артемович

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЛОВУШЕК И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ИЖМА-ПЕЧОРСКОЙ ВПАДИНЫ

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель - член-корреспондент РАЕН, доктор геолого-минералогических наук В.Н. Макаревич

Санкт-Петербург 1997

Работа выполнена в ООО "АмКоми"

Научный руководитель:

член-корреспондент РАЕН, доктор геолого-минералогических наук В.Н. Макаревич

Официальные оппоненты:

академик РАЕН, доктор геолого-минералогических наук, профессор Е.Б. Грунис

доктор геолого-минералогических наук, профессор Г.П. Сверчков

Ведущая организация: ИГи РГИ (г. Москва)

Защита диссертации состоится в "часов на

заседании диссертационного совета Д.071.02.01 при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, ВНИГРИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Автореферат разослан

Отзывы на диссертацию в двух экземплярах, заверенных подписью и печатью, просим направлять по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, ВНИГРИ, ученому секретарю.

Ученый секретарь диссертационного Совета кандидат геолого-минералогических наук "7?

А. К. Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Ижма-Печорская нефтегазоносная область (ИП НГО) и, в первую очередь ее южная часть, принадлежат к наиболее изученным сейсморазведкой и глубоким бурением землям Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП). ИП НГО расположена в пределах Ижма-Печорской впадины, одной из крупных структур Печорской плиты.

К настоящему времени на рассматриваемой территории открыто более 30 месторождений нефти и газа, а промышленная нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне - от среднедевонских отложений до образований верхней перми. Залежи большинства месторождений характеризуются сложным строением (литологическое и тектоническое экранирование, мозаичное распространение коллекторов и др.).

Освоение сложнопостроенных залежей нефти в южной части ИП НГО, которое с 1991 г. проводится силами ООО "АмКоми" под руководством диссертанта, показало, что геологическими организациями, проводившими геологоразведочные работы (ГРР), запасы большинства месторождений сильно завышены в силу традиционного подхода к разведке и оценке запасов углеводородов (УВ), основанного на опыте проведения ГРР в среднедевонско-нижнефранском комплексе, имеющем менее сложное строение, нежели верхнефранско-фаменский и верхнепермский нефтегазоносные комплексы (НГК). Это потребовало доразведки ряда месторождений, внесения существенных корректив в технологические схемы разработки, в результате чего их освоение оказалось малоэффективным и существенно сказалось на экономическом состоянии добывающих предприятий. В настоящее время возникла необходимость акцентировать внимание на оценке нефтегазоносности ловушек сложного строения, в т.ч. пересчете запасов нефти на месторождениях, подготовленных и введенных в разработку, на основе применения нетрадиционных подходов и методик оценки запасов и выделения новых нефтегазоносных объектов в разрезе, количественной и геолого-экономической оценке выявленных и подготовленных к бурению ловушек, являющихся ближайшим резервом освоения. Такие работы начали проводится по инициативе и под руководством автора в последние несколько лет и позволили оценить ресурсную базу территории исследования и предложить

новые направления ГРР и дальнейшего освоения недр, что является весьма актуальным для рассматриваемой территории.

Целью работы является выделение и количественная оценка перспектив нефтегазоносности поисковых и эксплуатационных объектов сложного строения в южной части ИП НГО.

Основные задачи исследований.

1. Типизация ловушек для нефти и газа ИП НГО.

2. Разработка рационального комплекса и методических приемов картирования ловушек сложного строения и оценки их нефтегазоносности.

3. Переоценка запасов нефти южной части ИП НГО (на основе применения новых методических приемов обработки ГИС и выделение новых объектов для освоения в пределах разрабатываемых месторождений, рекомендации по их разведке и освоению.

4. Прогноз нефтегазоносности ловушек (выявленных и подготовленных к бурению), количественная и экономическая оценка перспективных ресурсов нефти.

Научная новизна.

1. Предложен рациональный комплекс геолого-геофизических исследований, методика картирования и выделения новых нефтегазоносных объектов в пределах осваиваемых месторождений.

2. Выполнена оценка ресурсов нефти в пределах имеющегося фонда ловушек, дана их геолого-экономическая оценка.

3. Уточнены запасы нефти и газа на разрабатываемых месторождениях, приуроченных к ловушкам сложного строения, на основании усовершенствованных методик определения подсчетных параметров.

4. Даны рекомендации по методике подготовки и освоения новых нефтегазоносных объектов и направлению дальнейших работ.

Практическая значимость работы. Выполненная количественная и геолого-экономическая оценка ресурсов и запасов углеводородного сырья (УВС) на выявленных, подготовленных и разрабатываемых объектах позволили существенно уточнить ранее существующие представления о ценности недр южной части ИП НГО, наметить новые объекты для проведения ГРР и освоения в пределах разрабатываемых

месторождений, рекомендовать существенно изменить и дополнить технологические схемы разработки месторождений ООО "АмКоми".

