CC BY
38
УДК 553.78:551.72:551.732.2(551.51)
В.С. Соколова, С.А. Моисеев, Л.Н. Константинова ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ПОСТРОЕНИЕ ЕМКОСТНОЙ МОДЕЛИ ПРОНИЦАЕМОГО ГОРИЗОНТА В10 ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ БАЙКИТСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ НА ОСНОВЕ СЕЙСМИЧЕСКИХ, ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Выделены перспективные зоны для дальнейшего поиска залежей нефти и газа в вендском нефтегазоносном комплексе. Дан прогноз изменения качества проницаемого горизонта В10.
V.S. Sokolova, S.A. Moiseev, L.N. Konstantinova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics (IPGG SB RAS)
Koptyug pr. 3, 630090, Novosibirsk, Russian Federation
BUILD-UP CAPACITIVE MODEL PERMEABLE HORIZONS В10 SOUTHEASTERN PART OF BAJKIT ANTEKLIZE BASED ON SEISMIC, GEOLOGICAL AND PETROPHYSICAL DATA
Promising areas for further search of deposits of oil and gas in vendian oil-gas-complex identified. Forecast of variation quality permeable horizon B10 is given.
Перспективы нефтегазоносности терригенного венда юга Байкитской НГО связаны со многими положительными факторами - наличие мощной толщи (до 300 м) терригенных отложений тасеевской серии [1]; глубинных разломов, которые развиты вдоль Иркинеево - Чадобецкого авлакогена, способствующих перетоку углеводородов из более погруженных горизонтов, в частности, из Енисей-Байкитского очага нафтидонакопления [2] в высокоамплитудные ловушки «приразломного типа» [3, 4]. Примерами таких ловушек вдоль югозападного борта авлокагена на изучаемой территории могут служить Имбинское, Агалеевское, Абаканское и Берямбинское месторождения.
Для нефтегазоносных горизонтов верхней части тасеевской серии (чистяковская, мошаковская свиты) характерна высокая степень вертикальной и горизонтальной литологической неоднородности. Региональный нефтегазоносный горизонт В10 сложенный, в основном, песчаниками, наиболее полно охарактеризован петрофизическими параметрами и данными ГИС. Прогнозирование участков улучшенных коллекторских свойств горизонта В10 на изучаемой территории связано с построением набора карт по его кровле и подошве, общей и эффективной толщинам, пористости и т.д.
Для построения карт составлена база данных стратиграфических разбивок по скважинам, проведена корреляция продуктивных горизонтов и уточнена база данных по 27 скважинам, составлены геолого-геофизические разрезы
проницаемых горизонтов. Также были использованы структурные сейсмические поверхности по отражающим горизонтам, результаты обработки данных ГИС. Структурные сейсмические поверхности исходных сеточных моделей были увязаны со стратиграфическими разбивками в скважинах. C помощью регрессионного анализа были получены уравнения, которые в дальнейшем были использованы для построения карт структурных поверхностей по кровле и подошве продуктивных горизонтов. Была выявлена хорошая связь абсолютных отметок региональных горизонтов и абсолютных отметок нефтегазоносных горизонтов. Путем вычитания структурных поверхностей были получены карты толщин продуктивных горизонтов В1, В3, В10 и В13, вследствие чего уточнены положения линий выклинивания и распределения их толщин. На изучаемой территории толщины продуктивных горизонтов В10 и В13 имеют повсеместное распределение, и увеличение толщин происходит в юго-восточном направлении к Ангарской зоне складок. Продуктивный горизонт В3 в северо-западном направлении полностью глинизируется вследствие фациального замещения терригенной свиты на сульфатно-карбонатную. Толщины продуктивного мошаковского горизонта имеют распространение только в юго-восточной части исследуемой территории и достигают 65 м.
Далее, имеющиеся на данной территории крупные разломы увязывались с сеточными моделями карт с помощью соответствующих процедур в программе Grid Master сейсмического пакета W-Seis. Таким образом, на севере изучаемой территории Байкитской антеклизы можно ожидать обнаружение ловушек преимущественно неантиклинального типа с литологическими и тектоническими экранами залежей, а южная часть изучаемой территории характеризуется широким развитием антиклинальных структур с амплитудой до 500-600 м, окаймленных дайками долеритов и глубинными секущими разломами. Здесь можно ожидать обнаружение ловушек преимущественно антиклинального типа с литологическим и тектоническим контролем залежей.
