CC BY
65
УДК 553.98
К.С. Севонькаева, С.Н. Кривощеков
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕНОСНОСТЬ ТУРНЕЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НОЖОВСКОГО ВЫСТУПА С ПОЗИЦИИ ТРЕХСЛОЙНОГО СТРОЕНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
На основании теории о трехслойном строении природных резервуаров создана модель геологического строения турнейских отложений Ножовского выступа, выделена толща, возможно, являющаяся ложной покрышкой. При помощи математического аппарата созданы модели прогноза высоты залежи и эффективной нефтенасыщенной толщины, осуществлен локальный прогноз нефтегазоносности перспективных структур. По созданным моделям проведена оценка ресурсов прогнозных объектов.
Ключевые слова: коллектор, ложная покрышка, трехслойный природный резервуар, прогноз нефтеносности, оценка ресурсов, математическое моделирование, Ножовский выступ.
K.S. Sevonkaeva, S.N. Krivoshchekov
State National Research Polytechnical University of Perm, Perm, Russia
GEOLOGICAL SETTING AND PROSPECTIVITY OF THE TOURNAISIAN DEPOSITS IN CASE OF TRANSPHER SEMI-PERMEABLE LAYER BETWEEN RESERVOIR AND SEAL AT THE NOZHOVSKIJ STRUCTURAL NOSE
Static model of Tournaisian deposits was built based on fact of three-layer reservoir structure. Semi-permeable layer was defined which might be a fake seal. Models of reservoirs height and net pay thickness were built by using stochastic algorithms. Also prospect analysis was made, potential structures for exploration were derived. Reserves calculations were done.
Keywords: collector, false seal, three-layer natural reservoir, oil forecast, estimate of resources, mathematical modeling, Nozhovskij structural nose.
Важной задачей геологоразведки в Пермском крае является поддержание на высоком уровне эффективности ГРР на нефть, поскольку «цена ошибки» измеряется миллионами долларов. Эта эффективность
в наибольшей степени определяется рациональным выбором объектов для постановки поисково-разведочных работ. Решению этой задачи способствует прогноз нефтегазоносности, осуществляемый как на регионально-зональном, так и на локальном уровне. Последний представляет собой более сложную задачу. Риски геологоразведки определяются, во-первых, неопределенностью существования промышленных скоплений УВ и, во-вторых, величиной их запасов, которые могут оказаться экономически нерентабельными после открытия месторождения.
Как известно, большинство антиклинальных ловушек характеризуется неполным заполнением углеводородами, также часто встречаются и пустые структуры. Коэффициент заполнения ловушки в наибольшей степени определяет величину запасов локального скопления.
Проблема недозаполнения ловушек в данной статье рассматривается с точки зрения теории о трехслойном строении природного резервуара на примере объектов Ножовского выступа.
Трехслойное строение природного резервуара основано на наличии между коллектором и истинной покрышкой промежуточной толщи, называемой также ложной покрышкой или рассеивающей толщей. Эта толща обладает низкой, но не нулевой эффективной пористостью и проницаемостью. В толще ложной покрышки могут быть маломощные пласты-коллекторы и пласты непроницаемых пород. Трещиноватые породы также могут относиться к ложным покрышкам. Рассеивающая толща не может служить надежным экраном для углеводородов. Очень часто ложные покрышки несут признаки нефтегазоносности. Ложные покрышки способны обеспечивать движение флюидов в масштабе геологического времени, но не способны аккумулировать их в промышленных количествах и фильтровать в процессе разработки [4]. Ловушка в данном случае рассматривается не по кровле коллектора, как это традиционно принято, а по подошве истинной покрышки (рис. 1).