Основные защищаемые положения.

1. Научное обоснование числа и типов ловушек для нефти и газа, количественная оценка перспектив их нефтегазоносности позволяют прогнозировать выявление около 360 перспективных ловушек УВ, среди которых преобладают сложные комбинированные с общими извлекаемыми ресурсами УВС 188.2 млн.т.

2. Разработанный комплекс диагностических признаков залежей УВ в геолого-геофизических полях является основой выделения и картирования нефтегазоперспективных объектов на территории ИП НГО и других областей ТПП.

3. Уточнение запасов УВС на объектах освоения с помощью применения современных технологий и методов ведет к повышению эффективности разведки и разработки месторождений южной части МП НГО.

4. Применение новых технологий и методик изучения разреза объектов освоения позволило выделить перспективные горизонты на разрабатываемых месторождениях в отложениях верхнефранско-фаменского и верхнепермского комплексов и первоочередные поисковые объекты (ловушки) сложного строения.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на Международных конференциях в г. Санкт-Петербурге (1996, 1997 гг.), в г. Минске (1997 г.), а также на многочисленных республиканских совещаниях в г. Сыктывкаре и г. Ухте (1991-1997 гг.).

По теме диссертации опубликовано 4 работы.

Фактический материал. В основу диссертации положены материалы сейсморазведки, ГИС, разведочного и эксплуатационного бурения, гидродинамических исследований скважин. Выполнен анализ результатов подсчета нефти по месторождениям ООО "АмКоми" (Северо-Аресское, Исаковское, Лемьюское, Аресское, Верхнекосьюское и др.). Проведен анализ и частичная обработка материалов более, чем по 250 скважинам, пробуренным в южной части ИП НГО. Использованы результаты научно-исследовательских работ, выполненных в ПГО "Ухтанефтегазгеология", ТП НИЦ, ПО "Печорагеофизика, ВНИГРИ, ПечорНИПИнефть, АО "Коминефть".

s

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 5-ти глав и заключения cf2Sстр. машинописного текста, рисунков и чертежей,2.3 таблиц).

Список литературы включает-^наименований. Диссертация выполнена в ООО "АмКоми" под руководством члена-корреспондента РАЕН, доктора геолого-минералогических наук В.Н. Макаревича, которому автор выражает искреннюю признательность за внимание и поддержку. Автор выражает благодарность за поддержку своим коллегам из различных нефтяных и научных организаций Республики Коми: Е.Б. Грунису, A.B. Игнатову, В.А. Холодилову, А.И. Кобрунову, А.И. Дьяконову, Л.З. Аминову, а также сотрудникам ВНИГРИ М.Д. Белонину, О.М. Прищепе, A.A. Отмасу за помощь в сборе материалов и консультации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1.

ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ.

В составе осадочного чехла южной части Ижма-Печорской впадины (Омра-Лыжская седловина) выделяется ряд структурно-формационных комплексов, ограниченных региональными перерывами. Каждому комплексу присущ характерный набор формаций и единство структурного плана.

Отложения рифейского комплекса представлены различными глинисто-слюдистыми сланцами общей мощностью более 200 м. Накопление формации происходило в мелководных морских условиях на фоне устойчивого интенсивного прогибания дна бассейна.

Вендско-нижнекембрийский комплекс сформировался в позднебайкальскую фазу тектогенеза и традиционно рассматривается в объеме ижма-омринского комплекса. Нижняя часть его сложена песчаной формацией (седьиольская свита) мощностью не более 400 м, верхняя -- песчано-глинистой (нибельская свита) мощностью до 500 м. Накопление отложений происходило в прибрежно-морских и лагунных условиях.

Силурийский комплекс. В каледонский цикл тектогенеза в ТПП происходило накопление мощных толщ терригенных и карбонатных формаций

ордовика - нижнего девона. На территории Омра-Лыжской седловины отлагались карбонатные формации нижнего и верхнего силура. Отложения нижнего силура представлены мергельно-доломитовой толщей (васькеркская свита) мощностью до 250 м. Верхнесилурийская часть комплекса представлена образованиями доломитово-известняковыми с широким развитием кораллово-строматопоровых и водорослево-строматопоровых известняков. Мощность отложений увеличивается на восток, где достигают 1200 м,

Среднедевонско-турнейский комплекс раннегерцинской фазы тектогенеза по формационным признакам делится преимущественно на две части: терригенную среднедевонско-саргаевскую и карбонатную доманиково-турнейскую.

Визейско-артинский комплекс, отложения которого формировались в среднегерцинскую фазу тектогенеза, представлен известняковой формацией мощностью 300-500 м. В основании комплекса на ряде участков залегает песчано-глинистая толща (формация) нижне-средневизейского возраста (10-30 м).

