CC BY
20
При использовании эталона, составленнсн • > и; п>> и<- ¡> чч i ч ■ . , тур, связи значительно ослабляются, но во всех варианыч чи и»«»«. , -и •• (0,68; 0,65; 0,78).
При расчете коэффициентов корреляции для неподтвердишцп vi < tp.i. тур связи еще более ослабляются и в двух случаях из трех становятся сыпи i к чески незначимыми.
В случае, когда имеются данные по всем трем вышерассмотренным эталонам, суммарную вероятность подтверждения подготовленной структуры можно будет определить по следующей формуле:
А-. = -0,0361 Z\ + 0,0399 Zt + 0,1163 Z3 + 0,4495 при/? - 0.96, :п ношение I-),'' l'\
По данной формуй- шч* 'гм'кншые и прогнозные структуры были рас-клаесифцАшртшшл in'piii»
Пп inn 1|м1пи1ым »и-рочiu.h пи) t кинетическим моделям в течение по-г-к-'пшч ни)н и i »".I hi .inciii'iiw ¡Knife 20 поднятий, подготовленных к глубо-t.i'M\ t>\¡«-щи«) ! It><и nut in,толпился всегда до постановки на структуре глубоки.' и-, },,-i!ii'i f п,н Iпятому времени 15 структур, по которым выполнен про-I «<>(м ;>.-,}и-fг I Ijmniin подтвердился по 12 структурам, что свидетельствует о т. [.[¡u-iiiti ш,кокой эффективности построенных геолого-математических мо-,-fi >к-и иршноза подтверждаемости структур, подготовленных сейсморазведкой к глубокому бурению.
Получено 11.01.2000
УДК 553.061 И. В. Ванцева
Пермский государственный технический университет
ОЦЕНКА ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ ЭЙФЕЛЬСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
Дочсчиташ ресурсы углеводородов эйфеяьских отложений для территории Пермского Прикамья объемно-генетическим методом.
Особенностью терригенного девона в Прикамье является относительно невысокое содержание органического вещества (ОВ). По данным Е. С. Ларской и К. Ф. Родионовой*, ОВ находится, как правило, либо в сорбированном состоянии, либо в виде экзинитового микродетрита, и принадлежит к сапропелевому типу. Снизу вверх по разрезу терригенного девона наблюдается
* Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтематеринских толщ. М.: Недра, 1983. 200 с.
прогрессирующее возрастание роли экзинитовых компонентов и водорослевого микродетрита и, вплоть до пашийского горизонта, снижение роли сапропелевого колломорфного ОВ.
Все это в совокупности с количественными различиями создает различные картины распределения фациально-генетических типов ОВ в разновозрастных толщах.
В среднедевонских литолого-стратиграфических комплексах (эйфель-ском, живетском, пашийском и кыновском) максимум мощности пород (30-100 м) с концентрацией ОВ выше 0,3% приурочен к центральной части изучаемой территории. При этом для каждого комплекса наблюдается отчетливая тенденция возрастания концентрации ОВ, мощности НГ'МП и плотности ОВ к югу и юго-востоку. Локальные максимумы содержания ОВ (мощностью 5-10 м при концентрации ОВ от 0,3 до 1,0%) в эйфельской толще зафиксированы в пределах Пермского свода, Верхнекамской и Бымско-Кунгурской впадин.
Несмотря на общность тенденций в распределении ОВ, в: эйфельской и других толщах терригенного девона наблюдается ряд различий. Например, отмечается уменьшение в живетской толще локальных максимумов: и их исчезновение в пределах Верхнекамской впадины. В терригенной толще нижнефран-ских отложений (кыновский и пашийские горизонты) отмеченная тенденция увеличивается.
Для оценки прогнозных ресурсов эйфельских отложений вся территория была разбита на участки, критерием для выделения которых послужили лито-яого-фациальная карта, карта мощностей нефтегазоматеринских пород эйфель-ского возраста и карта распределения ОВ по площади исследования.
Катагенные факторы способствуют реализации нефтегазогенерационных возможностей ОВ как в части новообразования, так и в части эмиграции биту-моидов и газообразных УВ, определяют темпы и время начала активного неф-те- и газообразования. Поэтому при выделении подсчетных участков использовалась схематическая карта зональности катагенеза ОВ пород девонского терригенного комплекса, выполненная в КамНИИКИГС в 1996 году.
По данным Б. С. Ларской, максимальные концентрации ОВ (до 20%) и наибольшие его массы в морских отложениях связаны с карбонатными и глинисто-карбонатными породами, сформированными в центральных, относительно глубоководных зонах, и в значительно меньшей степени - с глинами. Действительно, в среднедевонских толщах песчаио-алевролитовые породы чаще всего почти не содержат ОВ (Сор,<0,05%). Однако уже в девоне в прибрежных зонах с этими породами на Отдельных участках связаны концентрации ОВ значительно большие, чем в глинах (Сорг колеблется соответственно от 0,3 до 5,0 % и от 0,3 до 1,0%).