Истинная покрышка Ложная покрышка Нефть | Вода - - - ВНК
Рис. 1. Схема строения трехслойного природного резервуара
Промежуточная толща занимает часть ловушки и тем самым уменьшает ее эффективный объем. Если мощность промежуточной толщи превышает амплитуду антиклинальной ловушки, то породы-коллекторы остаются за ее пределами и залежь не формируется. Согласно теории о трехслойном строении резервуаров все ловушки в пределах бассейна заполнены на 100 %, поэтому отметка водонефтяного контакта должна соответствовать отметке критической седловины, определяемой по последней замкнутой изогипсе подошвы истинной покрышки. Теория впервые была предложена Б.Ф. Филлиповым, позднее развита В. Д. Ильиным [2]. Трехслойное строение природных резервуаров установлено в Тимано-Печерской провинции, на севере Соль-Илецкого блока, в Западном Узбекистане, Западной Сибири, Волгоградской области [1, 3].
На основании положений данной теории была создана геологическая модель трехслойного строения природных резервуаров на территории западного борта Камско-Кинельской системы прогибов в Пермском крае. Нефтегазоносность платформенной части Пермского края контролируется развитием Камско-Кинельской системы прогибов, из депрессионной зоны которой микронефть мигрировала в вышележащие и боковые породы, заполняя естественные ловушки в приборто-вых зонах прогибов. Именно к этим зонам приурочены современные месторождения нефти.
В качестве площади исследования был принят Ножовский выступ, поскольку уровень изученности этой территории достаточно высокий. Практически вся площадь покрыта сейсморазведкой 3Б, пробурено более 150 глубоких скважин. Литолого-стратиграфический разрез исследуемой площади является типичным для территории Пермского края и представлен девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями. Разрез имеет терригенно-карбонатный состав. В тектоническом отношении участок приурочен к структурам первого порядка - Верхнекамской впадине и второго - Ножовскому выступу. Месторождения углеводородов приурочены к структурам третьего порядка, осложняющим Ножовский выступ (рис. 2).
В качестве объекта исследования был принят верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс, представленный нефтеносным пластом Т. Залежи массивные, пластово-массивные. Коллекторы представленны органогенными, пористо-кавернозными и
трещиноватыми известняками. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 19,5 м. Пористость варьирует от 12 до 18 %, средняя проницаемость 0,126 мкм . Согласно технологическим схемам разработки месторождений покрышками нефтяных залежей служат плотные разности известняков турнейского яруса и аргиллиты радаев-ского горизонта. Нефть очень тяжелая по плотности, высоковязкая, высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая.
Рис. 2. Выкопировка из тектонической схемы
В пределах северной части Ножовского выступа через нефтяные месторождения (Западное, Березовское, Ножовское, Змеевское), а также непродуктивные структуры (Восточно-Березовская, Пантюхинская) был построен зональный профиль турнейского продуктивного пласта с позиции трехслойного строения природного резервуара (рис. 3). На профиле прослеживаются три критических седловины, определенные по карте отражающего горизонта Пп, приуроченного к подошве радаевских аргиллитов. Радаевские аргиллиты приняты в качестве истинной покрышки, поскольку обладают значительной мощностью, регионально выдержанны и отличаются постоянством литологического состава. В пустых структурах коллекторы встречены ниже отметок седловин. Нужно отметить, что отсутствие скважин в точках критических седловин не позволяет однозначно утверждать, что отметка водонефтяного контакта соответствует перегибу подошвы истинной покрышки.
Рис. 3. Зональный геологический профиль
Кроме того, было проведено исследование ряда каротажных диаграмм скважин Ножовской площади. По данным радиоактивного каротажа, над коллектором прослеживается некоторая промежуточная толща, представленная переслаиванием глинистых и плотных карбонатных пород. По каротажу была определена пористость пластов-коллекторов и возможных пластов-коллекторов, залегающих в промежуточной толще, также определялись мощности этих пластов. Для определения пористости карбонатных коллекторов по диаграммам НГК использовалась методика двух опорных горизонтов. Проницаемость рассчитывалась по определенной зависимости проницаемости от пористости для Ножовской группы месторождений. На основании полученных данных можно отметить, что пористость пород-коллекторов варьирует от 11 до 21,4 % при мощности от 3 до 6 м, а пористость карбонатных пород в промежуточной толще изменяется от 5 до 12 % при мощности от 0,5 до 0,8 м (табл. 1).