Кунгурско-нижнетриасовый комплекс сформировался в позднегерцинский этап тектогенеза на орогенной стадии развития Уральской складчатой системы, приведшей к смене карбонатного осадконакопления терригенным. Образования комплекса формировались в полифациальных условиях.

Среднегорский комплекс формировался в альпийский цикл тектогенеза.

Комплекс представлен глинисто-песчаной формацией мощностью до 240 м.

Формационные комплексы образуют обособленные НГК с различным масштабом нефтегазоносности и фазовым составом УВ.

Охарактеризованы основные черты тектонического строения ТПП. Определяющим в его строении является наличие в основании геоблоков различной тектонической активности, разграниченных глубинными разломами, секущими всю толщу земной коры. В пределах этого региона с запада на восток выделяются мобильные Тиманский, Печоро-Колвинский и Северо-Предуральский геоблоки, разделенные стабильными Ижма-Печорским и Большеземельским. Осадочный чехол мобильных геоблоков характеризуется преобладанием удлиненных интенсивных высокоамплитудных структур различных порядков, подчиненных одному простиранию. В пределах стабильных геоблоков преобладают пологие малоамплитудные структуры

различных ■простираний, имеющие изометрические в плане очертания. Пликативные деформации характерны для Ижма-Печорской впадины и входящих в ее состав подчиненных структур (Омра-Лыжская седловина, Омра-Сойвинская, Тэбукская, Лузская ступени, Мичаю-Пашнинская антиклинальная зона). Предлагается рассматривать Омра-Лыжскую седловину с ее специфическим стилем тектоники (по сравнению с северной частью Ижма-Печорской впадины) как крупную (I порядка) структуру Печорской плиты.

Основой для нефтегазогеологического районирования является принятое для данного региона тектоническое районирование. При более детальном районировании роль тектонических факторов снижается, одновременно возрастает роль литолого-фациальных особенностей осадочного чехла.

В соответствии с современными представлениями (Аминов, Дедеев и др., 1994, Белонин, Богацкий, Макаревич, 1995) выделено 6 НГО: Тиманская, приуроченная к восточной части Тиманского поднятия; Ижма-Печорская, охватывающая одноименную впадину; Печоро-Колвинская, соответствующая территории одноименного авлакогена; Хорейверская в пределах Большеземельского погребенного свода и наложенной на него Хорейверской впадины; Варандей-Адзьвинская, приуроченная к сложнопостроенной Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоне; Северо-Предуральская, охватывающая впадины Предуральского и Предновоземельско-Пайхойского прогибов.

Представляется возможным в качестве новой самостоятельной НГО также выделить Омра-Лыжскую, приуроченную к одноименной седловине Ижма-Печорской впадины. В пределах Омра-Лыжской НГО выделано 4 нефтегазоносных района (НГР), соответствующих структурным элементам, осложняющим седловину: Омра-Сойвинский, соответствующий одноименной ступени; Велью-Тэбукский, отвечающий Тэбукской ступени; Верхнелыжско-Лемьюский, включающий Лемьюскую и Лузскую ступени; Мичаю-Пашнинский, совпадающий с одноименной антиклинальной зоной.

В разрезе осадочного чехла рассматриваемой территории выделены следующие нефтегазоносные комплексы (НГК), соответствующие, как правило, струетурно-формационным подразделениям осадочного чехла: ордовикско-нижнедевонский карбонатный (в ИП НГО представлен в составе силурийского),

е

среднедевонско-нижнефранский терригенный, семилукско-турнейский карбонатный, средневизейско-артинский карбонатный и верхнепермский терригенный.

Наиболее важным элементом районирования при проведении ГРР является зона нефтегазонакопления (ЗН ГН).

Понятие о ЗНГН крайне неопределенное. Большинство исследователей под ЗНГН понимают ассоциацию сходных по генезису залежей УВ, приуроченных к определенному типу ловушек.

Наиболее приемлемым с точки зрения рационального проведения ГРР выделять ЗНГН в соответствии с положением в разрезе региональных и зональных покрышек. Таковыми на территории исследования являются тиманско-саргаевская глинистая - региональная, верхнеартинско-кунгурская -зональная, представленная аргиллитами и сульфатами, верхнеуфимско-нижнеказанская - зональная, представленная красноцветными глинами, переслаивающимися с алевролитами.

В пределах нижнего резервуара выделяются ЗНГН, связанные со среднедевонско-нижнефранским НГК, в среднем (по разрезу) резервуаре выделяются ЗНГН в семилукско-турнейском НГК (Аресско-Чикшинская, Тэбукская и др.), в верхнем резервуаре - ЗНГН в верхнепермском НГК (Лемьюская, Исаковская, Вельюская, Безымянная и т.д.). ЗНГН, установленные и прогнозируемые, являются объектом повышенного внимания при планировании поисково-оценочных работ на нефть и газ.

Глава 2.

ЛОВУШКИ ДЛЯ НЕФТИ И ГАЗА.

