CC BY
21
4. Каграманян К:А. О строении, Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы // Тр. Геолфонда РСФСР. М., 1983. С. 83 - 97.
5. Кокурников В.П., Бадамшин ЭЛ., Горячев А.Б. и др. Новые данные по нефтеносности палеозойских отложений Ульяновского Заволжья // Геология нефти и газа. 1987. № 6. С. 13 - 16.
6. Проворов В.М. Особенности строения и нефтегазоносности верхнеде-вонско-турнейского палеошельфа северных и западных районов Урало-Поволжья // Геология нефти и газа. 1992. № 7. С. 16 - 19.
7. Проворов В.М. Рейтинг объектов Российской Федерации в северных и западных районах Урало-Поволжья по степени перспективности на поиски нефти и газа // Материалы регион, конф. "Геология и полезные ископаемые Западного Урала". Пермь, 1997. С. 131-134.
Получено 12.01.99.
УДК 553.98.044
С. В. Галкин (Пермский государственный технический университет)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПРИ ОБОСНОВАНИИ МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КАМЕННОУГОЛЬНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ В ПЕРМСКОМ ПРИКАМЬЕ
Отражено современное состояние представлений о формировании каменноугольных залежей для территории Пермского Прикамья. Выполнена статистическая обработка геологической информации по нефтегазоносности каменноугольных отложений раздельно для Предураяьского краевого прогиба и платформенной части территории исследования, на основании которой установлены существенные различия в формировании залежей углеводородов для этих территорий. В результате сделаны выводы о различных критериях нефтегазоносности и целесообразности раздельного прогнозирования нефтегазоносности территории Предураяьского краевого прогиба и платформы.
К настоящему времени, несмотря на высокую степень изученности, перспективы поисков углеводородов в каменноугольных отложениях в пределах исследуемой территории по-прежнему велики. Для эффективного планирования поисковых работ на территории Пермского Прикамья важно обосновать модель формирования нефтегазоносности каменноугольных отложений. Одним из возможных путей такого обоснования, при наличии в достаточном объеме достоверных данных о геологическом строении и нефте1~азоносности недр, является статистический анализ фактических данных. Хорошо изученные бурением нижне- и среднекаменноугольные отложения соответствуют этим требованиям.
В настоящее время имеются факты, свидетельствующие о том, что неф-тематеринские; толщи Предуральского краевого прогиба не являются единственным источником'углеводородов (УВ), а на формирование каменноугольных залежей существенно оказывала влияние вертикальная миграция1-УВ из дома-никовых. отложений. Исключительную роль доманикового горизонта в формировании промышленных скоплений УВ изучаемой территории отмечают Л.З.Аминов, Г.А.Амосов, М.Д.Белонин /1/. Существует довольно обширная аргументация в= пользу вертикальных перетоков УВ в разрезе осадочного чехла. В качестве доказательства большой роли вертикальной миграции можно привести несоответствие расчетов балансовых запасов нефти в нижнем и среднем карбоне нефтелроизводящим способностям этих отложений, данные о миграции древних. спор в более молодые отложения, сходство физико-химических свойств нижне- и среднекаменноугольных нефтей, а также широко развитое в бортовых зонах Камско-Кинельской системы впадин (ККСВ) совпадение площадных ареалов нефтегазоносности нижнего и среднего карбона.
