Геологическое строение, стратиграфия и перспективы нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений Томской области

Мельник Игорь Анатольевич; Смирнова Ксения Юрьевна; Зимина Светлана Валериевна; Жданова Анастасия Владимировна; Елисеева Ольга Дмитриевна; Шеламова Евгения Владимировна

УДК 550.83+550.43+551.86

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, СТРАТИГРАФИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕСРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Мельник Игорь Анатольевич,

д-р геол.-минерал. наук, заведующий лабораторией интерпретации материалов геофизических исследований скважин ТФ ФГУП «СНИИГ-ГиМС», Россия, 634021, г. Томск, пр. Фрунзе, 232. E-mail: [email protected]

Смирнова Ксения Юрьевна,

заведующая лабораторией геологического моделирования ТФ ФГУП «СНИИГГиМС», Россия, 634021, г. Томск, пр. Фрунзе, 232.

E-mail: [email protected]

Зимина Светлана Валериевна,

канд. геол.-минерал. наук, руководитель отдела геологии нефти и газа ТФ ФГУП «СНИИГГиМС», Россия, 634021, г. Томск, пр. Фрунзе, 232.

E-mail: [email protected]

Жданова Анастасия Владимировна,

ведущ. инженер лаборатории геологического моделирования ТФ ФГУП «СНИИГГиМС», Россия, 634021, г. Томск, пр. Фрунзе, 232.

E-mail: [email protected]

Елисеева Ольга Дмитриевна,

ведущ. инженер лаборатории геологического моделирования ТФ ФГУП «СНИИГГиМС», Россия, 634021, г. Томск, пр. Фрунзе, 232.

E-mail: [email protected]

Шеламова Евгения Владимировна,

ст. науч. сотр. лаборатории геологического моделирования ТФ ФГУП «СНИИГГиМС», Россия, 634021, г. Томск, пр. Фрунзе, 232.

E-mail: [email protected]

Актуальность работы связана с государственной задачей увеличения прироста запасов углеводородного сырья и плохой геологической изученностью нижнесреднеюрских отложений юго-востока Западной Сибири.

Цель исследования заключена в комплексном изучении геологического строения отложений нижнесреднеюрсюго возраста на территории Томской области, а также в определении перспективных нефтегазоносных зон, обусловленных вторичными процессами. В работе использованы традиционные методы литологического и стратиграфического расчленения разрезов скважин по материалам каротажных диаграмм, результаты петрографического анализа шлифов керна на основании «Дел скважин», а также инновационная технология статистической интерпретации материалов геофизических исследований скважин на предмет выявления низкоомных УВ-насыщенных коллекторов и интенсивностей вторичных геохимических процессов.

Представлены результаты обобщения геологического строения и стратиграфии нижнесреднеюрских отложений Томской области. Выделены нефтегазовые комплексы (НГК), и на основе эмпирических данных показана перспективность в образовании УВ залежей каждого НГК. По результатам инновационной интерпретации материалов геофизических исследований скважин определены интенсивности вторичных процессов и вероятность образования низкоомных УВ-насыщенных коллекторов. Определены наиболее перспективные площади их проявления в нижнесреднеюрских отложениях.

Выводы. Во-первых, наиболее перспективными НГК в нижнесреднеюрских отложениях Томской области являются надояхский и малышевский комплексы, при условии обнаружения флюидоупоров и ловушек. Во-вторых, наиболее перспективные площади (с точки зрения обнаружения низкоомных УВ-насыщенных пластов) находятся на территориях межструктурных зон либо близко расположенных к ним. В-третьих, корреляции по латерали между выборками усредненных (по разрезу) данных интенсивностей каолинизации с низкоомным параметром, карбонатизации и пиритизации с пористостью позволяют выявить режимы формирования либо разрушения залежей УВ.

Ключевые слова:

Стратиграфия, трансгрессивно-регрессивные горизонты нижнесреднеюрских отложений, каротаж скважин, низкоомный коллектор, углеводороды, вторичный геохимический процесс

Поиски месторождений нефти и газа в континентальных отложениях Западно-Сибирской плиты начаты в 50-60 гг. прошлого века. Многие ис-

следователи, такие как Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторо-вич, Ю.К. Миронов, Н.Н. Ростовцев, обращали свое внимание на высокий генерационный потен-

циал этих отложений и необходимость поиска нетрадиционных нефтегазоперспективных объектов в пролювиально-аллювиальных отложениях ни-жнесреднеюрского возраста.

На территории Западной Сибири формирование базальных горизонтов осадочного чехла происходило за счёт разрушения местных источников сноса и переноса осадков в палеодепрессии. Данные глубокого бурения подтверждают наличие условий для подобного формирования осадков в юго-восточной части Западной Сибири в течение ранней юры и большей части аалена, на что указывает тот факт, что геттанг-ааленские отложения представлены в основном слабосортированными грубообломочными породами проллювиально-ал-лювиального генезиса, в которых грубообломоч-ная часть представлена теми же породами, что и близлежащие выступы доюрского основания.