Рассматриваются тенденции в выявлении ловушек различного типа. С возрастанием степени изученности территории остается все меньше простых (антиклинального типа) неразбуренных структур, особенно средних и, тем более, крупных размеров. На первый план выходят ловушки все более мелкие и сложнолостроенные. Детально анализируются сложнопостроенные ловушки неантиклинального типа в терригенных и карбонатных НГК. В качестве ловушек сложного строения рассматриваются ловушки с литологическим и/или стратиграфическим ограничениями, включая и комбинированные,

образованные под воздействием нескольких факторов (тектонического, литологического и др.). ,

Наиболее характерными зонами неантиклинальных ловушек в терригемных отложениях являются • зоны выклинивания и глинизации коллекторов, зоны стратиграфического экранирования и комбинации этих зон.

Из неантиклинальных ловушек в карбонатных НГК в первую очередь рассмотрены сложнопостроенные ловушки, связанные с органогенными постройками (ОП).

Согласно последним данным (Макаревич, Бабаев, Клинчев, 1997) биогенно-карбонатные формации ТПП, приуроченные к верхнеордовикско-нижнедевонскому, верхнефранско-турнейскому и верхневизейско-нижнепермскому НГК, содержат более 70% начальных суммарных ресурсов УВ провинции, а их удельный вес в приросте промышленных запасов нефти и газа в последние годы составляет около 90%.

Новые данные о геологическом строении месторождений южной части Ижма-Печорской впадины позволили уточнить строение органогенных построек Аресско-Чикшинской зоны (Бабаев, 1996). По этим объектам прослежена генетическая связь ОП франского времени со структурами облекания задонского яруса и связанными с ними нефтяными залежами.

Подробно рассматриваются принципы классификации ловушек и применительно к исследуемому региону предлагается классификация ловушек нефти и газа (рис. 1). При этом даны определения различных типов ловушек.

Выделяются ловушки структурные, литологические, стратиграфические и комбинированные. Наибольшее распространение в регионе получили ловушки комбинированные - сводовые с литологическим ограничением (среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК - Джъерское, Пашнинское, Западно-Тэбукское и др. месторождения), струюурно-литологические (среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК - Верхнеомринское, Нижнеомринское и др. месторождения) и антикпинально-рифовые (верхнефранско-турнейский карбонатный НГК - Пашнинское, Западно-Тэбукское, Северо-Аресское, Аресское, Сотчемьюское и др. месторождения).

Рассматриваются также ловушки, которые в ближайшем будущем могут стать реальными объектами ГРР. К ним отнесены подготовленные и

Структурные

Литологические

(на моноклиналях) Ысаковсиое

Антиклинальные

Дизъюнктивно-экранированные (на моноклиналях, крыльях и бортах крупных структур I и II порядка

ПашнинскоI

Озрв Зап.-Тзбукское пл. ОгаГ пл. О зря Джъерское Вост.-Савиноборское Огя/

Сев.-Савиноборское Озрэ Мичаюское, пл.1в Лемьюсков, Р г

Верхнеомринское Озрь ОгаГ Нижнеомринское йзрэ 0 2а( Нибельское Джебольское

Ьашнинское Оз/т 1 Зап.-Тэбукское

Ю.-Тэбукское

Зап.-1 зОуксков пл. Огв( пл. 02Ь$+№

Рис. 1

Типы ловушек исследуемой территории (на примере открытых залежей УВ)

выявленные сейсморазведкой объекты с подсчитанными по ним локализованными ресурсами УВ.

В пределах рассматриваемой территории резервный фонд насчитывает 57 перспективных структур, в т.ч. 30 подготовленных и 27 выявленных. В этих структурах выделено 73 объекта (ловушки), характеристика которых приведена в работе.

Специальные исследования посвящены изучению перспектив выявления новых ловушек в регионе. Критически проанализированы различные методики прогнозирования числа новых (еще не оконтуренных) структур (Удот, 1987; Отмас, 1992 и др.) и объектов разработки (Сверчков и др., 1988). Предлагается усовершенствованный способ расчета числа неоконтуренных перспективных ловушек через среднюю площадь территории, приходящуюся на одну структуру. По расчетам всего в южной части ИП НГО прогнозируется выявление еще около 360 перспективных ловушек со средней величиной извлекаемых ресурсов нефти 0,52-0,53 млн.т в каждой.

Глава 3.

НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ.

Первая часть этой главы посвящена структуре УВС. Оценка прогнозных ресурсов УВ была выполнена на 01.01.1993 г. (Макаревич, 1994, Панкратов, 1994). Пересчет запасов нефти, газа и конденсата месторождений Республики Коми должен быть завершен в 1997-98 г.г. Такая переоценка часто приводит к уменьшению запасов промышленных категорий. Как показала переоценка сложных объектов, приуроченных к верхнепермским терригенным и верхнедевонским карбонатным НГК с учетом результатов эксплуатационного бурения запасы залежей были существенно завышены на Северо-Аресском, Исаковском и Лемьюском месторождениях (Бабаев, 1996). Приводится структура НСР района исследования по состоянию на 1.01.1997 г.

