CC BY
28
Удельная продуктивность нефтегазоматеринских толщ каждого типа оценивается выходом УВ. Расчет удельной плотности эмиграции битумои-дов, жидких и газообразных УВ на оценочных участках производится по формулам: •
Я УВ эм = Ч УВ ген КН эм , Ч газа эм — 9 та гаэооб, ген К эм •
При определении коэффициента эмиграции для газа принято считать равным количество генерированных и эмигрированных газовых УВ, то есть К'эм =1. Неручев С.Г. коэффициент эмиграции для газа принимает несколько ниже - 0,9 - 0,95 /1/.
Обхцее количество эмигрировавших жидких и газообразных УВ определяется путем умножения удельной плотности на площадь оценочного участка:
б УВ эм = Ч УВ эм 5, £2 газа эм ~ Я газа эм
Таким образом, можно оценить продуктивность любой толщи, охарактеризованной в достаточной степени ОВ.
Библиографический список
1. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Л.: Недра, 1962.
2. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности// Тр. СНИИГИМС. Сер. «Нефтяная геология». Вып. 229. М.: Недра, 1976.
3. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы оценки генерации углеводородов в нефтепродуцирующих породах. М.: Недра, 1983.
Получено 28.01.99
УДК 550.8: 553.98 М. В. Проворов
(Пермский государственный технический университет), В. М. Проворов, Л. А. Вилесова (КамНИШШГС)
ИЕФТЕПЕРСИЕКТШШОСТЬ ВИЗЕЙСКО-БАШКПРСКОГО
КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА НА ТЕРРИТОРИИ КОМИ-ПЕРМЯЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА
Коми-Пермяцкого автономный округ до сих пор остаётся слабо изученным в отношении перспектив его нефтеносности. Взгляды геологов на степень перспективности этой территории довольно различны. В статье кратко рассмотрены строение и нефте-
носность визейско-баткирского карбонатного комплекса с учётом всех новых геолого-геофизических материалов и собственных исследований, проведённых за последние годы. ..,-.■..■ • '
Территория Коми-Пермяцкого автономного округа находится в северной части Волго-Уральского нефтегазоносной провинции. Визейско-башкирский карбонатный комплекс является одним из шести региональных нефтегазоносных комплексов, выделенных в разрезе осадочного чехла округа. Он включает в себя отложения от алексинского горизонта окского надгоризонта до кровли башкирского яруса. На территории округа комплекс?, представлен известняками и доломитами и распространен повсеместно. Мощность комплекса увеличивается в восточном направлении от 10-40 м на западе до 324 м на востоке в скв. 30-Майкор (рисунок).
Региональной покрышкой для залежей нефти и газа в визейско-башкирском карбонатном комплексе служат аргиллиты нижней части ве-рейского горизонта и плотные окремнелые известняки верхней части башкирского яруса. Мощность башкирско-верейской региональной покрышки увеличивается в восточном направлении от 4 до 30 м. Коллекторские свойства пород покрышки очень низкие: пористость от долей 0 до 5%, проницаемость менее 0,1 мкм2. Следовательно, эти породы обладают достаточно надежными изолирующими свойствами для образования и сохранения нефтяных и газовых залежей в визейско-башкирском комплексе.
Нефтепроявления в окско-серпуховской части комплекса распространены менее широко. Так, интересные нефтепроявления отмечены в скважинах 4 и 6 Егоровской площади. В скв. 4 в интервале 1556,7-1557,6 м вскрыт прослой (0,38 м) известняка, каверны и поры которого насыщены нефтью. Несколько ниже этого интервала на глубине 1564,6-1568,1 м вскрыт прослой песчаника мощностью 2,1 м с выпотами черной нефти. В скв. 6 также установлен ряд нефтепроявлений. В 0,24 м от кровли интервала 1525,2-1528,7 м обнаружен прослой известняка с мелкими выпотами нефти, мощность прослоя 5 см. В интервале 1528,-1532,2 м вскрыт известняк песчаниковый с выпотами нефти по кавернам, мощность его 0,20 м. Далее в интервале 1535,9-1539,4 м был поднят образец песчаника (10 см), слабо пропитанного нефтью, а в интервале 1550,3-1554,1 м был обнаружен прослой песчаника (0,7 м) с мелкими выпотами нефти.