Нижне-среднеюрские отложения представляют собой циклично построенную толщу закономерного чередования регрессивных горизонтов преимущественно песчаного и трансгрессивных -глинистого состава. Такая цикличность обусловлена одновременными колебаниями уровня сибирских морей и в основных чертах совпадает с колебаниями уровня Мирового океана [1-3]. Трансгрессивно-регрессивные уровни в Западной Сибири рассматриваются как самостоятельные стратиграфические подразделения - горизонты, что запечатлено в последних стратиграфических схемах. Регрессивно-трансгрессивные горизонты составляют гидродинамически самостоятельные резервуары, регрессивный из которых является коллектором, трансгрессивный - флюидоупором. Это позволяет рассматривать данные стратиграфические подразделения в статусе нефтегазоносных комплексов (НГК) отложений (рис. 1) [4, 5].

В пределах Западной Сибири в разрезе континентальных отложений нижней-средней юры выделяются пять нефтегазоносных комплексов (сверху вниз): малышевский, вымский, надояхский, шараповский, зимний [6]. Последние два в пределах Томской области развиты ограниченно. Каждый комплекс состоит из толщи проницаемых пород (резервуара) и регионального глинистого флю-идоупора. Над зимним резервуаром лежит левин-ский флюидоупор, над шараповским - китербют-ский, над надояхском - лайдинский, над вым-ским - леонтьевский экран, над малышевском -глины нижневасюганской свиты.

В пределах восточной территории Томской области отложения, соответствующие по возрасту зимнему, левинскому, шараповскому горизонтам, сильно сокращены по мощности ввиду их близости к обрамлению ЗСП и континентального генезиса. Вероятнее всего, здесь на ранних этапах формирования нижнеюрского осадочного бассейна проходили процессы, как аккумуляции, так и денудации, особенно характерные для нижней части разреза, что привело к сокращению толщин осадков и практически отсутствию глинистых отложений левинской трансгрессии, влияние которой на седи-ментогенез оказалось минимальным. В связи с тем, что достоверно выделить объемы вышеперечисленных горизонтов в разрезах скважин невозможно, они рассматриваются как единый регрессивный цикл - шараповский+зимний.

В условиях континентального генезиса ни-жнесреднеюрских отложений не наблюдается четко выраженных особенностей регрессивных циклов, включающих резервуары, и трансгрессивных, формирующих глинистые покрышки. В случаях слабовыраженных региональных покрышек нефтегазоносный комплекс практически теряет

-rii en О Чча cos" СИСТЕМА (период) it m ô2 m w ий U Ht « Щ Z СВИТА з* НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ ПЛАСТ ТФ ФГУП СНИИГГиМС С тр âTH I р лф и ч ескля сюы (МРСС, IIHMr.)

ОТДЕЛ (moxa) Eg ГОРИЗОНТ сч < к У аз г£ BÛ Л Г 2?© ш А о & 11 H < CU Я s я £ L-Q V о M ИНДЕКС ОПОРН] СЕИСМИЧЕСКИ ГОРИЗОНТОВ ж seo S^o §ES| . ^ 1—1 SB ws УГЛИ

155 160,1 - 165,5- ОКСФОРД JsO ■1

КЕЛЛОВЕЙ J-C Œ s u % a | ВЛСЮГА1 1 ("КИИ нижним ВАС К) ГА НС КАЯ ¡8 < U s ■* Iе T

-5 СРЕДНИЙ J, Б АТС КИЙ J,ht МАЛЫШЕВСКИЙ и £ i T, Ю:1

ПС ТЮМЕНСКАЯ к

БАЙОССКИЙ J,b s S леоитысвский l\ ю у

¡¡f x с

170,5- и вымский - s I T ю у

Û. о АЛЛЕИСКИИ

175,5' НЛДОЯХ-СКИЙ ЛАЙДИНСКИЙ (Ум в кровле)

s « S ТОАРСКИЯ J,t НАДОЯХСКНН САЛЛТСКЛЯ СКЛЯ 1* T4 Ю„

180,3- ШЛРЛПОВ- Ки I CpiilOTCKIliï ТОГУРСКАЯ ТОГУРСКАЯ

J,p СКИН ШараЛОВСКНИ T.

185 - X . П Л HI [СБ АХ .Icbiiiickhh

щ УРМАНСКАЯ

в s СИНЕМЮР J,s зимний зимний Ю17

203 ГЕТТАНГСКИЙ J,h la

Рис. 1. Схема стратификации отражающих горизонтов и пластов-коллекторов Западной Сибири Fig. 1. Scheme of stratification of reflecting horizons and reservoir beds in Western Siberia

свойства создавать значительные скопления углеводородов. Исключение составляет объединенный шараповский+зимний НГК, где в разрезе урманской свиты развиты коллекторы, а перекрывающая ее тогурская свита является покрышкой.

Шараповский+зимний НГК (урманская, тогурская свиты),

геттанг - ранний тоар

В пределах урманской свиты выделяются песчаные пласты-коллекторы Ю17 и Ю16, которые являются потенциальными резервуарами нефти и газа. Исследования последних лет показали, что благоприятными зонами для формирования крупных высокодебитных залежей в отложениях нижней юры являются прогибы и впадины, где увеличиваются мощности и экранирующих, и нефтематерин-ских толщ, и резервуаров, а также улучшаются фильтрационно-емкостные свойства содержащихся в них пластов-коллекторов [5].