Таблица 1
Результаты интерпретации данных ГИС
Скважина Пласт Пористость, % Мощность, м Кпр,10-3мкм2
310 1 11,7 5 5,75
2 10,8 3 3,06
3 5,7 0,8 -
4 8,2 0,8 -
5 12,1 0,6 7,41
6 9,3 0,7 0,95
140 1 17,2 2,4 116,4
2 15,1 3,8 41,68
3 21,4 1,7 630,95
4 17,6 2 138,038
5 11,55 0,6 5,13
6 5,2 0,8 -
44 1 16,8 8 95,499
2 15,8 2 58,88
3 10,5 0,9 2,45
4 11,9 0,8 6,45
309 1 11,4 6 4,68
2 11,9 2 6,6
3 10,4 0,5 2,29
4 7,2 0,8 -
5 9,3 0,55 0,95
71 1 15,4 3,0 48,97
2 18,3 2 190,55
3 14,1 6 24,54
4 7,5 0,8 -
5 12 0,8 7,08
Окончание табл. 1
Скважина Пласт Пористость, % Мощность, м Кпр,10-3мкм2
322 1 18,3 6 190,55
2 19,9 5 363,078
3 12,2 0,5 7,94
4 10,9 0,7 3,31
5 11,9 0,8 6,61
Таким образом, в промежуточной толще прослеживаются пропла-стки, обладающие удовлетворительными коллекторскими свойствами. Однако их мощность недостаточна для разработки. По данным керна исследуемая толща характеризуется преимущественно плотными карбонатными породами. По некоторым скважинам отмечены нефтепрояв-ления. Полученные данные позволяют считать, что промежуточная толща может являться ложной покрышкой. Ее мощность варьирует от 15 до 25 м. Таким образом, подтверждено трехслойное строение турней-ских отложений Ножовского выступа, что позволяет использовать данную теорию для прогноза нефтегазоносности перспективных объектов.
Для повышения достоверности оценки ресурсов с помощью программного обеспечения 81ай8йса 6.0 был проведен статистический анализ данных месторождений Ножовского выступа при помощи регрессионного и множественного регрессионного анализа. В результате были получены математические модели для расчета высоты залежи и эффективной нефтенасыщенной толщины в зависимости от ряда структурных параметров:
Нз = -18,5896 + 0,7810 Нювэ + 23,6246 Кзл - 0,6525 Нш, Я = 0,91; р = 0,000;
Нз = -24,4008 +1,0013 Нювз, Я = 0,84, р = 0,000;
Ннн = -4,0718+0,1288 Нловз+2,0932 Кзл+0,0549 Нлов2, Я = 0,91, р = 0,000;
Ннн = -2,9294+0,1371 Нловз+0,0557 Нлов2, Я = 0,89, р = 0,000, где Нз - высота залежи - величина, равная разнице абсолютной отметки по кровле коллектора и водонефтяного контакта, м; Ннн - средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Нлов3 - высота, равная разнице между абсолютной отметкой свода структуры по структурной карте отражающего горизонта 11п и отметкой критической седловины, м; Нлов2 - высота, определяемая как разница между абсолютной отметкой свода структуры и последней замкнутой изогипсой по структурной карте отражающего горизонта 11п; Кзл - коэффициент заполнения ловушки - величина, равная отно-
шению высоты залежи к высоте ловушки, доли единиц; Нлп - средняя толщина ложной покрышки, рассчитанная по данным скважин, как разница между абсолютной отметкой по структурной карте отражающего горизонта 11п и абсолютной отметкой по кровле продуктивного пласта, м; Я - коэффициент корреляции; р - доверительный интервал.
На рис. 4-7 приведены поля корреляции расчетных и фактических значений высоты залежи по первой и второй моделям, эффективной нефтенасыщенной толщины - по третьей и четвертой моделям. Из рисунков видно, что они хорошо коррелируют друг с другом, коэффициенты корреляции для зависимостей высоты залежи составили 0,91 и 0,84, для эффективной нефтенасыщенной толщины - 0,87 и 0,86 соответственно.