Нефтепроявления в башкирских отложениях распространены сравнительно более широко по площади. Так, нефтенасыщенные прослои известняков встречены в скважинах Егоровской, Белоевской и Лысёхинской' площадей. На Егоровской площади в скважинах 4, 8 встречены прослои нефтенасыщенного известняка. В скв. 4!на глубине 1313,9-1316,0 м мощность его 10 см, пористость 4%, проницаемость 0,6 мкм2. В скв. 8 нефтена-сьнценный прослой встречен на глубине 1275,0-1277,1 м, мощность его' 20 см, пористость 19,1%, проницаемость 35,2 мкм2. Нефтенасыщенные
Рис. Карта основных критериев перспектив нефтегазоносности визейско-башкирского карбонатного комплекса. Сокращения: Т -Тиман, ПД - Предтиманская депрессия (прогиб), КНПС - Камский наложенно-погребенный свод, КППС - Коми-Пермяцкий погребенный свод, ККА - Казанско-Кажимский авлакоген, ВКВ -Верхнекамская впадина, ЧС - Чермозская седловина, СлВ -Соликамская впадина, КС - Колвинская седловина.
Условные обозначения: I - границы сводов, впадин, седловин и других крупных тектонических регионов; 2 - отдельные глубокие скважины; 3 -изопахиты визейско-башкирского карбонатного комплекса; 4 административные границы Коми-Пермяцкого автономного округа; 5 - районы застойного и затрудненного режима подземных вод; 6 - гидрохимические критерии: 1- коэффициент метаморфизации (>Ыа/гС1), 2 - общая минерализация (г/л), 3 - коэффициент сульфатности (/-SO.il 00/гС1), 4 - тип вод по Сулину, 5 -содержание йода (мг/л), б - содержание брома (мг/л), 7 - содержание кальция (г/л), 8 - содержание аммония (мг/л)
про,слои известняков вскрыты в скв. 1-Белоево в интервале 1372,0-1375,5 м при бурении были встречены нефтепроявления в основном в виде выпотов и 1386,7-1390,2 м. В скв. 4 этой же площади в интервале 1376,0-1372,0 м вскрыт прослой известняка, имеющего выпоты окисленной нефти.
| На Лысехинской площади в башкирских отложениях были встречены прослои неравномерно насыщенного известняка в скв. 6 на глубине 1421,4-1425,4 м мощностью 0,2 м, а также в скв. 9 на глубине 1393,6-1397,2 м мощностью 0,1 м. По профилю. Гайны - Пальники в скв. 2, 3, 7 чертой окисленной нефти. На Старцевской площади незначительные нефтепроявления в башкирских отложениях установлены только в скв. 1, где вскрыт известняк с темными вкраплениями густой окисленной нефти. В скв.! 1, 2 Тухачевской площади в башкирских известняках были обнаружены нефтепроявления тоже только в виде выпотов нефти в интервалах 1447,9-1452,7 м и 1462,2-1484,5 м. В скв. 1 проводилось опробование испытателем пластов башкирских отложений на приток в интервале 1470,0-1490,4 м. В результате опробования получен 1 м3 воды за .55 мин. В скв. 10-Верх-Иньва и 9-Купрос в башкирских отложениях встречены лишь би-тумопроявления. В 1993 году в скв. 49, пробуренной на Верх-Пожвинском куполе Майкорской структуры, впервые в этом нефтеносном районе получена промышленная нефть при испытании пластоиспытателем башкирских карбонатных отложений в интервале 1490,0-1514,0 м в количестве 0,4 м3 за 30 мйн. •
Гидрогеологические условия визейско-башкирского карбонатного комплекса в значительной степени определяются трещиноватостью и за-каретованностъю, которые образовались в периоды континентальных перерывов в серпуховский и башкирский века, а также в предбашкирское время. Окские отложения, в основном, представлены плотными карбонатными породами с пропластками пшеово-ангидритовых толщ. К проницаемым пластам визейско-башкирского комплекса приурочены основные нефтяные залежи и нефтепроявления в Прикамье. Башкирские отложения в исследуемом районе залегают на глубинах от 1200 до 1800 м в условиях весьма затрудненного водообмена, то есть в гидрохимической обстановке благоприятной для сохранения углеводородных залежей /3/. Приток минерализованной воды из серпуховских отложений получены в скв. 34 (1727-1850 м) Верх-Кондасской площади непосредственно за восточной границей округа. Из башкирских отложений ее притоки были получены при испытании в скв. 1 (1355-1569 м) Белоевской площади, в скв. 5 (1505-1516 м) и в скв. 10 (1492-1520 м) Тухачевской площади, в скв. 8 (1484-1500 м) Ту-зимской площади и на других площадях. Значительная часть объектов опробовалась с помощью КИИ, поэтому пробы воды были значительно опреснены и загрязнены техническим раствором. Однако из башкирских отложений на Белоевской площади был получен приток рассола удельного
веса 1,169 г/см3 с минерализацией до 247 г/л. Дебит его составил 27 м3/сут при понижении уровня до 600 м.