Разрезы отложений шараповского+зимнего НГК на территории области вскрыты порядка 118 скважинами, расположенными в пределах крупных отрицательных структур: Нюрольской, Усть-Тымской, Бакчарской мега- и мезовпадин и Колтогорского мезопрогиба. Группа песчаных пластов Ю17 залегает на доюрских образованиях и без видимого перерыва перекрывается отложениями средней подсвиты урманской свиты. Мощность отложений изменяется от 0 до 98 м (скв. Черталин-ская-1) при средней толщине 35-40 м. Согласно макро- и микроскопическому описаниям керна, отложения урманской свиты представлены песча-но-гравийно-галечными породами, состав обломочной части которых определяется местными источниками сноса. О близости источников свидетельствуют несортированность, неокатанность и неслоистость осадков. Для Колтогорского и Ню-рольского НГР характерно развитие песчаников кварц-грауваккового и грауваккового состава, гравелитов и конгломератов.

Углисто-аргиллитовая пачка средней подсвиты урманской свиты, залегающая непосредственно на доюрских образованиях либо на песчаных образованиях группы пластов Ю17, вскрыта в разрезах 41 скважины. Толщина пачки изменяется от 0 до 70 м (скв. Крыловская-2) при средней в 40 м.

По данным кернового материала, полученного в скважинах Колтогорского, Нюрольского и Казанского НГР, отложения средней пачки имеют в основном сходную литологическую характеристику и представлены аргиллитами от тёмно-серых до чёрных, плотными, крепкими, углистыми, с многочисленными включениями обуглившегося растительного детрита. Исключением являются разрезы скважин Пионерская-1 и Черталинская-1, где эти отложения представлены преимущественно песчано-гравелитовой толщей пород.

В Усть-Тымской мегавпадине (Толпаровская, Вертолётная площади) в глинистой пачке отмечаются единичные маломощные прослои песчаников и алевролитов. В восточных районах территории

(Ажарминская, Западная, Ярская площади) отмечается значительное замещение глинистых отложений песчаными разнозернистыми породами.

Отложения верхней подсвиты урманской свиты вскрыты в 53 скважинах. Толщина горизонта колеблется от 0 до 45 м (Куль-Ёганская-2) и в среднем составляет 20-25 м. Для отложений верхней подсвиты урманской свиты характерно литологи-ческое разнообразие: от пелитово-алевритовых разностей до псефитовых. Отмечаются углистые про-пластки, обугленные растительные остатки.

Согласно исследованиям, проведёнными ТФ СНИИГГиМСа [7] в Колтогорском прогибе, Ню-рольской, Бакчарской впадинах и западной части Усть-Тымской впадины, горизонт представлен кварц-граувакковыми, полевошпатово-граувакко-во-кварцевыми и граувакковыми типами песчаных пород. Для песчаников горизонта Ю16 характерна разнозернистость: от мелкозернистых, часто заглинизированных, до грубозернистых пород, а также различная степень сортировки и окатанно-сти. Состав обломков определяется петрографическим составом близлежащих палеовыступов. Ли-тологическая характеристика пород свидетельствует о том, что отложения горизонта Ю-^ представлены как аллювиально-пролювиальными, так и озёрными фациями.

Отложения тогурской свиты, перекрывающие урманскую, являются главными нефтепроизводя-щими породами в континентальных отложениях юрского возраста центральных и южных районов Западной Сибири (А.Э. Конторович и др.) [8, 9]. Мощность тогурской свиты меняется от 0 до 46 м (скв. Парбигская-1) при средней 15-20 м. Практически повсеместно отложения свиты представлены аргиллитами серыми, зеленовато-, тёмно- и буровато-серыми, буровато-чёрными, иногда углистыми, плитчатыми, часто перемятыми, с зеркалами скольжения, иногда битуминозными, с прослоями алевролитов и песчаников. В восточном направлении характеристика отложений свиты меняется, происходит увеличение доли алевритового и песчаного материалов вплоть до полного опесчанива-ния (Ажарминская площадь).

Надояхский НГК (пешковская свита),

поздний тоар - ранний аален

Надояхский НГК включает отложения пласта Ю15, залегающие между тогурской свитой и угольным пластом У14, хорошо охарактеризован керном на территории Нюрольской мегавпадины. В строении горизонта участвуют песчаники различной структуры, алевролиты, конгломераты, отмечаются прослои аргиллитов и линзы угля.

Грубообломочная часть, составляющая до 60-70 % породы, представлена галькой размером 1-6 см, с преобладанием обломков диаметром 3-4 см. Среди песчаников различаются крупно-, крупно-средне-, средне-мелко- и мелкообломочные разности. Цемент в песчаниках составляет от 3-4 до 15-20 % (плёночно-поровый тип), иногда

его содержание достигает 40-45 % (базально-по-ровый тип). Цемент чаще сложного глинисто-карбонатного состава.

Отложения надояхского НГК, так же как и образования тогурской, урманской свит, заполняют в основном депрессионные участки палеорельефа и их склоны, но зона их развития гораздо шире.

Вымский НГК (нижне-среднетюменская подсвиты),

поздний аален - поздний байос

В региональном плане вымский НГК представлен переслаивающимися песчаниками и глинистыми разностями и включает образования групп песчаных пластов Ю11-14 и Ю7-10 и залегающую между ними углисто-глинистую пачку, к кровле пластов Ю11-14 приурочен региональный сейсмический и геологический репер - угольный пласт У10. Группа пластов Ю7-10 по литологическому составу пород представлена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с многочисленными прослоями углистых аргиллитов и углей - У6-9.

