CC BY
64
О МЕТОДИКЕ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ УЧАСТКА НЕДР И ЕЕ ВЛИЯНИИ НА ТОЧНОСТЬ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ
С.А. Айрапетян (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Геолого-экономическая оценка эффективности освоения участка недр базируется на трех основных положениях:
• особенностях геологического строения;
• промыслово-технологических параметрах;
• экономической и стоимостной оценке.
В данной статье из приведенных выше трех положений рассматривается лишь первое - объединяющее многообразие геолого-структурных и тектоно-физических факторов, определяющих целостную картину строения исследуемого потенциального участка недр и влияющих на оценку величины ресурсного потенциала углеводородного сырья и его достоверность.
Рассмотрим результаты локального прогноза нефтегазоносности на примере участка, расположенного на северо-западном крыле Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы. В геологическом строении участка, геолого-геофизическая изученность которого характеризуется как достаточно высокая (выполнен широкий комплекс геофизических исследований: аэромагнитные, гравиметрические, электроразведочные, сейсморазведочные и геолого-съемочные работы с составлением кондиционных литофациальных, структурно-тектонических и других карт), участвуют образования кристаллического фундамента и платформенного чехла.
Кристаллический фундамент (нижний структурный этаж) сложен архейско-нижнепротерозойскими метаморфизованными и интрузивными образованиями. Строение фундамента района участка недр изучено преимущественно сейсмо- и электроразведкой и единичными буровыми скважинами, по данным которых его породы залегают на глубинах 1800-2500 м.
Платформенный чехол (верхний структурный этаж) включает отложения вендского, кембрийского, юрского и четвертичного возрастов. Верхний структурный этаж подразделяется на три подэтажа: нижний, средний и верхний (рис. 1).
Нижний подэтаж (подсолевой) объединяет терригенные отложения венда, отличающиеся резкой изменчивостью мощностей и пестротой литологического состава. По данным бурения скважин мощность толщи в северо-западной части составляет 10-30 м (скв. 704 Кубалахская, 702 Хайская)
Этаж Подэтаж Литолого-стратиграфический комплекс (ЛСК) Мощность ЛСК Серия Свита, подсвита Индекс Отражающий горизонт
Верхоленская €2уА2
Верхний- Карбонатно-терригенные породы 150-520 Верхоленская €2уШ
надсолевой верхнего кембрия Метегерская €Ш
Ичерская €1іс
Чарская €1сг
Олекминская €1о1
Средний- Карбонатно-галогенный комплекс 970-1050 € Толбачанская €1Ш2 -Кт1
солевой нижнего кембрия Толбачанская €1Ш1
Эльгянская €1е1
Нелбинская €1пЬ -I
Верхний Галогенный комплекс нижнего кембрия 240-340 Юрегинская €1іг -II
Билирская В €1Ь12
Билирская Н €1Ь11
У-€ Юряхская В V-€1іh2
Карбонатные отложения венд-нижнего 300-450 Юряхская Н V-€1іh1
Нижний- кембрия Кудулахская V к(1
подсолевой Успунская V иэ
Бюкская В V Ьик2
V Бюкская Н V Ьик1 -КВ
Паршинская В V рг2
Терригенные отложения венда 0-150 Паршинская Н V рг1
Талахская V Ш -Ф
Нижний Кристаллический фундамент AR-PR1 AR-PR1
Рис. 1. Сейсмогеологическая характеристика разреза района участка недр
и возрастает в юго-восточном направлении до 156 м в скв. 715 и 717 Бюк-Танарских. Сложен нижний структурный подэтаж песчаниками, аргиллитами и алевролитами венда, карбонатными отложениями венд-нижнего кембрия и галогенным комплексом нижнего кембрия. Мощность отложений подэтажа изменяется в диапазоне 540-940 м. С песчаниками подэтажа (улаханский, талах-ский и ботуобинский пласты) связаны основные перспективы нефтегазоносности как рассматриваемого участка недр, так и всей Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, охватывающей одноименную антеклизу.
Верхняя часть вендского разреза представлена сульфатно-карбонатными породами иктехской серии, бюкской, успунской и кудулахской свит - доломиты, аргиллиты, алевролиты и пласт кварцевых песчаников (ботуобинский горизонт).