Основными нефтегазопромышленными и нефтегазоперспективными комплексами остаются среднедевонско-нижнефранский в Омра-Сойвинском, Велью-Тэбукском, на большей части Мичаю-Пашнинского НГР, где с ними связано около 60% прогнозных ресурсов Омра-Лыжской НГО, семилукско-

турнейский в остальной ее части и верхнепермский в центральной и северной частях.

Рассматривается структура локализованных ресурсов нефти. Отмечается, что более половины (58%) всех перспективных ресурсов нефти приходится на семилукско-турнейский НГК. Далее в порядке убывания следуют верхнепермский, среднедевонско-нижнефранский, средневизейско-нижнепермский и верхнепермский комплексы. Обобщены данные по распределению прогнозных ресурсов нефти по глубинам, коллекторским свойствам вмещающих пород. Большинство прогнозируемых объектов приурочено к глубинам до 1.5 км в Омра-Сойвинском НГР, а в остальных районах они распределены поровну - до 1.5 км (верхнепермский НГК) и от 1.5 до 3 км (семилукско-турнейский и среднедевонско-нижнефранский НГК).

Распределение по классам прогнозируемых залежей показывает, что большинство из них будет мельчайшими и мелкими.

Приводятся результаты геолого-экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти, выполненной Г.П. Сверчковым, В.И. Назаровым, Л.Г. Каретниковым, О.М. Прищепой (1995). Для объектов локального фонда, прилегающих к району деятельности ООО "АмКоми" (подготовленные и выявленные), предложены модели освоения (от 1 до 3-х вариантов). Рассчитан уровень затрат, требующихся на освоение каждого объекта. По всем объектам резервного фонда, кроме Листвянского, удалось оптимизировать модель освоения и получить положительные оценки при принятых геологических параметрах. В работе приведены графики динамики отбора нефти на период до 30 лет и один из самых значимых экономических параметров -- чистая прибыль для разных вариантов расчета. Сделан вывод о том, что выбор объекта ГРР будет зависеть для предприятия, его инвестиционных возможностей и политики льгот, предоставленных органами, управляющими недропользованием.

Наиболее предпочтительными выглядят варианты освоения Западно-Гудыръельского, Курбатского и Гудыръепьского объектов. Определены критерии, влияющие на экономическую эффективность при дальнейшем освоении.

В работе подробно характеризуются нефтяные месторождения ООО "АмКоми".

Северо-Аресское, Западно-Аресское, Аресское и Турышевское месторождения расположены в пределах Вехнелыжско-Лемьюского НГР Аресско-Ч икшинской зоны органогенных построек. Стратиграфически залежи приурочены к карбонатным пластам (Ф5, Ф4, Ф2 и ФО) нижнего фамена. Залежи, как правило, пластовые, сводовые, сложного строения.

Приводится краткая история освоения базового объекта разработки ООО "АмКоми'-Северо-Аресского месторождения нефти (Бабаев, 1996). С момента ввода в эксплуатацию фактические показатели оказались значительно ниже проектных, что связывается, в первую очередь с недостаточной изученностью месторождения на поисково-оценочном этапе. По нижнему эксплуатационному объекту (пласт ФО) пробурено 36% скважин от проектного количества. Накопленная добыча нефти составила около 240 тыс.т.

В результате эксплуатационного бурения представления о геологическом строении залежи задонского горизонта (ФО) существенно изменились. Установлено более крутое залегание крыльев складки, а также наличие седловин, разбивающих структуру на ряд небольших куполов. Переоценка запасов нефти пласта Фо показала, что они более, чем в 6 раз меньше тех оценок, на основе которых была составлена технологическая схема освоения.

На Исаковском месторождении верхнепермские продуктивные полимистовые песчаники имеют в плане гораздо более сложную конфигурацию, чем представлялось ранее. Пласты часто пересекаются и замещаются глинистыми и алевритистыми породами. В разрезе зафиксировано более 7 продуктивных пластов. И только один из них (Рг-25) более или менее выдержан в пределах всей Исаковской структуры. Залежь нефти этого пласта является наибольшей по запасам - около 0,3 млн.т. Запасы остальных залежей - от 0,02 до 0,28 млн.т. Несмотря на сложное строение, учитывая малые глубины залегания (до 700 м), большинство залежей осваивается. Суммарная добыча нефти на 1.01.97 г. составила 72 тыс.т.