Песчаный пласт Ю14, датируемый ааленом, представляет собой переслаивание песчаников различной размерности (более крупнообломочных - на бортах крупных положительных структур и более тонкообломочных - в центральных частях депрессионных зон) с аргиллитами и алевролитами, перекрыт углисто-глинистой пачкой, которая представлена тёмно-серыми и чёрными массивными неслойчатыми аргиллитами со значительным количеством углей и углистых аргиллитов. Толщина пачки заметно увеличивается в направлении осевых частей депрессии от 10 до 70 м.

Выше по разрезу выделяется серия песчаных пластов Ю11-13, переслаивающихся с алевролитами и аргиллитами. Для этого горизонта характерна литологическая изменчивость и невыдержанность песчаных тел по латерали и практически полное отсутствие крупнозернистых песчаников и грубо-обломочных пород. Это свидетельствует о том, что, в отличие от более древних песчаных горизонтов, эти отложения формировались в условиях более нивелированного рельефа, когда местные источники сноса перестали играть существенную роль, и в качестве основного поставщика терригенного материала стали выступать структуры обрамления -Алтае-Саянская складчатая область, Енисейский кряж и т. д.

В кровле вымского песчаного горизонта залегает углисто-глинистая пачка, которую венчает регионально выдержанный угольный пласт У10. Пачка датируется поздним ааленом - ранним байосом. Глинистый леонтьевский горизонт от кровли угольного пласта У10 до кровли У6 датируется байосским возрастом.

К началу байоса на большей части исследуемой территории образования фундамента были перекрыты отложениями осадочного чехла, и привнос терригенного материала осуществлялся главным образом со структур обрамления. В байосе и бате

территория представляла собой почти горизонтальную, незначительно возвышающуюся над уровнем моря, обширную озёрно-аллювиальную, озёрно-болотную и заболоченную равнину. Колебания уровня мирового океана приводили к тому, что морские воды проникали с севера на сотни километров.

Малышевский НГК (верхнетюменская-нижневасюганская

подсвиты) поздний байос - ранний оксфорд

Малышевский горизонт вмещает в себя песчаные пласты резервуара Ю2-6. Пачка, залегающая между угольными пластами У6 и У4, наиболее опе-счанена и содержит мощные горизонты Ю5 и Ю6. Эти горизонты, хотя и не являются хорошо выдержанными по латерали, достаточно уверенно выделяются в разрезах многих скважин. Максимальные толщины песчаников достигают 45 м. Пачка, заключённая между угольными пластами У4 и У2, содержит песчаные горизонты Ю3 и Ю4, которые также характеризуются латеральной и фациаль-ной неоднородностью.

Венчает разрез тюменской свиты песчаный горизонт Ю2, который перекрывается морскими отложениями нижневасюганской подсвиты. На ряде площадей отложения песчаного горизонта Ю2 и угольного пласта У2 размыты и морские отложения келловея с перерывом залегают на тюменской свите.

Морские ингрессии особенно характерны для позднебатского времени. Тем не менее, на большей части территории Западной Сибири в бате, так же как и в байосе, доминировали аллювиальные, ал-лювиально-озёрные и озёрно-болотные обстановки осадконакопления. В это время на обширных заболоченных территориях шёл интенсивный процесс углеобразования. Песчаники формировались главным образом в руслах палеорек, палеодельтах и прибрежных частях небольших по размерам пале-оозёр [10].

Условия седиментации батских отложений предопределили отсутствие в разрезе комплекса региональных резервуаров и экранов. Песчаные горизонты распространяются локально и характеризуются значительной фациальной и латеральной неоднородностью. Угольные пласты и углисто-глинистые пачки также распространены мозаично и могут служить надёжными реперами только в пределах ограниченных территорий [11].

В итоге многолетних поисково-разведочных работ на территории Томской области открыто и поставлено на Государственный баланс 25 месторождений УВ, приуроченных к континентальным отложениям нижней и средней юры. Практически все месторождения многопластовые, кроме Пар-бигского, Вартовского и Бурановского (табл. 1).

Залежи зимнего+шараповского НГК открыты на Северо-Фестивальном, Майском и Северо-Май-ском месторождениях; надояхского НГК - на Ге-расимовском, Арчинском, Урманском, Западно-Майском, Майском, Южно-Майском, Среднемай-

Таблица 1. Месторождения УВ нижнесреднеюрского комплекса Томской области Table 1. Hydrocarbon deposits in low-middle Jurassic complex of Tomsk region

недропользователь ОАО"ТН"ВНК Роснефть 1* 2* 3* 4* 5* 6* 1* 8* 9* НФН

№ЛУ 1 25 14 52 49 48 22 23 104 50 38 69 55 105 70-ЗМ 86-В 70-2 89-2М 95-ЗМ 59-2

Нефтегазоносный комплекс Пласт Советское 1 г щ = г Герасимовское Широтное З-Карайское ^ г. а а а 1 С-Калиновое Нижнетабаганское Арчинское Урмаиское § ■и 5 Остаиинское Верхнесалатское Ю-Мыльджинское Фестивальное С-Фестивальное Квартовое 1 а 4 1 «е й г а а Смоляное З-Майское Майское Ю-Майское Водораздельное Среднемайское Сатпаевское Парбигское Вартовское