В пользу существования интенсивных вертикальных перетоков между нижне- и среднекаменноугольными комплексами можно отметить достаточно тесную связь между толщинами тульской региональной покрышки и коэффициентами заполнения ловушек в среднем карбоне. Для установления характера влияния толщины тульской покрышки на процессы вертикальной миграции УВ автором проанализированы данные по 37 месторождениям Пермской области, имеющих одновременно залежи и в Сь и в Сг- В результате получена зависимость, имеющая вид = 1,26 - 0,072 IIп при г = -0,64. Аналогичная связь толщины тульской покрышки с коэффициентами заполнения ловушек в нижнем карбоне существенно менее значима (г = 0,20). Следует заметить, что для использованных в анализе месторождений при достаточно высокой степени соответствия структурных планов тульских и башкирских отложений, которое отражается в высокой сходимости амплитуд структур по рассмотренным горизонтам (г = 0,45), характерно полное отсутствие связей коэффициентов заполнения нижне- и среднекаменноугольных ловушек (г = 0,05). Таким образом, при принципиальной возможности перетоков УВ (существование залежей и в Сь и в С2) одним из основных факторов, способствующих перетокам УВ из С\ в С2, являются малые толщины тульской региональной покрышки.
Весомым аргументом в пользу существования влияния на формирование каменноугольных залежей вертикальной миграции УВ из доманиковых отложений также является характер распределения нефтегазоносных и пустых в каменноугольных отложениях структур в зависимости от абсолютных отметок кровли терригенного верхнего девона (Нт) и мощности верхнедевонско-турнейской карбонатной толщи (Мое)- Параметр Наз характеризует условия проявления главной фазы нефтеобразования, т.к. интенсивность процессов нефтегазообразования тесно связана с глубинами залегания нсфтематеринских свит. Анализ фактических данных по 313 нефтяным и 149 пустым структурам Пермского Прикамья и Удмуртии показал, что;по этим параметрам происходит
группирование структур в соответствии с характером нефтегазоносности каменноугольных отложений. В интервале значений Нр3 от -1400 до -1750 м фиксируется поле пустых структур с диапазоном изменения мощностей от 500 до 700 м. Здесь располагаются 46 пустых и 17 нефтегазоносных в каменноугольных отложениях структур. В интервале значений Н0} от -1750 до -2200 м встречаются практически все классы структур. В то же время внутри указанного интервала отмечается дифференциация структур с различной нефтегазоносностью каменноугольных отложений по параметру Мос■ При Мос>600 м наблюдается явное преобладание структур с залежами УВ одновременно как в Си так и в С2 (класс С)2), в этом интервале находится 97 структур этого класса. При снижении значений Мос < 600 м количество нефтяных структур класса Си резко падает до 27, в этом же интервале значений Нрз и Мос возрастает количество структур других классов: 59 структур нефтегазоносны в С, (класс СО, 45 структур нефтегазоносны в С2 (класс С2) и 53 пустые структуры (класс С0). Следует заметить, что большинство структур без залежей УВ одновременно вС^в С2, но имеющие нефтепроявления и в Си и в С-2, характеризуются низкими амплитудами, а для пустых структур характерны еще и большие удаления от разломов. Ниже абсолютных отметок по кровле Ноз -2200 м встречено 7 структур класса С]2, 14 структур класса С\, 11 структур класса Сг и 10 пустых структур. Анализ местоположения этих структур показывает, что подавляющая их часть с залежами УВ расположена в Соликамской и Юрзано-Сылвенской депрессии, т. е. на территории Предуральского краевого прогиба. Значительная часть пустых структур, имеющих отметки по кровле Наз ниже -2200 м, напротив, расположена вне пределов Предуральского прогиба (4 в Бымско-Кунгурской впадине, 2 в Висимской впадине).
Следует заметить, что для территории Предуральского прогиба мощность отложений турнейско-верхнедевонского комплекса {Мцс) изменяется незначительно и практически всегда примерно равна 400-500 м, и на нефтегазоносность каменноугольных отложений влияния Мос не установлено. В то же время для этой территории наблюдается тенденция увеличения перспектив нефтегазоносности с ростом глубин залегания пород. Из 20 глубокозалегающих рассмотренных в анализе структур, абсолютные отметки Н03 которых ниже -2000 м, все структуры имеют залежи УВ, причем 13 из них имеют нефтепроявления, а 5 -залежи и в С\, и в С2.