Рис. 4. График зависимости Нз от Нз расч1 Рис. 5. График зависимости Нз от Н
з и !• расч2
Рис. 6. График зависимости Нн
от Ннн расчЗ
Рис. 7. График зависимости Нн
от Ннн расч4
Таким образом, предложенные модели могут быть использованы для прогноза высоты залежи Нз и, как следствие, для определения площади нефтеносности 5н, а также для прогноза эффективной нефтенасыщенной толщины.
Первая и третья модели характеризуются наибольшими коэффициентами корреляции, однако в них используются параметры, принимаемые по месторождениям-аналогам. Во второй и четвертой моделях связь между параметрами менее значимая, но при этом используемые в них параметры можно определить еще до начала бурения по структурной карте отражающего горизонта 11п. Они могут быть применены при отсутствии или некорректности данных по месторождениям-аналогам. Ключевой параметр во всех моделях Нлов3 учитывает положение критической седловины для бассейна. Поля корреляции данного параметра с Нз и Ннн представлены на рис. 8, 9.
| НловЗ: Нз: г = 0,84, р = 0,0000; | НлОвЗ | НловЗ: Инн: г = 0,88, р = 0,0000; | НЛОВЗ
Рис. 8. График зависимости Нз от Нлов3 Рис. 9. График зависимости Ннн от Нлов3
Площадь нефтеносности прогнозных структур можно определять графически как проекцию площади нефтеносности в пределах высоты залежи (Нз), рассчитанной по модели, на карту поверхности подошвы истинной покрышки (структурная карта отражающего горизонта 11п) (рис. 10).
^ - истинная покрышка О - нефтенасыщенный коллектор | - ложная покрышка | | * водонасыщенный коллектор
Рис. 10. Определение возможной площади залежи на структурной карте
На основании теории трехслойного строения природных резервуаров был осуществлен локальный прогноз нефтеносности турнейских отложений перспективных структур Ножовского выступа. Из 16 структур продуктивными признаны 5, возможно продуктивными - 4, непродуктивными - 7 (табл. 2).
Таблица 2
Прогноз нефтегазоносности перспективных структур
Структура А.О. свода структуры (по IIй), м Предполагаемая толщина ложной покрышки, м Предполагаемая отметка кровли коллектора, м Предполагаемая отметка ВНК, м Прогноз
Северо- Бугровская -1374 25 -1399 -1410 продуктивная
Северо- Гривская -1381 23 -1404 -1410 продуктивная
Южно- Ножовская -1389 20 -1409 -1410 возможно продуктивная
Меленков- ская -1385 20 -1405 -1410 продуктивная
Лисьинская -1389 24 -1413 -1410 не продуктивная
ПУ 18 -1402 22 -1424 -1410 не продуктивная
ПУ 26 -1397 24 -1421 -1410 не продуктивная
ПУ 27 -1386 24 1410 -1410 возможно продуктивная
ПУ 28 -1384 24 -1408 -1410 продуктивная
ПУ 29 -1381 24 -1405 -1410 продуктивная
ПУ 33 -1406 20 -1426 -1410 не продуктивная
ПУ 34 -1396 20 -1416 -1410 не продуктивная
ПУ 80 -1405 20 -1425 -1410 не продуктивная
ПУ 81 -1387 22 -1409 -1410 возможно продуктивная
ПУ 82 -1387 22 -1409 -1410 возможно продуктивная
ПУ 79 -1404 25 -1429 -1422 не продуктивная
Для продуктивных структур по построенным моделям были определены проектная площадь нефтеносности и эффективная нефтенасы-
щенная толщина и с их учетом оценены ресурсы категории С3 (табл. 3). Остальные параметры принимались по месторождениям-аналогам.