Малышеве кии Ю, • • • • • • • • • • • •

• • • • • •

ю • • • • •

К>4 • • • • • •

К), • •

ю, • • • •

Вымский ю • • • •

ю,

ю, •

Ю|0 • • •

ю„ • •

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

ю„ • •

Ю„ • • • •

ю„ • • • • ш • • •

Надояхский • • • • • • • •

Знмний+ шараповский Ю|б • • •

ю„

Недропользователи: 1* - ООО "Арчинское" 2* - ОАО "Томскгазпром" 3*- ООО "Томская нефть"

• - залежь УВ " ООО "Норд Империал" 5* - ООО "Матюшкинская вертикаль" 6* - ООО "Газпромнефть-Восток"

7* - ООО "Альянзнефтегаз" 8* - ООО "Жиант" 9* - ООО "Терра"

ском и Парбигском месторождениях; вымского НГК - на Герасимовском, Широтном, Калиновом, Арчинском, Урманском, Фестивальном, Квартовом, Солоновском, Западно-Майском, Майском, Южно-Майском, Водораздельном, Среднемайском месторождениях; малышевского НГК - на Советском, Лугинецком, Герасимовском, Западно-Ка-райском, Калиновом, Северо-Калиновом, Нижне-табаганском, Арчинском, Казанском, Останин-ском, Верхнесалатском, Южно-Мыльджинском, Кулгинском, Смоляном, Сатпаевском месторождениях.

Итак, наиболее перспективным НГК, с точки зрения обнаружения УВ залежи относительно количества пластов (с) рассматриваемых комплексов, является надояхский НГК. При одном пласте Ю15(с=1) его «коэффициент перспективности»: Б=8/с=8. Следующие по значимости: малышев-ский НГК - £=35/6=5,8; вымский НГК -5=24/8=3; зимний+шараповский НГК - 5=1,5.

На основе результатов инновационной интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на исследуемой территории определим перспективные площади нефтегазона-сыщения в нижнесреднеюрских отложениях. Рассмотрим принципы разработанной методики статистической интерпретации материалов ГИС [12, 13]. Пусть нам даны две дискретные выборки: удельное электрическое сопротивление (УЭС) песчаной породы и общая пористость исследуемого интервала пласта. Важнейшим показателем взаимосвязи двух дискретных выборок (X, 1) являют-

ся коэффициенты корреляции R и аппроксимации R2, определяющиеся следующим образом:

(1)

R = [£ (х,. - х)(z, - z)l l(noxoz)

где а- стандартное (среднеквадратичное) отклонение выборочных значений. Коэффициент аппроксимации отражает долю дискретных значений от общего их количества и, соответствующую определенной функциональной зависимости (например, /=1(Х)), т. е. «тесноту» их связи.

Хорошо известно, что углеводороды относятся к диэлектрикам и поэтому показания корреляционной зависимости в нефтегазонасыщенном интервале между выборками кажущего электрического сопротивления р и общей пористости кп (определяемой по данным нейтронных методов каротажа скважин) должны быть положительны. В свою очередь, обратно-пропорциональная (отрицательная) связь говорит о минерализованном во-донасыщенном заполнении коллектора [14].

Система (кп,р) представляет собой двухмерную случайную величину с определенной степенью статистической связи и корреляции, выражаемой коэффициентом Я. Квадрат коэффициента корреляции - есть квадрат центрального момента связи двух выборок, деленного на произведение их дисперсий. Поэтому, вычислив коэффициент корреляции общей пористости и УЭС (при условии ^>+0,6) путем скользящей линии точек вдоль оси скважины, можно, сопоставив эти значения по глубине, вычислить вероятность определения неф-

тенасыщенности интервала по следующей зависимости [14]:

Р =

;=1 V V ,=1

Я

/1 ^ /т,

(2)

где I - индекс, отражающий количество задающих точек скользящей линии; ] - количество шагов. При статистическом анализе данной зависимости было выявлено, что значимым результатом определения коэффициентов корреляции можно принять задающее количество точек а1 от семи и выше, с шагом Н=(ап-7)/1.

В этом случае вероятность р - это аппроксимирующая величина, отражающая такую долю положительных величин в корреляционной связи между УЭС и общей пористостью, которая соответствует данной зависимости в доверительном интервале ±5 %. Проще говоря, этот статистический параметр показывает среднее значение аппроксимации для положительной зависимости пористости и УЭС.

Чем больше математическая величина вероятности р, тем больше доверия к тому факту, что исследуемый интервал насыщен УВ. Назовем этот параметр вероятностью насыщения УВ.

Вероятная встречаемость интервалов с вероятной УВ насыщенностью по скважине определялась согласно выражению:

Рвв=т/М, (3)

где т - количество интервалов в скважине, в которых определена вероятность насыщения УВ; N -количество всех исследуемых интервалов в скважине.

В свою очередь известно, что вторичные геохимические процессы в песчаной породе могут образовать высоко-электропроводящий двойной электрический слой (ДЭС) глинистой фракции, либо вторичная пиритизация в совокупностью с ДЭС может сформировать замкнутую электрическую цепь, понижающую УЭС породы и неучтенную стандартными методами интерпретации данных ГИС [15, 16]. В результате перспективные УВ насыщенные пласты могут пропускаться. Для учета вероятности возникновения низкоомного УВ насыщенного интервала в мультипликативную вероятность необходимо ввести вероятностный коэффициент, отражающий долю влияния метасомати-тов породы на УЭС пласта.