Таким образом, основная зона нефтегазоносности каменноугольных отложений для территории платформы фиксируется по кровле терригенного девона в ограниченном интервале отметок от -1750 до -2200 м, и основная зона нефтеобразования контролируется ККСВ. Полученная в результате статистического анализа закономерность хорошо согласуется с исследованиями Т.В.Белоконь и А.В.Кутукова /2/, изучавшими условия нефтеобразования в карбонатных отложениях верхнедевонско-турнейского комплекса. В зависимости от значений Мос при значениях Н0з ох -1750 до -2200 м происходит разделение структур на две основные группы. При Мос>600м в сторону больших
мойтйбстей сконцентрированы структуры с залежами одновременно в нижнем и среднем карбоне, при М0с<600 м в сторону меньших значений преобладают структуры, не имеющие одновременно залежи в нижнем и среднем карбоне.
На основании этого можно сделать выводы, что для территории платформы влияние латеральной миграции У В из погруженных частей Предуральского прогиба на формирование залежей, вероятно, было незначительным. Большое влияние на формирование нефтегазоносности структур платформы, по-видимому, оказывала ККСВ, и неблагоприятные глубины погружения нефтема-теринских толщ могли сказаться на перспективах их нефтегазоносности. Вышеприведенные факты'хорошо согласуются с выводами, полученными В. А. Чахмачёвым /3/. Согласно его исследованиям, процессы латеральной миграции происходили не повсеместно и четко прослеживаются только в пределах Кось-винско-Чусовской седловины и Юрюзано-Сылвенской впадины, с территории которых на платформенные структуры поступали нефти со сравнительно высокой степенью превращенное™. Нефти месторождений Соликамской впадины, согласно его исследованиям, сингенетичны бассейну нефтёгазообразования. Причем, исходя из геохимического анализа, проведенного им, трудно допустить возможность миграции УВ из Соликамской впадины на запад, в смежные участки платформенного склона.
Для количественного обоснования существования различий в формировании залежей в различных геоструктурных зонах на примере 47 структур Пермской области с залежами нефти в С2 и 49 структур с залежами нефти в С\ автором рассмотрены зависимости плотностей нефтей от ряда параметров. Установлено, что для структур, имеющих близкое расположение к Передовым складкам Урала (Япсу =15-60 км), характерны низкие плотности нефти, и диапазон изменения плотностей незначителен (р=0,81-0,84 г/см3). При большем удалении от ПСУ наблюдается резкое увеличение плотности нефтей, причем диапазон их разброса очень велик. В результате исследований также установлено, что глубокопогруженные в кунгурский век нефти нижнекаменноугольных залежей имеют малые плотности с небольшим диапазоном их изменения, нюк-некаменноугольные нефти неглубокопогруженных в кунгурское время отложений, напротив, имеют большой диапазон распределения плотностей. Наиболее вероятной причиной такой дифференциации плотностей, видимо, является то, что на больших глубинах Предуральского прогиба происходило более полное преобразование органического вещества в сравнении ¿"менее погруженными территориями платформы. Данные факты косвенно свидетельствуют о том что, каменноугольные залежи глубокопогруженных и территориально близко расположенных к Предуральскому прогибу нефтей могли формироваться за счет латеральных перетоков УВ из Предуральского прогиба. В то же время яефтема-теринскими породами территориально далеко расположенных от Предуральского прогиба нефтяных залежей, вероятно, являются доманиковые отложения, и имела место вертикальная миграция.