Завершается глава рассмотрением качества нефтей южной части Ижма-Печорской впадины, физико-химическая характеристика которых приведена в работе. На большей части территории впадины в нижних горизонтах осадочного чехла распространены легкие и средние нефти и тяжелые - в верхних. С плотностью нефтей тесно связано содержание серы, парафинов и бензинов.

t¿^

Характерной чертой некоторых нефтей является повышенная смолистость и парафинистость и пониженная сернистость тяжелых нефтей.

Глава 4.

МЕТОДИКА ПОИСКОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЛОВУШЕК.

В качестве основного геофизического метода картирования всех типов ловушек рассматривается сейсморазведка.

Детальность описания сейсмических методов в работе обусловлена их наибольшей эффективностью для картирования ловушек УВ. Большая роль при этом принадлежит , успехам сейсмостратиграфических исследований, теоретическим разработкам советских и зарубежных ученых (Кунин, 1990; Шлезингер, 1987; Волож, 1991; Ч.Пейтон, 1982). В главе изложены основы сейсмостратиграфии, классификации перерывов и несогласий, методические разработки сейсмостратиграфического анализа, касающиеся реконструкции обстановок осадконакопления, выделения и классификации сейсмостратиграфических подразделений (сейсмофаций, сейсмоформаций, синтем, квазисинхронных седиментационных сейсмических комплексов, сейсмогеологических этажей), непосредственно связанных с решением проблемы прогноза перспектив нефтегазоносности толщ.

При сейсмическом анализе временных сейсмических разрезов Ижма-Печорской впадины использовались результаты, полученные ГГП "Печорагеофизика"за периоде 1981 по 1995 гт., и результаты личных исследований автора.

Наиболее простыми для сейсмостратиграфического анализа являются объекты, морфологически выраженные в волновом сейсмическом поле. Такими объектами являются в ТПП органогенные постройки типа биогермов, широко развитые в верхнедевонских отложениях района исследований (Чикшинско-Аресская зона построек, Западно-Тэбукская и др.).

Рифовые образования характеризуются обычно избыточной плотностью 0.02 г/куб.см, изменением скоростей в диапазоне 5.5 - 6.3 км/с, тогда как в зарифовой зоне - 4.2 - 5.5 км/с, в предрифовой - 3.5 - 5.8 км/с. Предметом непосредственных поисков являются небольшие по размерам высокопористые тела, характеризующиеся более низкой скоростью по сравнению с

вмещающими породами. По данным сейсморазведки скважин значения пластовых скоростей в продуктивных отложениях ниже, чем в непродуктивных. Такие высокопористые тела могут быть выделены в пределах самого рифового массива как его небольшая часть.

Зонам развития продуктивных карбонатных пластов-коллекторов часто соответствуют аномалии типа "яркого пятна" (Грунис, 1991).

В южной части Джебольской ступени проведены сейсморазведочные работы МОП" по редкой сети профилей, позволяющие все же в комплексе с литолого-стратиграфическим анализом данных бурения, гравиразведки уточнить строение семилукско-турнейского и других перспективных комплексов.

На временных сейсмических разрезах между отражающими горизонтами ПЮ (подошва доманика) и Ш (кровля терригенных отложений турне) выделяются аномалии волнового поля, отождествляемые с наличием в разрезе органогенных построек. Намеченным аномалиям соответствуют максимумы поля \Zzzz.

По комплексу методов в южной части Джебольской ступени выделено 15 карбонатных предположительно органогенных построек, каждая из которых может являться самостоятельной ловушкой для нефти и газа.

Комплексная интерпретация геолого-геофизических материалов на территории Джебольской ступени показывает, что зоны предполагаемых органогенных построек приурочены к приподнятому блоку фундамента.

Для воссоздания структурного плана, существовавшего в задонское время, и прогнозирования зон развития рифов составлена карта изопахит задонских отложений. Максимальными мощностями выделяется Ираельский прогиб. Возрастание верхнезадонской толщи по бортам прогиба и ряд других признаков позволяет выделять здесь сейсмофации органогенных построек, которые могут быть нефтегазоносными на Лемьюской. Расьюской и др. площадях.

Детальные сейсморазведочные работы методом ОГТ, проведенные по заказу ООО "АмКоми", позволили получить новые сведения о внутреннем строении органогенного массива Исаковского месторождения, а именно закартировать ряд вытянутых меридиональных проградирующих на восток отражающих "поверхностей". Выделенные отдельные локальные поднятия

повышают перспективность верхнедевонских отложений Исаковского месторождения.

Другим объектом изучения являются русловые сейсмофации верхнепермского сейсмического комплекса, продуктивность которых установлена в районе исследований (Лемью, Исаково и др.).

В работе представлены геологические модели русловых песчаников и их сейсмический образ, рассчитанный для нуль-фазового импульса. В изучаемом интервале разреза предполагается выделить объекты шнуркового типа с размерами: ширина - 0.5-1 км, длина - несколько км.