Для определения доли интервала пласта, где вторичный процесс преобразует вещество, путем скользящей линии точек вдоль оси скважины с неким шагом вычисляем необходимый параметр по следующей зависимости [12, 13]:

(4)

7 = д / п = 1£ д,.1 /

где q - количество выборочных значений с отрицательной корреляцией содержания элементов влияния на УЭС (1), т. е. при условии Дг<-0,6; п - генеральная выборка (количество точек песчаного интервала). Статистический параметр У выражает

интервальную меру влияния минералов твердой фазы породы, контролирующую понижение УЭС в песчаниках исследуемых пластов, т. е. показывает долю вещества исследуемого интервала, понижающего электрическое сопротивление. Назовем его интервальный параметр.

Многочисленные теоретические и эмпирические исследования показали, что средняя интенсивность вторичных процессов по скважине пропорциональна произведению статистических параметров [12, 13, 17]:

<-0~<уя2>-

С увеличением интенсивности преобразования увеличиваются содержания вторичных минералов (пиритов), плотность катионов (калия) в ДЭС (при пелитизации) и межслоевая проводимость [15, 16]. Все это приводит к повышению электрической проводимости, не учитываемой при стандартной интерпретации ГИС. Отрицательная регрессия содержания железа, калия и глинистости с УЭС породы позволяет определять параметры их влияний У и Я2 для каждого исследуемого песчаного интервала. Для определения содержания перечисленных элементов влияния разработана технология вычисления их относительной концентрации по материалам стандартного комплекса ГИС [18, 19].

Зная относительные содержания железа, калия и глинистости с последующим вычислением их статистических параметров У и Я в отрицательных регрессионных связях с УЭС (при Я<-0,6) можно определить параметр скрытой электрической проводимости (СЭП):

Я=1УЯ2. (5)

Очевидно, что каждый из этих параметров пропорционален интенсивности процесса и содержанию вторичного минерала. Например, концентрацию пирита в песчаной породе юрских отложений можно определить по эмпирической зависимости [12]:

Спир=0,0041У2ир-0,1338Упир+0,9194. (6)

В данном случае сопоставление результатов петрографических исследований шлифов керна на предмет содержания пирита с результатами вычисления по формуле (4) (по материалам ГИС, при значениях Упир (усредненных по интервалу) выше граничного Угр=0,2) показали высокое линейное корреляционное соответствие, с Япир=+0,97.

При сопоставлении интенсивностей проявления процессов каолинизации, пелитизации и кар-бонатизации, определенных по данным ГИС (НГК, ГК, КС, ПС), с результатами петрографических исследований шлифов (по определению содержания вторичных минералов) были выявлены следующие коэффициенты корреляции: Якар6=+0,9; Япел=+0,75; Якаол=+0,78 [4].

Анализируя полученные параметры (2, 3, 5), можно утверждать, что все они связаны с вероятностью образования низкоомных нефтегазонасы-щенных интервалов. Поэтому следует ввести мультипликативный параметр Ф - вероятности образования УВ насыщенного низкоомного интервала в толще горных пород:

Ф=(Я)(р)Рее- (7)

Введенный параметр (7) отражает вероятность встречаемости, вероятность определения и параметр скрытой электрической проводимости низко-омного нефтегазонасыщенного пласта. А его территориальное распределение (усредненное по ни-жнесреднеюрским пластам) будет выражать перспективность присутствия УВ исследуемых низко-омных зон.

С целью определения эффективности соответствия вычисляемых статистических параметров р и 0 с характером насыщения песчаных коллекторов нижнесреднеюрских отложений было проведено сопоставление данных параметров с результатами испытания скважин и литологических исследований керна в 120 интервалах, из которых 83 - во-донасыщенные (либо сухие) и 37 - УВ-содержа-щие.

Покажем результаты сопоставления усредненного по структурам статистического параметра Qp с усредненными эмпирическими данными (<ге>) испытания пласта и литологическими исследованиями образцов керна на предмет среднего количества интервалов с присутствием УВ. Сопоставление выявило две прямо пропорциональные линейные регрессии (группы структур) с коэффициентами Д1=+0,8 и Д2=+0,88 (рис. 2). Следует отметить, что каждая точка имеет среднюю статистическую значимость выборки Qp порядка 103 значений и ~10 эмпирических значений (как с УВ, так и с водой). Поэтому полученные зависимости подтверждают то, что среднестатистический параметр 0р по латерали достоверно отражает вероятность присутствия в нижнесреднеюрских горизонтах нефте-газонасыщенных пластов. Причем приблизительные минимальные граничные значения параметра 0р для каждой из групп будут отличаться: 0ргр1«0,03 у.ед. и 0ргр2«0,08 у.ед.

К первой группе структур относятся: Пыль-Ка-раминский мегавал, Нюрольская мегавпадина, Се-веро-Парабельская мегамоноклиналь, Усть-Тым-ская мегавпадина и Пудинское мезоподнятие; ко второй группе - Александровский свод, Владими-ровский мегавыступ, Парабельский мегавыступ, Калгачский мезовыступ, Караминская мезоседло-вина и межструктурная зона. Очевидно, что параметр 0р несет в себе еще одну характеристику формирования УВ залежи (кроме количества УВ насыщенных пластов). Выясним причину образования этих групп.

