CC BY
50
УДК 550.834
ИЗУЧЕНИЕ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ПОИСК ВЫСОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫМИ РАБОТАМИ МОГТ 2D НА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Р.С. Хисамов1, В.А. Екименко2, Ж.К. Добровольская2, Т.В. Морковская2
'ПАО «Татнефть», Альметьевск, Россия 2ООО «ТНГ-Групп», Бугульма, Россия
Представлены результаты опытно-методических работ МОГТ 2D по изучению пермско-верхнекаменно-угольного интервала разреза с целью отработки методики по изучению залежи сверхвязкой нефти. В результате проведённых сейсмических исследований МОГТ 2D детально изучена верхняя часть осадочного чехла, включая отложения татарского, казанского, уфимского ярусов верхней перми, сакмарского, ассельского яруса нижней перми и отражающие границы С3 и С3а в отложениях верхнего карбона, глубина залегания которых не превышает 500 м. Уточнена граница распространения неогеновой палеодолины. Осуществлен прогноз толщин верхней песчаной пачки уфимского яруса, с которой связаны залежи сверхвязкой нефти.
Ключевые слова: сейсморазведка, верхняя часть разреза, залежи сверхвязкой нефти, песчаная пачка, скважина
DOI: 10.18599/grs.18.4.7
Для цитирования: Хисамов Р.С., Екименко В.А., Добровольская Ж.К., Морковская Т.В. Изучение верхней части разреза осадочного чехла и поиск высокозалегающих залежей сверхвязкой нефти сейсморазведочны-ми работами МОГТ 2D на территории Республики Татарстан. Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 2. С. 300-305. DOI: 10.18599/grs.18.4.7
Введение
Опытно-методические работы по изучению пермско-верхнекаменноугольных отложений проведены впервые. Для отработки методики исследования проводились в восточной части Черемшанского района РТ на участках Верхне-Кармальской и Нижне-Кармальской залежах сверхвязкой нефти (Добровольская, Морковская, 2013).
Для детального изучения пермско-верхнекаменно-угольного интервала разреза сейсмические наблюдения были выполнены при 320-канальной симметричной расстановке с шагом ПП и ПВ 5 м, т.е. с кратностью наблюдений 160. В процессе обработки расчет априорных статических поправок осуществлялся по первым вступлениям преломленной волны, и величина вводимых статических поправок низкочастотной составляющей не превысила 10 мс. Такой подход позволил учесть влияние рельефа и скоростных аномалий в верхней части разреза.
Литолого-стратиграфическая привязка отражающих границ выполнена с использованием данных сейсмо-каротажа и моделирования сейсмического импульса на основе теоретических кривых АК, что позволило по профилям откоррелировать отражающие границы (ОГ) в отложениях казанского яруса, от кровельных поверхностей татарского, уфимского, сакмарского, ассельского яруса, и отражающие границы С3 и С3а в отложениях верхнего карбона. Все выше перечисленные границы характеризуются различной динамической выраженностью в волновом поле и, как следствие, качеством прослеживаемости (Рис. 1).
Краткая геологическая характеристика целевого интервала разреза
Исследуемая территория относится к Центральному битуминозному ареалу, «который соответствует крупному полюсу битумонакопления, расположенного на восточном борту Мелекесской впадины и западном склоне ЮТС» (Хисамов и др., 2006).
На площади сейсморазведочных работ расположены Верхне-Кармальская и Нижне-Кармальская залежи сверхвязких нефтей, приуроченные к песчаной пачке уфимского яруса. Основным резервуаром для скопления нефти в верхнепермском нефтеносном комплексе являются песчаники шешминского горизонта уфимского яруса, которые залегают в кровельной части верхней пачки горизонта - песчаная пачка Р2и22, сложенная песками, пропитанными вязкой нефтью и маломощными прослоями песчаников и алевролитов.
Практически вся Нижне-Кармальская залежь от кровли до подошвы пласта является обводнённой и промытой в той или иной степени. Наблюдается определённое сходство в характере обводнения залежей тяжелых сверхвязких нефтей с массивными нефтяными, эксплуатирующимися на естественном режиме, для которых построить текущую поверхность ВНК затруднительно. Поэтому нижней границей нефтенасыщения считают, условно, подошву нефтенасыщенной зоны, определяемой по количественным и качественным признакам лабораторных исследований керна и ГИС (Базаревская, Тарасова, 2007; Янгуразова, 1997).