В фациально-палеографическом плане поздневендские отложения накапливались в условиях отсутствия источников сноса терригенного материала при постепенном региональном погружении дна морского бассейна, соленосность которого заметно повышалась, на что указывает появление в разрезе ангидритов.
Отложения юряхской свиты, перекрывающие породы иктехской серии, датируются переходным возрастом - венд-нижний кембрий.
Свита сложена на западе аргиллитами, на остальной площади - ангидритизированными доломитами и аргиллитами. В свите выделяется несколько проницаемых пластов, объединяемых в юрях-ский продуктивный горизонт.
Завершают разрез нижнего структурного подэтажа соленосные отложения юрегинской и билир-ской (переслаивание трещиноватых и кавернозных доломитов, органогенных известняков с прослоями мергелей и аргиллитов) свит. В верхах билирской свиты выделяется осинский продуктивный горизонт.
Средний структурный подэтаж сложен карбонатно-галогенным комплексом (переслаивание доломитов, известняков, ангидритов и пластов каменной соли) нижнего кембрия, мощностью 9501050 м.
Верхний подэтаж охватывает образования верхнекембрийского возраста, представленные карбонатными породами в нижней части и глинисто-карбонатными в верхней. Мощность отложений подэтажа колеблется в интервале 200-500 м.
На поверхности фундамента выделяются Среднеботуобинская, Гиллябкинско-Джункунская, Верхнечонская структурно-тектонические зоны, которые имеют отчетливое отображение и в строении чехла.
На востоке рассматриваемого участка по данным бурения выявлена Среднеботуобинская зона северо-восточного простирания, отличающаяся контрастностью строения фундамента с резким перепадом отметок от -1700 до -1600 м. В пределах зоны, ограниченной изогипсой -1600 м, трассируется цепочка локальных поднятий, к которым приурочены нефтегазоконденсатные месторождения - Среднеботуобинское, Таас-Юряхское, Мирнинское и др.
Гиллябкинско-Джункунская структурно-тектоническая зона расположена западнее предыдущей, ограничена изогипсой -1650 м и разделяется меридиональными разломами на три блока, наиболее приподнятый из которых - Гиллябкинский - представляет собой выступ в фундаменте в виде структурного носа. Размеры выступа - 150^60 км, амплитуда - около 100 м.
Верхнечонская зона выделена на севере района и представляет собой моноклиналь, погружающуюся в северо-западном направлении, осложненную малоамплитудными субширотными нарушениями.
Анализ тектонического плана территории указывает на то, что описываемые структурно-тектонические зоны характеризуются различным временем и характером формирования. Так, Гилляб-кинско-Джункунская зона не была вовлечена в вертикальные тектонические движения, в то время как северная зона шарнирно погружалась относительно южной.
Интенсивная тектоническая нарушенность разрывами двух основных направлений - субмери-дионального и субширотного - является отражением активного воздействия Предпатомского краевого прогиба. При этом субмеридиональные (региональные) нарушения контролируют положения всех крупных нефтегазовых геологических объектов.
Сейсмогеологическая характеристика разреза
В отложениях, слагающих разрез района, выделяются пять сейсмогеологических комплексов (рис. 1).
Первый комплекс - кристаллический фундамент, к кровле которого приурочен отражающий горизонт Ф. Динамические признаки волны по площади не выдержаны, меняется ее интенсивность и количество фаз.
Второй терригенный сейсмогеологический комплекс представлен отложениями курсовской свиты венда, в кровле которого формируется опорная сейсмическая волна КВ, характеризующаяся низкоскоростными свойствами.
Третий сейсмогеологический комплекс сложен сульфатно-карбонатными породами венда-нижнего кембрия. С кровлей комплекса, мощность которого составляет 380-420 м, связана опорная волна II, которая проявляется раньше волны КВ на 100-120 м/с. Отложения подсолевого комплекса являются наиболее высокоскоростной частью осадочного чехла с пластовыми скоростями от 5600 до 6200 м/с.