В пользу вертикального перераспределения УВ служит значительное влияние на нефтегазоносность локальных объектов их местоположения относительно разломов. Влияние разломов на особенности размещения залежей в разрезе каменноугольных отложений оценивалось по взаиморасположению более чем 300 локальных структур относительно допалеозойских разломов фундамента, установленных по данным сейсморазведки, гравиразведки и магниторазведки. В результате установлено, что наиболее значительное влияние на нефтегазоносность локальных структур отмечается в зоне непосредственной близости от разломов - на расстоянии 0-1 км для Предуральского краевого прогаба и на расстоянии от 0 до 2-3 км для платформы. Концентрирование основной массы нефтяных структур в близком расположении к разломам, вероятно, с одной стороны, является результатом структурообразующей роли разломов, а с другой - указывает на проводящую роль региональных нарушении. Полученные статистические данные в полной мере согласуются с существующими представлениями о проводящей роли разломов в процессе формирования каменноугольных залежей на изучаемой территории.
Таким образом, анализ существующих представлений об условиях формирования каменноугольных залежей на территории Пермского Прикамья позволяет взять за основу геологической модели прогноза следующие положения:
1. В формировании каменноугольных залежей большую роль играли процессы вертикальной миграции, интенсивность развития которых в свою очередь тесно связана с рядом тектонических показателей, прежде всего разломов. При этом нефтегазоносность каменноугольных отложений в значительной мере контролируется Камско-Кинельской системой впадин, обеспечивающей близкое пространственное соотношение между очагами генерации УВ и зонами их аккумуляции.
2. Наблюдаются существенные различия в формировании залежей УВ для территорий платформы и Предуральского краевого прогиба. Следовательно, для каждой из этих двух территорий существуют свои критерии нефтегазоносности, и при оценке перспектив нефтегазоносности эффективно раздельное изучение этих двух территорий.
Эти положения могут быть использованы для решения практических задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности локальных структур.
Библиографический список
1. Аминов Л. 3., Амосов Г. А., Белонин М.Д. и др. Анализ схем формирования месторождений и прогноз нефтегазоносности струкутр. Л.: Недра, 1977.
2. Белоконь Т. В., Кутуков А. В. Условия нефтегазообразования в верхне-девонско-среднекаменноугольных карбонатных комплексах Волго-Вятского района//Геология нефти и газа. 1984. №2. С.52-56.
3. Чахмачев В.А. Геохимия процесса' миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983.
Получено 24.01.99.
УДК 553.98.044 (470.53+470.66)
В. И. Галкин, И. А. Козлова, С. В. Галкин
(Пермский государственный технический университет),
М. Э. Мерсон (ПсрмН ИПИнсфть),
И. Л. Левинзон, Б. В. Никулин (ОАО «Пурнефтегазгеологня»)
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
НАДЫМ-ПУР-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ
Приведены результаты оценки перспектив нефтегазоносности юрского продуктивного комплекса вероятностно-статистическими методами. Локальный прогноз, выполненный совместно методами Байеса и с применением линейной дискриминантной функции, показал достаточно высокую эффективность разделения прогнозных структур на нефтяные и пустые. Проведенный анализ позволил провести районирование территории Надым-Пур-Тазовского междуречья по степени вероятности продуктивности структур.
Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур методами вероятностно-статистического моделирования представляет собой научно обоснованный и экономически более выгодный подход к выбору наиболее перспективных объектов для постановки глубокого бурения.
Преимущество метода локального прогноза нефтегазоносности в том, что он позволяет с высокой степенью надежности установить вероятность наличия залежи УВ до ее ввода в поисковое бурение. При этом достоверность локального прогноза определяется правильностью выбора комплекса информативных геолого-геофизических критериев.
Успешность разработанного метода локального прогноза, примененного авторами в ряде регионов Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Прикаспийской и Тимано-Печорской провинций, подтверждается результатами поискового бурения и высокой эффективностью прогнозной оценки. В разных районах исследования ее величина изменяется от 60 до 85%, в сравнении с «коэффициентом успешности» выявления продуктивных структур по данным бурения и сейсморазведки, не превышающем 0,50 %.
В данной работе прогноз выполнялся по юрским отложениям территории Надым-Пур-Тазовского междуречья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, для которой авторами установлено что эталонные, экзаменационные и оцениваемые объекты, в основном, характеризуются единством геологического