Прежде всего, заметим, что изменение параметра 0р может быть обусловлено изменением доли поверхностной электропроводимости твердой фазы породы относительно общей проводимости. В свою очередь, изменения поверхностной проводимости и интенсивности преобразования зависят от трансформации пористости, трещинноватости и рН среды. И совершенно ясно, что для двух групп структур перечисленные характеристики должны влиять различным образом.

Рис. 2. Сопоставление статистического параметра вероятности образования низкоомного УВ насыщенного интервала (усредненного по структурам) с эмпирическими данными среднего количества интервалов с присутствием УВ, где 1, 2 - номера групп структур

Fig. 2. Comparison of statistical parameter of probability of low-resistivity hydrocarbon saturated interval (structure average) formation with the empirical data of average amount of intervals with hydrocarbons where 1, 2 are the numbers of structure groups

Территориальное (латеральное) распределение усредненных (по структурам) статистических данных выявило соответствие параметра Qp эмпирическим данным. В свою очередь, при анализе вертикально расположенных нефтегазовых комплексов (по разрезу скважин) было обнаружено, что параметр Qp не коррелирует с эмпирическими данными. Очевидно, что отсутствие корреляции является следствием влияния таких факторов, не связанных с присутствием УВ, как температура, минерализация и градиент давления в зависимости от глубины на показание УЭС породы и, следовательно, на вычисляемые статистические параметры. Усреднение статистических параметров по глубине позволяет избежать проявления этих искажающих факторов.

Разломы могут быть как источниками образования многоэтажных залежей УВ, так и фактором, разрушающим ранее сформированные залежи и ловушки [20]. Поэтому влияния разломов и соответствующих трещин на процессы, обусловливающие показания статистических параметров, будут различны. Рассмотрим эти влияния.

Во-первых, в режиме разрушения имеющейся УВ залежи, с увеличением расстояния до разлома (интенсивность вторичной каолинизации уменьшается), повышается вероятность существования УВ насыщенных интервалов. Причем поступающие из пласта в разлом УВ флюиды латерально замещаются водой, приводящей к образованию ореола водонефтяного контакта и вторичной карбона-тизации. Интенсивность вторичной карбонатиза-ции от расстояния до разлома не зависит, но с увеличением карбонатизации пористость будет уменьшаться.

Во-вторых, в режиме формирования нефтега-зонасыщенных залежей, с увеличением расстояния до разлома (как источника флюидов) вероят-

ность образования УВ насыщенных интервалов уменьшается. В свою очередь, будет уменьшаться интенсивность вторичной пиритизации пористых коллекторов, а пористость будет увеличиваться.

По данным каротажных диаграмм, для 37 песчаных УВ насыщенных пластов, применяя разработанную методику интерпретации, были вычислены интенсивности таких вторичных процессов, как каолинизация, пелитизация, пиритизация и карбонатизация, а также коэффициент общей пористости и средняя концентрация пирита (6).

На основании того, что интенсивность вторичной каолинизации может служить показателем расстояния до разлома (обратная экспоненциальная зависимость [21]), можно построить корреляционные связи между статистическими параметрами и, вычислив их коэффициенты корреляции, проверить вышесказанные замечания. Судя по полученным результатам (табл. 2 и 3), для первой группы структур характерен режим разрушения, а для второй группы - режим формирования залежей. Следовательно, причиной образования именно двух положительных регрессий (рис. 2) в значительной степени являются вышеперечисленные антагонистические режимы. В свою очередь, вне зависимости от режима образования залежи в обоих случаях индикатором присутствия УВ может служить пирит.

Таблица 2. Корреляция статистических параметров первой группы структур

Table 2. Correlation of statistical parameters of the first structure group

<n> Qp ^ир ^аол ^арб К Спир

<n> 1

Qp 0,89 1

Y 1 пир -0,36 -0,64 1

Ьаол -0,91 -0,83 0,63 1

^арб -0,09 -0,44 0,38 4E-17 1

Кпо 0,27 0,67 -0,64 -0,23 -0,91 1

Спир 0,74 0,63 0,17 -0,42 -0,32 0,28 1

Таблица 3. Корреляция статистических параметров второй группы структур

Table 3. Correlation of statistical parameters of the second structure group

<n> Qp ^ир ^аол ^арб k. Спир

<n> 1

Qp 0,80 1

^ир 0,73 0,58 1

^аол 0,59 0,43 0,90 1

^арб -0,22 -0,38 0,40 0,57 1

Кпо -0,76 -0,89 -0,35 -0,06 0,67 1

Спир 0,76 0,78 0,71 0,37 -0,20 -0,83 1

Рис. 3. Латеральное распределение мультипликативного параметра вероятности образования УВ-насыщенного низкоомного интервала в нижнесреднеюрских отложениях на территории Томской области (структуры 1 порядка отражающего горизонта 11а, по В.А. Конторовичу, 2012)

Fig. 3. Lateral distribution of multiplicative parameter of probability of hydrocarbon-saturated low-resistivity interval formation in low-middle Jurassic deposits within the territory of Tomsk region (structures of the first order of the reflecting horizon 11а by V.A. Kontorovich, 2012)

По рассмотренной инновационной методике интерпретации материалов ГИС исследовались ни-жнесреднеюрские песчаные пласты 150 скважин (порядка 740 песчаных интервалов) Томской области, приуроченные к таким структурам первого порядка как: Пайдугинский мегавал, Парабель-ский мегавыступ, Северо-Парабельская мегамоно-клиналь, Владимировский мегавыступ, Усть-Тым-ская мегавпадина, Восточно-Пайдугинская мега-вал, Средне-Васюганский мегавал, Александровский свод, Пыль-Караминский мегавал, Нюроль-ская мегавпадина, Средневасюганский мегавал и их зон сочленения. Были определены статистические интенсивности пиритизации, пелитизации и интенсивность проявления ДЭС, на основании которых вычислялся параметр СЭП (5). Также по формулам (2) и (3) определялись параметры вероятности для каждого песчаного интервала. После усреднения определенных параметров по всей ни-жнесреднеюрской толще для каждой скважины проводилось вычисление мультипликативного параметра Ф по формуле (7).