Четвертый галогенный комплекс характеризуется чередованием пачек каменной соли и тонких прослоев доломита, в кровле которого отмечается сейсмическая волна I с невысокой динамической выраженностью и низкими пластовыми скоростями.
Пятый карбонатно-галогенный комплекс составляют соли, доломиты, доломиты с прослоями ангидритов. Скоростные характеристики их зависят от вещественного состава пород и меняются от 4400 до 6200 м/с. К подошве солей приурочена волна К1т, которая уверенно отображается на большей части территории Мирнинского свода.
Нефтегазоносность
Исследуемая территория располагается в непосредственной близости от открытых крупных нефтегазоконденсатных месторождений - Чаяндинского на юге и Среднеботуобинского на востоке.
Основные перспективы ее нефтегазоносности, исходя из геолого-структурной позиции, связаны с двумя сейсмофациальными комплексами: терригенными отложениями вендского возраста (та-лахский, улаханский и ботуобинский продуктивные горизонты) и карбонатными породами венд-нижнего кембрия (осинский продуктивный, преображенский и ербогаченский возможно продуктивные горизонты).
Талахский продуктивный горизонт выделяется в нижней части непского стратиграфического горизонта, в разрезе талахской свиты. В подошве горизонта практически повсеместно на всей территории Непско-Ботуобинской антеклизы отмечается стратиграфическое несогласие вследствие перерыва в осадконакоплении.
Продуктивность талахского горизонта установлена на севере Среднеботуобинского, Чаян-динском, Тымпучиканском и других месторождениях. Сложен горизонт переслаиванием разнозернистых песчаников, в базальной части горизонта - от гравелитистых песчаников до гравелитов, алевролитами, аргиллитами.
Постседиментационная цементация порового пространства крайне ухудшает коллекторские свойства песчаников. Поле распространения горизонта - вытянутая полоса с северо-востока на юго-запад.
Залежь талахского горизонта газоконденсатная, пластовая, литологически экранированная. Флюидоупором залежи являются алевролиты и аргиллиты нижненепской подсвиты.
Улаханский горизонт, продуктивность которого доказана на Среднеботуобинском месторождении, выявлен в верхах курсовской свиты. Прослеживается горизонт в виде линзовидной полосы между зоной распространения ботуобинских песчаников и границей выклинивания терригенных отложений венда (рис. 2). В пределах Мирнинского свода он залегает под углом к простиранию бо-туобинского пласта, вдоль границы выклинивания талахской свиты с постепенным воздыманием к юго-западу. По данным СНИИГГиМС, в изученных бурением площадях выделяются четыре фаци-альных типа улаханского пласта - пляжные, русловые, мелководноморские и замещения.
Рис. 2. Структурная карта по отражающему горизонту КВ
Ботуобинский горизонт является основным продуктивным горизонтом, приурочен к нижней подсвите бюкской свиты иктехской серии венда и распространен на большей части юго-западной территории Непско-Ботуобинской НГО.
Песчаники ботуобинского горизонта приурочены к аллювиально-делювиальным сейсмическим фациям (СФ) и, как показывает анализ результатов исследований (СНИИГГиМС и др.), эти образования являлись депоцентром ботуобинского барового тела. С палеогеографической точки зрения, уровни залегания кровли алювиально-делювиальных СФ неодинаковы. Часть из них гипсометрически находится выше соседних, что может свидетельствовать о продолжительном существовании дельтовой системы (дельтовых условий), развивающейся вплоть до начала регионального погребения терригенных отложений морскими осадками.
Сложен ботуобинский горизонт песчаниками существенно кварцевыми, сероцветными, чаще всего среднезернистыми, с линзочками и тонкими прослоями до 2-3 мм серо-зеленых аргиллитов. В латеральном отношении горизонт тяготеет к северо-восточной части Непско-Ботуобинской анте-клизы. Мощность горизонта изменяется от 30 м на Среднеботуобинском месторождении до полного выпадения из разреза на участках его выклинивания. Средняя мощность составляет 12-15 м, максимальная эффективная толщина достигает 26 м.
Залежи нефти и газа в пласте ботуобинского горизонта выявлены на Чаяндинском, Алинском, Тымпучиканском, Среднеботуобинском месторождениях, а также на месторождениях Мирнинского района.