Верхне-Кармальская залежь сверхвязких нефтей контролируется одноимённым поднятием, осложнён-
t—■лнм SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
^ЕШ GEDRESURSY
Р.С. Хисамов, В.А. Екименко, Ж.К. Добровольская, Т.В. Морковская
gr*r
R.S. Khisamov, УА. ЕЫтепко, Zh.K. Dobrovol'skaya, Т.У. Morkovskaya
ным рядом куполов. Залежь вскрыта 22 скважинами и представляет собой довольно протяжённую линзу, размером 5.5 х 1.5 км северо-западного простирания. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.2 м (скв. 17 ВК) до 15.5 м (скв. 418). Залежь структурно-литоло-гического типа.
Как известно, начало позднепермской эпохи сопровождалось существенной перестройкой структурного плана территории. После перерыва в осадконакоплении началось формирование лагунно-морской и континентальной формации. Раннеуфимское время связано с активным воз-дыманием Палеоурала, где интенсивно развивались эрозионные процессы. Потоки больших масс воды, выносящих обломочный материал в восточные районы платформы, в уфимский век покрыли значительную часть территории РТ. Мощность отлагавшихся осадков постепенно уменьшалась в западном направлении до полного выклинивания, при этом изменялись их стратиграфическая полнота и структурные планы (Рис. 2). В раннешешминское время отложения песчано-глинистой пачки аккумулировались на гипсометрически пониженных участках сакмарской поверхности.
Результаты исследований
Полученные временные разрезы отображают картину распространения отложений верхнекаменноугольно-чет-вертичного возраста, геометрию стратиграфических и маркирующих горизонтов, характер процесса осадкона-копления, эффекты палеоэрозии, палеотектоники и другие особенности геологического строения.
Первой отражающей границей на временных разрезах является граница, формирующаяся как суммарный импульс от верхних слоёв, вблизи дневной поверхности,
18 вк
7433
звк
характеризующаяся динамически стабильным импульсом отрицательного знака. По данным бурения на поверхности повсеместно распространены четвертичные отложения толщиной до 20 м и представленные делювиальными и аллювиальными образованиями пески, глины, гравий, супеси, суглинки.
Для северо-восточной части исследуемой территории отличительной особенностью является частичный размыв отложений песчаной пачки в преднеогеновое время. Структурным бурением закартированы отложения неогеновой системы, заполняющие палеодолину реки Шешма. На временном разрезе на данном участке выделено поперечное сечение палеодолины неправильной и-образной формы (крутые, высокие борта, неровный рельеф дна, трансгрессивное залегание на эродированной поверхности различных стратиграфических горизонтов (наиболее глубокими по стратиграфии отложениями, затронутыми преднеогеновым размывом, являются породы песчаной пачки уфимского яруса)) (Рис. 3). Толщина неогеновых отложений, сложенных глинами серыми, коричневыми, часто жирными, пластичными, известковистыми, с обломками раковин пелеципод, гастропод, с прослоями песков серых, мелкозернистых и среднезернистых, поли-миктовых, в контуре площади достигает 105 м (скв. 397). Волновая картина: в центре - горизонтальные оси синфаз-ности, ближе к бортам - хаотическая форма записи, что связано с тем, что зона неогена узкая, глубокая и сложена породами неоднородного литологического состава с различными плотностными, скоростными характеристиками.
На участках сейсмических профилей 05120301, 05120303 наблюдаются интервалы ослабленной сейсмической записи, соответствующие по данным стратиграфической привязки отложениям татарского яруса. В результате
11 вк
1002.5 1127.5
0.05 I
1252.5 1377.5 1502
27.5 2752.5 2877.5 3002.5 3127.5 3252.5 3377.5 3502.5 3627.5 м
кс, бкз, бк, вг, рг
Рис. 1. Характер волновой картины в интервале пермско-верхнекаменноугольных отложений.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ■■■■Я^Н
шШядЯЯшзо!
происходившей преднеогеновой и современной эрозии они сохранились не повсеместно и не в полном объёме. Литологически они сложены пестроокрашенными глинами, алевролитами, мергелями с прослоями песчаников, доломитов, известняков, гипсов, общая толщина которых достигает 50 м. Наибольшая толщина отложений отмечена в интервале пк 2.5-3502.5 профиля 05120301.
В верхнеказанское время существовало четыре цикла осадконакопления, каждый их которых характеризуется своеобразными условиями и продолжительностью. Тем не менее, накапливавшиеся в эти циклы осадки представляют собой чередование мелко- и среднезернистых песчаников, алевролитов, глин, мергелей, мелкокавернозных доломитов, известняков с включениями гипса, обладающих различными плот-ностными и акустическими свойствами. В волновом поле этот интервал разреза характеризуется, в большей
части, горизонтальной слоистостью отражающих границ различных по конфигурации, прослеживаемости, динамической выраженности. На границе отложений татарского и казанского ярусов, в результате резкой смены литологического состава пород, в волновом поле формируется достаточно контрастное по своим динамическим характеристикам отражение. Изменение толщины отложений верхнеказанского подъяруса от 58 до 204 м контролируется изменением интервального времени между отражающими границами Р^^-Р^^.