Распределение мультипликативного параметра вероятности образования УВ насыщенного низкоом-ного интервала наиболее ярко выразилось на территориях: северо-востока Томской области, Карамин-

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Обстановки осадконакопления и фации / под ред. X. Редин-га. - М.: Изд-во «Мир», 1990. - Т. 2. - С. 43-47.

2. Хеллем А. Юрский период. - Л.: Недра, 1983. - 272 с.

3. Леворсен А. Геология нефти и газа. - М.: Мир, 1970. - 640 с.

4. Даненберг Е.Е., Белозёров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 295 с.

5. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции / Ф.Г. Гурари, В.П. Девя-тов, В.И. Демин и др. - Новосибирск: Наука, 2005. - 156 с.

6. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. -Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМС, 2004. - 114 с.

7. Тищенко Г.И. Геологическое строение и нефтегазоносность зоны контакта доюрского фундамента и осадочного чехла юго-восточной части Западно-Сибирской плиты (Томская область): дис. ... канд. геол.-минерал. наук. - Новосибирск, 1978. -244 с.

8. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002.- 253 с.

9. Конторович В.А. Мезозойско-кайнозойская тектоника и неф-тегазоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. -2009. - Т. 50. - №4. - С. 461-474.

10. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. - М.: Недра, 1989. - 294 с.

11. Петтиджон Ф.Дж., Поттер П., Сивер Р. Пески и песчаники. -М.: Мир, 1976. - 536 с.

12. Мельник И.А. Выявление вторично преобразованных терри-генных коллекторов на основе статистической интерпретации материалов ГИС // Геофизика. - 2013. - № 4. - С. 29-36.

ской мезоседловины, восточной части Усть-Тым-ской мегавпадины, Пайдугинского мегавала, южной части Парабельского мегавыступа, а также Со-мовской, Осиновской и Таловой площадей (рис. 3).

Итак, обобщая проведенные исследования, можно сделать следующие выводы. Во-первых, наиболее перспективными НГК в нижнесреднеюр-ских отложениях Томской области являются на-дояхский и малышевский комплексы, при условии обнаружения ловушек и флюидоупоров. Во-вторых, наиболее перспективные площади (с точки зрения обнаружения низкоомных УВ-насы-щенных залежей) находятся на территориях межструктурных зон либо близко расположенных к ним. В-третьих, корреляции по латерали между выборками усредненных (по разрезу) данных ин-тенсивностей процессов каолинизации с параметром Qp, карбонатизации и пиритизации с пористостью позволяют выявить режимы формирования либо разрушения залежей УВ.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Таким образом, низкоомные залежи в нижнес-реднеюрских песчаных пластах территории Томской области обусловлены миграцией флюидов по разломам и трещинам фундамента, образованных в результате тектонических процессов в зонах его растяжения.

13. Мельник И.А. Вычисление интенсивности вторичных геохимических процессов в песчаных пластах по материалам геофизических исследований скважин // Каротажник. - 2014. -№ 1. - С. 52-66.

14. Мельник И.А. Статистический метод отличия водонасыщен-ных (низкоомных) коллекторов от нефтегазонасыщенных и выявления перспективных зон // Каротажник. - 2012. -№4.- С. 29-42.

15. Мельник И.А., Ерофеев Л.Я. Физико-геохимическая модель низкоомного коллектора и ее практическое применение // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - № 3. - С. 46-50.

16. Мельник И.А. Причины понижения электрического сопротивления в низкоомных коллекторах // Геофизические исследования. - 2014. - №4. - С. 44-53.

17. Мельник И.А. Определение интенсивности вторичных геохимических процессов на основе статистической интерпретации материалов ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - № 11. - С. 35-40.

18. Мельник И.А. Выделение нефтенасыщенных интервалов на основе переинтерпретации ГИС в низкоомных коллекторах-песчаниках // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 4. - С. 34-36.

19. Мельник И.А. Расчет концентраций железа и калия в коллекторах-песчаниках на базе стандартных методов ГИС. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ, № 2008613040, 25 июня 2008 г.

20. Гогель Ж. Основы тектоники / пер. с франц. С.С. Шульца под ред. А.А. Богданова. - М.: Мир, 1969. - 440 с.

21. Мельник И.А. Вторичная каолинизация песчаных пластов как признак тектонических нарушений осадочного чехла // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - №9. - С. 22-27.

Поступила 16.07.2015 г.

UDC 550.83+550.43+551.86

GEOLOGICAL STRUCTURE, STRATIGRAPHY AND PERSPECTIVES OF OIL AND GAS POTENTIAL IN THE LOW-MIDDLE JURASSIC DEPOSITS IN TOMSK REGION

Igor A. Melnik,