Коллекторы в продуктивном горизонте распространены не повсеместно, а локальными пятнами, что обусловлено широким развитием вторичных процессов, особенно засолонения порового пространства, ухудшающего коллекторские свойства песчаников.
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) песчаников изменяются в широких пределах. Их пористость колеблется от 1-3 до 15-20 %, проницаемость - от десятка до сотен миллидарси, прослои -первые единицы дарси. Максимальные дебиты нефти достигают 50-100 м3/сут. Нефть, как правило, локализуется в оторочках.
Залежи ботуобинского горизонта пластовые, литологически и тектонически экранированные. По фазовому состоянию углеводородов (УВ) - залежи газовые с нефтяными оторочками и нефтегазоконденсатные. Экраном для продуктивного горизонта является аргиллитовая пачка толщиной 6-20 м.
Осинский продуктивный горизонт выявлен в билирской свите нижнего кембрия и состоит из двух пластов, индексируемых (сверху вниз) О-1 и О-11. Продуктивность горизонта установлена на Среднеботуобинском месторождении. По данным СНИИГГиМС, предполагается снижение его перспектив с юга на север.
Пласт О-11 сложен преимущественно плотными микритовыми и известковыми доломитами, обычно ангидритизированными и глинистыми. Мощность пласта выдержана по площади и составляет 20-25 м. Пласт О-1 состоит из доломитизированных известняков и доломитов, водорослевых и микрофитолитовых разностей. Породы более кавернозны и трещиноваты по сравнению с пластом О-11. Присутствие в разрезе фитогенных и водорослевых биогермов и биостромов приводит к заметным колебаниям мощности пласта - от 22 до 55 м. ФЕС пород также неоднородны по площади и разрезу: от невысокой емкости и низкой проницаемости до высокопористых (20 %) и высокопроницаемых разностей (несколько сотен миллидарси).
Завершая краткое описание продуктивных горизонтов рассматриваемой территории, следует отметить, что по данным геолого-геофизических (сейсморазведки) исследований перспективы нефтегазоносности и характер распространения продуктивных горизонтов остались не совсем выясненными. С целью повышения достоверности прогноза перспектив нефтегазоносно сти выделенных по геолого-сейсмическим работам продуктивных горизонтов был привлечен современный математический аппарат обработки исходных данных магнитного и гравитационного полей исследуемой территории1.
Суть методики заключается в следующем: предполагаемые ловушки УВ на картах магнитного и гравитационного полей должны проявляться в виде зон и участков пониженных плотностей (ло-
1 Технико-экономические предложения (ТЭП) по освоению Джункунского участка недр, расположенного в Республике Саха (Якутия). - М.:
Газпром ВНИИГАЗ, 2009.
кальных минимумов). Но поскольку размеры ловушек несопоставимо малы в масштабах съемки, то они, как правило, затушевываются общим фоном. Для выделения их применяется фрактальная методика, подразумевающая подобие частного общему. Достигается это последовательным уменьшением размера измерительного окна. Ниже приводятся результаты обработки материалов магнитной и гравитационной съемок исследуемой территории и краткие выводы.
Для гравитационного поля поисковым признаком нефтегазоносности являются его локальные минимумы. Применение стандартных методов дифференциального исчисления (метод градиентного спуска, или наискорейшего спуска) для поиска минимумов возможно для гладких (везде дифференцируемых) функций. Предполагалось, что гравитационное поле имеет фрактальную структуру и, следовательно, нигде не дифференцируемо, что исключает использование градиентных методов.
В ходе проведенных во ВНИИГАЗе исследований фрактальности поля выяснилось, что увеличение площади поверхности гравитационного поля £ при уменьшении измерителя г (г - длина стороны квадрата, которыми покрывается вся поверхность поля) не подчиняется формуле £ = Щ(г) х г2, где Щ(г) - количество квадратов со стороной г, помещающихся на поверхности поля. Это наблюдение дает основание предположить, что размерность поля не равна 2, а является дробной, т.е. фрактальной. Основываясь на формуле Хаусдорфа-Безяковича, вычислена фрактальная размерность гравитационного поля на исследуемой территории, которая равна 2,13.