Следующее отражение в волновом поле формируется от кровли уфимского яруса и представлено импульсом положительного знака. Отражение динамически выраженное, коррелируется без затруднений.
Интервал временного разреза, заключённый между ОГ Р2и и Р^, отображает строение отложений уфимского яруса, которые в пределах данной территории представ-
Рис. 2. Литолого-фациальная карта песчаной пачки уфимского яруса. Южно-Татарский свод. Примечание: выкопировка с рис 2.1 к отчёту по теме 5/85 "Анализ геологических результатов поисков и разведки залежей битумов в Татарской АССР, разработка рекомендаций по их дальнейшему ведению и совершенствованию методики этих работ", ТатНИПИнефть, 1987 г.
3!
01 БЕ^ЕБ^У
лены шешминским горизонтом толщиной 37.2-100 м в районе Нижне-Кармальской залежи и 33.1-79.0 м в Верхне-Кармальской. Ярус состоит из двух пачек: верхней - песчаной и нижней - песчано-глинистой.
Верхняя песчаная пачка толщиной от 5.5 до 40 м, к которой приурочены основные залежи сверхвязких нефтей,
12713
сложена в верхней части рыхлыми, мелкозернистыми и среднезернистыми слабосцементированными песками и песчаниками с маломощными пропластками алевролитов и глин, в нижней - плотными, крепкими, известкови-стыми, полимиктовыми, тонкослоистыми песчаниками. Толщина верхней пачки изменяется от 0.4 м до 35 м
бкз, бк, кс, рг, вг
Рис. 3. Отображение в волновом поле палеодолины р. Шешма. Схема соотношения доплиоценовых, четвертичных речных долин и карста в нижнепермских отложениях 1 - доплиоценовые речные долины (по Н.В. Кирсанову, А.И. Башлеву. 1962); четвертичные речные долины: 2 - эрозионные, 3 - аккумулятивные; 4 - профили с.п. 5/12-3.
14 вк
15 вк
Рис. 4. Изменения волновой картины в интервале залегания песчаной пачки уфимского яруса. 1 - песчаник интенсивно битуминозный; 2 - песчаник средне битуминозный; 3 - песчаник слабо битуминозный; 4 - глинистые породы; 5 - песчаник; 6 - известняк.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ 1
еШнЕППш зоз
Профшь 05120302
т тг 39|г тД^26 I2 т -V
Д..Д..........я.Д.
410 412 Черемшанская
Р2кг23
песчаник слабо битуминозный
! ГКГмо/ч)
°°НГК(усл.ед.Г
0.8 1.6
. 41)
. 24
- 8
- 0
- -8
.-16
.-24
--32
--40
--48
--64
--72
п водонасыщение
^ ГК ^ КС, БКЗ, БК, ОТ, Р2
К регрессии: 72Л°,
5
2713 Я51 г 8
1265 408 о 3 412 ^йг I 1 ^
8ВК 4( 3 411 362 457. / ||
12764 412*46 в/-" " 409 • 96 \ 1
11ВК 92 1Я3¡С 41^*». 18?-*^' >2592, ЗЬ 1 * 348 К и
2( 136 ^ 741. и 19КЯ ЫК 127 26
7433 548«* 666 I 0 § 3
3
значения интервальных времен между ОГ Р2иГ и Рд мс
глинистые породы
известняк
Рис. 5. Прогнозирование корреляционных связей между изменениями интервальных времён между ОГ Р2и и Р^ и общими толщинами песчаной пачки уфимского яруса.
(скв. 80 Ашальчинская). Наибольшие значения толщин песчаной пачки связаны с присводовой частью поднятий.
В волновом поле верхняя песчаная пачка собственного отражения не формирует, что, в первую очередь, связано с отсутствием в подошве пачки репера с контрастными петрофизическими свойствами. Тем не менее, визуально наблюдается взаимосвязь между толщиной пачки, её насыщением и динамическими характеристиками отражающей границы, регистрируемой под кровлей уфимского яруса (Рис. 4). При толщине песчаной пачки 15-20 м в волновом поле наблюдается стабильное однофазное отражение отрицательного знака. При дальнейшем увеличении песчаной пачки отражающая граница утолщается с понижением амплитуды, и, в итоге, происходит интерференция отраженных волн с образованием двух динамически выраженных отражающих границ разной полярности (район скв. 12713). На участках выклинивания песчаной пачки в районе скв. 14 ВК, 15 ВК, 19 ВК отражённая волна «расщепляется» на слабо выраженную верхнюю границу (вплоть до полного исчезновения) и на яркую по амплитудной выраженности нижнюю.