Таким образом, воды серпуховских и башкирских отложений представлены рассолами хлоркальциевого типа. Они отличаются от вод визей-ского терригенного комплекса более высокой сульфатностью (0,4-0,5), с повышенным содержанием йода (до 14-18 min), аммония (до 150 мг/л) и бора (до 100 мг/л НВОг), что указывает на слабую гидродинамическую связь между этими двумя нефтегазоносными комплексами.
Проблема изучения нефтегазоносности комплекса и сопредельных земель неоднократно рассматривались в работах различных специалистов /1,5/. Перспективы поисков нами связываются с возможностью обнаружения эпигенетических залежей нефти в данном компле.ксе, так как сам он обладал сравнительно небольшим нефтематеринским потенциалом. Почти везде в Прикамье в башкирских отложениях присутствуют в основном эпигенетичные битумы, а содержание в них рассеянного органического вещества обычно не более 0,2%. Более высокое содержание в них кислородсодержащих структур характерно для хлороформенных битумов Тухачевской площади 121.
Исходя из вышеизложенного, можно в целом заключить, что визей-ско-башкирский карбонатный комплекс довольно благоприятен для дальнейших поисков нефти на территории Коми-Пермяцкого автономного округа. Особый интерес представляют локальные структуры облекания па-леорифов верхнедевонско-турнейского палеошельфа, связанных с бортами Пономаревской впадины Камско-Кинельской и Камско-Волжской системы /4/. Ловушки нефти, связанные с ними, более устойчивы от расформирования, что нередко происходит с залежами в течение длительной истории геологического развития регионов, особенно со скоплениями углеводородов, приуроченными к структурам тектонического происхождения.
Библиографический список
1. Винниковский С.А., Красильников Б.В., Кузнецов Ю.И., Никулин A.B., Рыбаков В.Н. О распространении Камско-Кинельской системы прогибов в северо-западных районах Пермской области// Геология нефти и газа. 1975. №9. С. 20-23.
2. Каданникова И.Г., Гецен Н.Г., Финкель В.Ф. Некоторые сведения о характере рассеянного органического вещества и битумов в породах продуктивных горизонтов среднего и нижнего карбона в различных тектонических зонах Пермского Прикамья//Геология и нефтегазоносность севера Урало-Поволжья: Тр. Камского отд. ВНИГЬШ. Вып. 123. Пермь: Кн. изд-во, 1973. С. 462-470.
• 3. Иванов В.Н., Шестов И.Н., Шурубор A.B. Гидрогеохимия зоны гидрогалогенеза// Химическая география и'гидрогеохимия Пермской области. Пермь, 1967. С. 147-154.
4. Проворов В.М., Серов В.К. Строение позднедевонско-турнейского шельфа на севере Волго-Уральского региона// Инф. листок ЦНТИ. Пермь, 1979. №21.
5. Проворов В.М. Строение позднедевонско-турнейского палео-шельфа севера Урало-Поволжья и задачи его дальнейшего изучения// Геология нефти и газа. 1988. № 2. С. 16-19.
Получено 8.03.99
УДК 553.982
B. В. Шелепов (ОАО «ЛУКойл-Западная Сибирь»), Л. И. Чернова (ТЕШ «ЛУКойл-Когалымнефтегаз»),
C. А. Шихов, В. В. Бродягин
(Пермский государственный технический университет), И. А. Питаева (ПермНИПИнефть)
ОПЫТ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ АЧИМОВСКИХ ПЕСЧАНЫХ ТЕЛ В KOI АЛЫМСКОМ РЕГИОНЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Рассмотрены типы ачимовских песчаных тел. Первый тип - ачимовские песчаные тела конусов выноса клиноформ, второй - ачимовские песчаные тела на антиклинальных структурах. Приведены сейшофации для этих типов. Также охарактеризованы разлитая электрофаций ачимовских и покровных песчаных тел. По результатам сейс-мофациального анализа временных разрезов на Восточно-Придорожной и Кочетлор-ской площадях в ачимовских отложениях выделено семь нефтегазоперспективных объектов. Дана их характеристика, привязка к клиноформам и рекомендации по постановке на них глубокого поискового бурения.
Во многих регионах Западной Сибири ачимовские песчаные тела содержат промышленные залежи углеводородов, в основном, в ловушках неантиклинального типа и являются нефтеперспективными объектами. Поэтому изучение и картирование ачимовских песчаных тел в Западной Сибири рассматривается как одно из важных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.
На Повховской и Ватьеганской площадях ранее /3, 4/ нами выделено два типа ачимовских песчаных тел. Первый, вероятно, более распространенный тип, это песчаные тела типа конусов выноса у подножья клиноформ, то есть в их фондоформной, более глубоководной части. Второй тип - песчаные тела в виде пластов на антиклинальных структурах. Относительно второго типа каких-либо неясностей нет. Другое дело, что на практике такой тип встречается довольно редко, и подобные песчаные тела мо-