Обработка магнитного и гравитационного поля изучаемой площади состояла в выявлении локальных минимумов исходных полей методами фрактальной геометрии (рис. 3, 4). Для двух раз-
Условные обозначения
п Лицензионные участки:
9 с - Гиллябкинский
10 с - Южно-Джункунский
11 с - Бюкский
36 с - Верхнеджункунский
37 с - Джункунский
] Месторождения:
1 - Чаяндинское
2 -Среднеботуобинское
3 - Талаканское Гравитационное поле Значения:
Рис. 3. Обработка данных гравитационной разведки района исследований: а - исходное гравитационное поле; б - локальные минимумы гравитационного поля (выделены коричневым цветом) для окна 70 км; в - локальные минимумы гравитационного
поля для окна 28 км
Условные обозначения
Ц Лицензионные участки:
9 с - Гиллябкинский
10 с - Южно-Джункунский
11 с - Бюкский
36 с - Верхнеджункунский
37 с - Джун кун ский
] Месторождения:
1 - Чаяндинское
2 - Среднеботуобинское
3 - Талаканское Магнитное поле Значения:
Рис. 4. Обработка данных магнитной разведки района исследований: а - исходное магнитное поле; б - локальные минимумы магнитного поля (выделены синим цветом) для окна 45 км; в - локальные минимумы магнитного поля для окна 17 км
новеликих масштабов в скользящем окне производился расчет меры поля, после чего разность мер присваивалась центральной точке окна. В качестве меры поля выступал объем, рассчитанный численным интегрированием исходного поля.
При данном методе решения получаются не все локальные минимумы поля, а только те, размеры которых соответствуют размерам скользящего окна. Известно, что скользящее окно должно быть в 1,4 раза больше, чем поисковый объект, что обусловливает стратегию выбора размера окон.
Так, характерный размер Чаяндинского месторождения в поперечнике составляет порядка 50 км, следовательно, размер окна должен составлять 70 км. Согласно рис. 3б выявленные аномалии в основном совпадают с контуром Чаяндинского месторождения и на ряде других участков.
Характерный размер Талаканского месторождения составляет порядка 20 км, следовательно, размер окна должен быть 28 км. Согласно рис. 3в контур Талаканского месторождения соответствует выделенным аномалиям.
Поисковым признаком месторождений УВ по результатам интерпретации выявленных аномалий магнитного поля (рис. 4а) также могут выступать локальные минимумы, однако из анализа согласно рис. 4б и 4в контуры известных месторождений не совпадают с локальными минимумами магнитного поля, что может быть обусловлено проявлениями глубинных (раннедокембрийских) разрывов фундамента, образующих более интенсивную аномалию поля, чем месторождения УВ.
Выводы
Геолого-экономическая оценка перспективности геологического объекта, как правило, базируется на структурных построениях по данным сейсморазведки метода МОГТ-2Б. По ним же выделяются продуктивные и возможно продуктивные горизонты, по которым в последующем оценивается ресурсный потенциал УВ предполагаемых локальных структур. Но достоверность оценки величины прогнозных ресурсов продуктивных горизонтов, основанная лишь на данных сейсморазведки, недостаточна в силу ограниченности возможностей методики. Другие геофизические методы, привлекаемые для решения общегеологических задач исследуемых территорий, не имели существенного значения при локальном прогнозе месторождений УВ. Применение математического аппарата обработки исходных магнитных и гравитационных полей методом разноразмерного скользящего окна позволяет дифференцировать выявляемые разномасштабные локальные минимумы плотностей геологической среды и использовать их в качестве прямых поисковых признаков.
Общеизвестна также роль линейных дизъюнктивных элементов определенных направлений, сопровождающихся зачастую обширными зонами трещиноватости и разуплотнения, являющихся благоприятными средами для локализации УВ. Следовательно, комплексирование предлагаемых методик анализа исходных магнитных и гравитационных полей исследуемых территорий и результатов тектонофизического анализа будет способствовать повышению достоверности и обоснованности локального прогноза скоплений УВ.