В процессе работы была осуществлена попытка поиска корреляционной связи между изменениями интервальных времён регистрируемого под кровлей уфимского яруса отражения отрицательного знака и толщиной верхней песчаной пачки уфимского яруса. Но в силу выше перечисленных причин, а также расположения только небольшого количества скважин на линии сейсмического профиля коэффициент корреляционной зависимости не составил значимых величин. В тоже время наблюдается взаимосвязь
между изменениями интервальных времён между ОГ Р2и и Р1Б и общей толщиной верхней песчаной пачки уфимского яруса, что даёт основание предполагать о тесной взаимосвязи палеорельефа нижележащих горизонтов и толщиной вышележащих компенсирующих отложений. Коэффициент регрессии составил 72.4 % (Рис. 5). Таким образом, имеется вероятность прогноза толщины продуктивной песчаной пачки уфимского яруса по данным сейсморазведки при условии, что отработка сейсмических профилей 2D будет выполнена по равномерной сетке через максимальное количество скважин.
Заключение
Получены наглядные геологические результаты: уточнена морфология поднятий, установлена взаимосвязь между изменениями динамических характеристик отражения, регистрируемого в верхней части уфимского яруса с толщинами продуктивной песчаной пачки шеш-минского горизонта.
Таким образом, изучение сейсморазведочными работами верхнепермского интервала разреза, содержащего залежи сверхвязкой нефти, целесообразно выполнять по более плотной и регулярной сети профилей.
Литература
Базаревская В.Г., Тарасова Т.И. Отчёт по теме: «Подсчёт запасов по 11 месторождениям сверхвязких нефтей (Нижне-Кармальское поднятие Черемшанского месторождения)». Заказ-наряд № 07.2818.07. Бугульма. 2007. Фонд ТатНИПИнефть инв. № 4643 ДСП.
Добровольская Ж.К., Морковская Т.В. Опытно-методические сейсморазведочные работы МОГТ 2Б на Верхне-Кармальской и Нижне-Кармальской залежах Черемшанского месторождения. Отчёт о результа-
3
ЗЛ ЕЕшЕзий§у
Р.С. Хисамов, В.А. Екименко, Ж.К. Добровольская, Т.В. Морковская
gr'
R.S. Khisamov, V.A. Ekimenko, Zh.K. Dobrovol'skaya, T. V Morkovskaya
тах работ с. п. 5/12-3 на территории Черемшанского района Республики Татарстан. ООО «ТНГ-Групп». Бугульма. 2013.
Хисамов Р.С., Гатиятуллин Н.С., Шаргородский И.Е., Войтович Е.Д., Войтович С.Е. Геология и освоение залежей природных битумов РТ. Казань: Фэн. 2006. 295 с.
Янгуразова З.А. Уточнение геологического строения, обоснование кондиционных значений подсчётных параметров и пересчёт запасов, ТЭО коэффициента извлечения природного битума скважинными методами Нижне-Кармальского месторождения. Отчёт о научно-исследовательской работе по договору 17/97-1.3. Филиал (РНТЦ ВНИИнефть). Бугульма. 1997 г.
Сведения об авторах
Раис Салихович Хисамов - доктор геол.-мин. наук, профессор, главный геолог, заместитель генерального директора ОАО «Татнефть»
Россия, 423450, Альметьевск, ул. Ленина, 75
Тел: +7(8553)307-117
Валентина Александровна Екименко - Главный геолог, заместитель генерального директора ООО «ТНГ-Групп» Россия, 423236, Бугульма, ул. Ворошилова, 21 Тел: +7(85594) 4-18-23, 4-13-35 E-mail: ekimenko@tngf.tatneft.ru
Жанна Константиновна Добровольская - Главный геофизик интерпретационной группы № 3 Центра "Геоинформ", ООО «ТНГ-Групп»
Россия, 423236, Бугульма, ул. Ворошилова, 21 Тел: +7(85594) 7-75-55, доб. 1282
Татьяна Владимировна Морковская - Ведущий геолог интерпретационной группы № 3 Центра "Геоинформ", ООО «ТНГ-Групп»
Россия, 423236, Бугульма, ул. Ворошилова, 21
Статья поступила в редакцию 16.09.2016
Study of the Upper Part of the Sedimentary Cover and Search for Heavy Oil Deposits that Occur on Higher Layers Using 2D CDP Seismic Survey on the Territory of Tatarstan
R.S. Khisamov1, V.A. Ekimenko2, Zh.K. Dobrovolskaya2, T.V. Morkovskaya2
'Tatneft PJSC, Almetyevsk, Russia 2TNG Group LLC, Bugulma, Russia
Abstract. The paper represents the results of experimental-methodical works of 2D CDP on the study of Permian- Upper Carboniferous interval of the section in order to develop techniques for the study of heavy oil deposits. As a result of 2D CDP seismic surveys the upper part of the sedimentary cover was studied in detail, including deposits of Tatarian, Kazanian, Ufimian tiers of the Upper Permian, Sakmarian, Asselian tiers of the Lower Permian and reflectors C3 and C3a in the Upper Carboniferous sediments, the depth of which does not exceed 500 m. The boundary of Neogene paleovalley is reconfirmed. Forecast is carried out for upper sand packs of Ufimian tier, which is associated with deposits of heavy oil.