Совместный анализ временных разрезов и результатов моделирования, показал, что группы руслового генезиса тяготеют к вогнутым формам осей синфазности, тогда как маломощные пласты, не имеющие "русловой" формы кривых КС и ПС, выражаются в волновом поле в виде слабоинтенсивных наклонных отражений, которые не могут быть с уверенностью опознаны даже на близко расположенных профилях.

В работе подробно рассмотрен также вопрос выделения разнообразных по типу объектов, связанных с зонами срезания (выклинивания) отложений и имеющих большое значение для интерпретации волновой картины и картирования ловушек сложного комбинированного типа.

В условиях невысокой информативности сейсморазведки при картировании прерывистых и маломощных верхнепермских песчаных тел одним из наиболее важных методов их изучения является литолого-фациальный и палеогеоморфологический.

Теоретические основы применения литолого-палеогеоморфологических методов были заложены в работах многих исследователей (Грачезский, 1974; Проничева, 1975,1980; Буш, Гроссгейм, Рожков, 1986) и др.

К числу объектов палеогеоморфологического анализа относятся аккумулятивные и денудационные поверхности континентального генезиса. Важнейшим вспомогательным элементом палеогеоморфологических реконструкций является репер либо литологический, либо биостратиграфический.

Для построений по Исаковскому и Лемьюскому месторождениям автором был избран метод реконструкции от репера "сверху" (глинистая толща К-1). Эта толща имеет зональное распространение и залегает довольно близко к

t?

реконструируемой поверхности. На Лемьюской площади граница уфимского и казанского ярусов проводится по реперу K-II, являющемуся в данном случае контрольным (реконструкция от репера "снизу" для казанских пластов).

Были выбраны направления профилей скважин как вдоль простирания оси структур, так и на участках, наиболее выдержанных в разрезе песчаных тел, а затем построены площадные структурные {от структурной поверхности репера К-1) карты и карты изопахит.

На Исаковской площади удалось построить схему корреляции основных песчаных пластов (Р2-8.10, уфимский ярус, Р2-23,25,28, казанский ярус) и определить границы их распространения. Все песчаные пласты (залежи "шнуркового" типа) имеют сложную конфигурацию, часто пересекаются в плане и замещаются по простиранию на непроницаемые разности.

Фациальный анализ показал, что зоны локально повышенных мощностей отвечают аллювиальному или аллювиально-дельтовому комплексу фаций. К этому комплексу в уфимских и нижнеказанских отложениях приурочено наибольшее количество песчаных пластов.

Данные исследования легли в основу создания новой геологической модели строения верхнепермской продуктивной толщи и переоценки запасов на Исаковском и Лемьюском месторождениях.

Глава S.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЛОВУШЕК И ЗАЛЕЖЕЙ УВ.

Глава посвящена комплексу вопросов, связанных с

прогнозированием нефтегазоносное™, определением коллекторских свойств, характера и степени нефтенасыщения карбонатных и терригенных разрезов.

Открытые и частично разрабатываемые месторождения и залежи нефти в терригенных верхнепермских отложениях (казанский ярус Лемьюское, Исаковское и др.) и в карбонатных верхнедевонских (Чикшинско-Аресская зона ОП) приурочены к коллекторам, характеризующимся не только сложным литологическим составом пород, но и сильной невыдержанностью по площади. Это в значительной мере осложняет оценку их нефтеносности и прогнозирование. Однако новейшая технология бурения (целенаправленный

п

отбор и исследование керна, прогрессивные методы испытания объектов с воздействием на пласт и т.п.), а также современный комплекс геофизических исследований „скважин позволяют выявлять продуктивные пласты и прогнозировать наличие еще не выявленных объектов.

При выявлении и прогнозировании нефтегазоносности в терригенных верхнепермских НГК возникает множество задач, обусловленных тем, что резервуарами нефти являются, песчаники и алевролиты полимиктового состава, которые относятся к наиболее сложным геологическим объектам. В работе детально рассматриваются особенности изучения таких разрезов, применительно к ТПП, усовершенствование методики интерпретации результатов ГИС в комплексе с бурением. .

В карбонатном разрезе комплекс каротажа может быть таким же, как и в песчано-глинистом, однако главенствующие методы в оценке и прогнозировании нефтегазоносности - несколько иные. Так, главными методами при определении литологического состава и пористости являются НГК, АК и ГК, которые также используются и в процессе оценки глинистости и содержания связанной воды. Метод ПС в этих разрезах не эффективен.

Существует множество методов интерпретации результатов ГИС для определения коллекторских свойств, характера и степени нефтенасыщения в карбонатных и терригенных разрезах, в том числе и с компьютерной обработкой. Некоторые из них опробованы на материалах по скважинам, пробуренным в районе исследований. Наиболее эффективными из них оказались интерпретационные программы комплекса ГИС ИНГЕФ (разработка БелНИГРИ, Минск) и Волан (фирма Шлюмберже). В работе подробно и на конкретных примерах рассмотрены принципы действия обеих систем обработки ГИС.