С помощью регрессионного анализа были получены уравнения зависимости толщин песчаников от общих толщин горизонта с коэффициентами регрессии 0,96 и 0,91 соответственно для горизонтов В10 и В13, которые в дальнейшем были использованы для построения карт песчанистости. Зоны с наиболее высоким процентом содержания песчаников в разрезах скважин выделяются в юго-западной, центральной части изучаемой территории.
По имеющимся материалам цифровых значений АК скважин Агалеевская-4, Бедашемская-1, Имбинская-2, Имбинская-180, Косвинская-1, Хоркичская-1 выделены эффективные толщины горизонта В10 в разрезах этих скважин и установлена их связь с общими толщинами этого горизонта с коэффициентом регрессии 0,95. Затем была взята зависимость средневзвешенного коэффициента открытой пористости от эффективной толщины горизонта В10, и по найденной зависимости (R=0,84) была построена карта распределения значений средневзвешенного коэффициента открытой пористости проницаемого горизонта В10 (рис. 1). Т.е. построение карты пористости
проведено с учетом увязки карт по сейсмическим данным и значениями средневзвешенной пористости коллектора в контрольных точках.
При построении карт пористости также необходимо учитывать для данного района расположение разломов и взаимосвязанной с ними системы трещин, которая, в зависимости от условий и времени образования, может либо улучшать коллекторские свойства пласта, либо, при определенных вторичных процессах минералообразования, наоборот, значительно их уменьшать.
Рис. 1 Карта распределения значений средневзвешенного коэффициента открытой пористости проницаемого горизонта В10:
1 - изолинии значений средневзвешенного Кп горизонта, 2 - разрывные нарушения, 3 - номер скважины, 4 - область отсутствия данных, 5 -
непромышленный приток газа
В отложениях тасеевской серии, в т.ч. в аргиллитах, отмечаются многочисленные субвертикальные трещины (3-15 м), как открытые (шириной до 3 мм), так и минерализованные (шириной 5-7 мм). В данной работе разломы
учитывались только при прогнозе ловушек УВ. Влияние системы трещин на распределение общего объема пустотного пространства горизонта В10 не учитывалось.
Приведенные выше распределения эффективных толщин нефтегазоносных горизонтов и пористости непского резервуара в совокупности определяют удельную емкость коллекторов, под которой понимается отношение объема порового пространства к единице площади. Значение емкости проницаемых горизонтов резервуаров соответствует произведению эффективной толщины коллекторов на коэффициент пористости. Удельная емкость горизонта В10 увеличивается в северо-восточном направлении. В южной части исследуемой территории она достигает 1,8 м, что, в свою очередь, связано с однородным строением песчаного пласта толщиной до 15-20 м. Менее перспективной является северная часть исследуемой территории, здесь емкости коллекторов составляют от 0.25 до 1 м.
Путем совмещения структурной карты по продуктивному горизонту В10 и карты удельной емкости этого горизонта были выделены перспективные участки. Таким образом, в результате проведенной работы выделены перспективные зоны для дальнейшего поиска залежей нефти и газа в вендском НГК, в частности, дан прогноз изменения качества проницаемого горизонта В10. Три зоны с хорошими перспективами нефтегазоносности выделены в юговосточной части исследуемого района, из которых самая крупная приурочена к Агалеевскому месторождению. Для всех зон характерно развитие антиклинальных структур и флюидоупоров высокого и среднего качества. Преимущественно здесь можно ожидать обнаружение антиклинальных ловушек с литологическим и тектоническим контролем залежей. На Агалеевском месторождении из непского резервуара получен приток газа дебитом 3,56 тыс.
-5
м /сут, в остальных скважинах месторождения отложения непского горизонта не были вскрыты. Приток газа получен в присводой части локальной структуры, вследствие этого возможно получение промышленных притоков газа на других присводовых участках этой структуры.
Работа выполнена при поддержке НШ-6244.2010.5.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. Новосибирск: Изд-во СО РАН, «Гео», 2005, 428 с.
2. Конторович А.Э., Конторович А.А., Тимошина И.Д. и др. Разновозрастные очаги нафтидообразования и нафтидонакопления на Северо -Азиатском кратоне // Геология и геофизика, 1999, №5. С. 30-35.
3. Ларкин В.Н., Вальчак В.И. Прогнозирование новых зон нефтегазонакопления на юго-западе Восточной Сибири. Геология нефти и газа, №1, 2007
4. Мигурский А.В., Носкова Е.С. Геодинамика формирования Нижнеангарской зоны нефтегазонакопления на юго-западе Сибирской платформы // Геология нефти и газа, №4, 2007
© В.С. Соколова, С.А. Моисеев, Л.Н. Константинова, 2011