Keywords: seismic survey, upper part of the section, heavy oil deposits, sand pack, well
References
Bazarevskaya V.G., Tarasova T.I. Podschet zapasov po 11 mestorozhdeniyam sverkhvyazkikh neftey (Nizhne-Karmal'skoe podnyatie Cheremshanskogo mestorozhdeniya) [Estimation of heavy oil reserves on 11 fields (Nizhne-Karmalsky lifting of Cheremshansky field): Report]. Work Order No. 07.2818.07. Bugulma. 2007. The TatNIPIneft Fund. Inv. Number 4643 DSP. (In Russ.)
Dobrovolskaya Zh.K., Morkovskaya T.V. Opytno-metodicheskie seysmorazvedochnye raboty MOGT 2D na Verkhne-Karmal'skoy i Nizhne-Karmal'skoy zalezhakh Cheremshanskogo mestorozhdeniya [Experimental and methodological seismic works CDP 2D on the Verkhne-Karmal'sky and Nizhne-Karmal'sky deposits of Cheremshansky field: Report]. TNG Group LLC, Bugulma. 2013. (In Russ.)
Khisamov R.S., Gatiyatullin N.S., Shargorodskiy I.E., Voytovich E.D., Voytovich S.E. Geologiya i osvoenie zalezhey prirodnykh bitumov RT [Geology and exploration of natural bitumen deposits of Tatarstan Republic]. Kazan: Fen. 2006. 295 p. (In Russ.)
Yangurazova Z.A. Utochnenie geologicheskogo stroeniya, obosnovanie konditsionnykh znacheniy podschetnykh parametrov i pereschet zapasov, TEO koeffitsienta izvlecheniya prirodnogo bituma skvazhinnymi metodami Nizhne-Karmal'skogo mestorozhdeniya
[Clarification of geological structure, substantiation of estimate parameters of conditional values and revaluation of reserves, feasibility of natural bitumen extraction coefficient by downhole methods on Nizhne-Karmalsky field: Report]. Branch (RNTTs VNIIneft'). Bugulma. 1997. (In Russ.)
For citation: Khisamov R.S., Ekimenko V.A., Dobrovolskaya Zh.K., Morkovskaya T.V. Study of the Upper Part of the Sedimentary Cover and Search for Heavy Oil Deposits that Occur on Higher Layers Using 2D CDP Seismic Survey on the Territory of Tatarstan. Georesursy = Georesources. 2016. V. 18. No. 4. Part 2. Pp. 300-305. DOI: 10.18599/grs.18.4.7
Information about authors
Rais S. Khisamov - DSc in Geology and Mineralogy, Professor, Deputy General Director and Chief Geologist, Tatneft PJSC
423400 Russia, Almetyevsk, Lenin str., 75 Tel: +7(8553)307-117
Valentina A. Ekimenko - Deputy Director General and Chief Geologist, TNG Group LLC
Russia, 423236, Bugulma, Voroshilov str., 21 Phone: +7(85594) 4-18-23, 4-13-35 E-mail: ekimenko@tngf.tatneft.ru
Zhanna K. Dobrovolskaya - Chief geoscientist of interpretation group No.3 of Geoinform center, TNG Group LLC Russia, 423236, Bugulma, Voroshilov str., 21 Phone: +7(85594) 7-75-55, ad. 1282
Tatyana V. Morkovskaya - Lead geologist of interpretation group No.3 of Geoinform center, TNG Group LLC Russia, 423236, Bugulma, Voroshilov str., 21
Manuscript received September 16, 2016
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ОТЧ
ШШШШям