Последний раздел главы посвящен выделению новых объектов освоения и рекомендациям по их доразведке и разработке.

По состоянию на 1.01.97 г. в перечень перспективных объектов нелицензированного фонда в Республике Коми включено 16 структур, располагающихся в южной части Ижма-Печорской впадины. Четыре структуры входят в ближайший резерв предприятия АмКоми - Зап.-Гудыръельская, Курбатская, Листвянская и Гудыръельская. Исходя из экономической оценки, все они при подтверждении в процессе ГРР ресурсов нефти могут быть в

дальнейшем освоены рентабельно. Наиболее предпочтительно выглядит освоение Западно-Гудыръельского объекта. Даже при существенно меньших запасах, чем оцененные в семилукско-турнейском НГК (30%), освоение данного объекта может принести существенную прибыль. В то же время вопрос о перспективности всей зоны Гудыръельских объектов как на карбонатные верхнефранско-фаменские, так и на верхнепермские терригенные отложения не может быть решен без бурения хотя бы одной или нескольких скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Рассмотрены основные черты тектонического строения Тимано-Печорского региона. Дана характеристика Ижма-Печорской впадины, Омра-Лыжской седловины, Омра-Сойвинской, Тэбукской, Лузской ступеней, Мичаю-Пашнинской антиклинальной зоны.

В качестве новой самостоятельной НГО выделена Омра-Лыжская, приуроченная к одноименной седловине, которая рассматривается как тектонический элемент I порядка.

2. Детальный анализ сложнопостроенных ловушек неантиклинального типа в терригенных и карбонатных нефтегазоносных комплексах позволил применительно к исследуемому региону создать классификацию ловушек нефти и газа, основной чертой которых является многофакторность условий образования. Как правило, наблюдаются комбинации литологических ограничений на фоне замкнутого либо незамкнутого антиклинального перегиба, сопровождаемые иногда дизъюнктивными осложнениями.

3. Выполненные многочисленные расчеты, основанные на различных подходах, позволили научно обосновать число и типы ловушек для нефти и газа, дать количественную оценку перспектив их нефтегазоносное™. Прогнозируется выявление около 360 перспективных ловушек УВ с преобладанием сложнопостроенных и с общими ресурсами УВС 188,2 млн.т.

4. Применительно к рассматриваемому региону опробованы различные методики оценки и прогнозирования нефтегазоносности на основе комплексирования данных сейсморазведки, ГИС и бурения. Сейсморазведка МОГТ после дополнительной обработки и переинтерпретации на основе тщательной привязки к разрезам скважин и изучения волнового поля позволяет

определить плановое положение нефтеперспективных объектов сложного строения (верхнедевонские ОП, верхнепермские прерывистые песчаные тела и др.). Для осваиваемых объектов наиболее эффективными оказались интерпретационные программы с компьютерной обработкой комплекса ГИС ИНГЕФ и Волан. Первая из них использовалась при пересчете запасов нефти по Северо-Аресскому (карбонатные отложения верхнего девона) и Лемьюскому (терригенные отложения казанского яруса верхней перми), а вторая -- по Исаковскому месторождению (отложения казанского яруса). С помощью этих современных методов на известных месторождениях выделены нефтеперспективные объекты, в т.ч. еще не испытанные (пласты Ф3.4 - Северо-Аресского месторождения, пласты Рг-2,6,26 Исаковского месторождения).

Моделирование вариантов условий разработки и экономических расчетов по объектам резервного фонда ООО "АмКоми" показало, что при подтверждении оценок ресурсов нефти (при переводе их в запасы) все они могут быть освоены рентабельно. Наиболее предпочтительно выглядит освоение Западно-Гудыръельского объекта.

1. Новые данные о геологическом строении и перспективах освоения месторождений южной части Ижма-Печорской нефтегазоносной области /Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. С.-Петербург, 1996, с. 6-9.

2. Залежи нефти в сложнопостроенных ловушках Ижма-Печорской впадины - нетрадиционные объекты освоения I Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения. С.Петербург, 1997, с. 72-73.

3. Биогенно-карбонатные формации и их нефтегазоносность (на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) / Минерально-сырьевая база республики Беларусь: состояние и перспективы. (Тезисы докладов). Минск, 1997, с. 73-74. Соавторы: В.Н. Макаревич, В.А. Клинчев.

4. Биогенно-карбонатные формации платформенных областей и их нефтегазоносность / (Тезисы докладов). Минск, 1997, с. 74-76. Соавторы: В.Н. Макаревич, В.А. Клинчев, С.А. Круч<

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

Подп. к печати 14.11,97 г. Зак. 620. Тир. 100. Объем 1.0 уч.изд.л. Ризограф, С.-Петербург, Инженерная ул., 3.