Таблица 3
Оценка ресурсов верхнедевонско-турнейского комплекса продуктивных прогнозных структур
Струк- тура Расчетные ресурсы Перспективные ресурсы (С3), тыс. т
Нз, м ¥, тыс.м2 hнн, м балансовые (0о) извлекаемые (0и)
модель модель модель
1 2 1 2 3 4 с параметрами по аналогии без па-рамет-ров по аналогии с параметрами по аналогии без па-рамет-ров по аналогии
Северо- Бугров- ская 9,94 11,65 1480 1520 2,25 2,34 242,97 259,52 72,89 77,86
Северо- Гривская 3,68 4,64 133,1 3 200,5 1,43 1,55 16,19 26,43 4,86 7,93
Мелен- ковская 6,03 0,63 835 720 1,27 1,06 93,87 67,56 25,72 18,51
ПУ 28 1,34 1,63 69,4 76,9 0,88 0,97 5,19 6,34 1,56 1,90
ПУ 29 3,68 4,64 589,4 981,2 1,16 1,27 58,15 105,98 17,44 31,79
В результате выявлен наиболее перспективный объект для геоло-го-разведочных работ, которым является Северо-Бугровская структура. Расчетные балансовые ресурсы увеличились на 38,8 % по сравнению с паспортными при использовании моделей 1 и 3 и на 48,3 % - при использовании моделей 2 и 4.
Таким образом, теория трехслойного строения природных резервуаров позволила осуществить не только качественный прогноз нефтеносности, но и, вероятно, повысить достоверность оценки перспективных ресурсов.
Библиографический список
1. Богданов Б.П., Богацкий В.И. Палеозойские рифы Тимано-Печерской провинции и их нефтегазоносность // Геология и минерально-сырьевые ресурсы европейского северо-востока: природные углеводороды. - Сыктывкар, 1991. - Т.2. - С. 139-145.
2. Риле Е.Б., Валиева Д.И. Структуры и ловушки - степень заполнения углеводородами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 7.
3. Строение, свойства и роль покрышки в формировании залежей нефти. Библиотека Дамирджана // Геология нефти и газа. - 2000. - № 5.
4. Хитров А.М., Савинкин П.Т., Ильин В.Д. Выделение, картирование и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резервуаре: метод. руководство / Мин. природ. ресурсов РФ, Мин. энергетики РФ, ВНИГНИ. - М., 2002.
References
1. Bogdanov B.P., Bogackij V.I. Paleozojskie rify Timano-Pecherskoj provincii i ih neftegazonosnost' // Geologija i mineral'no-syr'evye resursy evropejskogo severo-vostoka: prirodnye uglevodorody. - Syktyvkar, 1991. -T. 2. - S. 139-145.
2. Rile E.B., Valieva D.I. Struktury i lovushki - stepen' zapolnenija uglevodorodami // Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh I gazovyh mestorozhdenij. - 2010. - № 7.
3. Stroenie, svojstva i rol' pokryshki v formirovanii zalezhej nefti // Geologija nefti i gaza. - 2000. - № 5.
4. Hitrov A.M., Savinkin P.T., Il'in V.D. Vydelenie, kartirovanie i prognoz neftegazonosnosti lovushek v trehchlennom rezervuare: metod. rukovodstvo. - Min-vo prir. resursov RF, Min-vo jenergetiki RF, VNIGNI. -M., 2002.
Об авторах
Севонькаева Ксения Сергеевна (Пермь, Россия) - студентка гр. ГНГ-06-1 Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, e-mail: sevonkaeva@mail.ru).
Кривощеков Сергей Николаевич (Пермь, Россия) - старший преподаватель кафедры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, e-mail: krivoshchekov@pstu.ru).
About the authors
Sevonkaeva Ksenija Sergeevna (Perm, Russia) - stundent, Perm State Technical University (29, Komsomolskij avenue, Perm, Russia, 614990, e-mail: sevonkaeva@mail.ru).
Krivoshchekov Sergey Nikolaevich (Perm, Russia) - Senior Lecturer Department «Geology of Oil and Gas», Perm State Technical University (29, Komsomolskij avenue, Perm, Russia, 614990, e-mail: krivoshche-kov@pstu.ru).
Получено 9.09.2011