В прибрежных и мелководно-морских фациях эйфельского бассейна все типы пород в равной степени бедны ОВ (Сорг менее 0,3%), что характерно для внутриконтинентальных бассейнов в зоне аридного климата. То есть последовательность литотипов в ряду содержания ОВ в значительной мере зависит от комплекса палеофаций, свойственных каждой рассматриваемой толще.
шт. .111 п •!■ I... 1 и И| 1П,К(1||Ц'| В Предо мч п ч.к -ц.и > ■>•>,,(ч'И I и I' ' Н"г I ..I и п.! 11 ¡.'-¡'.1 „111.4,(1', ¡лпиде и юге до поло- ">00 и мл ы., ни . ц I м>~ 1>.чг ¡к (,< спид. (1 на'ки. Урала. В пределах Удмурши и Пиром« ыщ <мч и л< на (Ь.чц пишет увеличения мощное гей в восточном направлении мопиик п. >и-||к-н.сьич опюжешш сильно колеблется на близких участках - от 0 до 40 м, что объясняется особенностями литолого-фациальных обстановок. На платформенной территории максимальные отложения накапливались в пределах Пермского свода (до 122 м). Резкое увеличение мощности наблюдается в районе Преду-ральского краевого прогиба (до 210 м) и дальнейшее увеличение на восток под передовые складки Урала.
Выделение подсчетных участков базировалось на необходимости диффе-ррщ«шда однотипных литолого-фациальных характеристик, близких суммарных мощностей НГМП с близкими значениями содержания ОВ и сходной зо-наш.нос I и качаг спела
I! п|»-,к м- н)фг|п1Ич <и ин.'шш им к- о. и ч ц| I ц ч>-1 ш,1\ участков,
( <-Ч(. . |С1 ПНИ I I I 1 Н1М ¡1. ЧИП • • •> |Ц . • • ■ > I > I ¡НИН > ' И 5 I! МПИШЧ1 III ( | ,11Ы. 1), по ко-
,,.;ч1 I чрмь,, п' I и I, <ч- ).; < • п.' ,ч<п. I. н -р.нпи; и лы.умул'лшж /¡.и/гких угле-.<• .<>(-1> п.!« . .1Ц.1. .1...Ч1 смеч» ¡1.1 1« |ия»' 1«|Ц'МИ1( им ю I |ги-гко1 о метода
I '> |"!>.ч> т. и ■[. пп.1)1 \ча. 1'Ч, п'рри(ирна-н.ни занимает Ои'н.шую часть Нгрч)(г( лм( »-•»(( шм'ишы, (Ч'исримо ч.'к" 11, I лырекого свода и юи.иые участки К ,м. I .но гводя «>садки мощностью всего 5-ЗУ м отлагались в начале тйфель-ского века в условиях приморской внутриконтанентальной равнины и в позд-неэйфельское время - в прибрежно-морских условиях, в зоне катагенеза МК]. Мощность нефтегазоматеринских пород -11м, глубина залегания осадков в среднем для участка составляет 2120 м, площадь - 51200 км2. Содержание ОВ в терригенных породах охарактеризовано результатами исследований по 3 скважинам и колеблется в пределах 0,15-0,57%, составляя в среднем 0,36%. Биту-моидный коэффициент изменяется от 0,7 до 7,5%, среднее значение - 4,1%.
Второй подсчетный участок занимает центральную часть изучаемой территории (восточная часть Верхнекамской впадины, Ракшинская седловина, Ви-симская впадина, Пермский свод). Осадки накапливались в прибрежно-морских литолого-фациальных условиях. Общая мощность их значительно выше - 39-122 м, средняя мощность НГМ пород - 40,2 м, глубина залегания около 2200 м. Этот участок находится в единой зоне катагенеза с первым - МК^ Концентрация ОВ на участке 2 - одна из самых высоких по всей эйфельской толще: в районе Висимской впадины она достигает 1,85%, средняя величина по участку - 1,02%о. Высокое значение битумоидного коэффициента (4,3%) отмечается для платформенной части исследуемой территории.
Третий и четвертый подсчетные участки, приуроченные соответственно к Косьвинско-Чусовской седловине и Бымско-Кунгурской впадине, находятся в сходных литолого-фациальных условиях - приморской внутриконтанентальной равнины и прибрежно-морских и в единой зоне катагенеза МК2. Их разделение на два участка определено разными мощностями (соответственно 34 и 84 м) и глубинами залегания (соответственно 2700 и 2100 м). Содержание 015 и значе-
ние битумоидного коэффициента определено на 3-ем участке и принято аналогичным для 4 участка, в среднем по площади составляют соответственно 1 09 и 4,3%.
Таблица 1
Характеристика эйфельской толщи
Параметр Номер участка
1 2 3 4 5 6 7 8
Содержание ОВ 0.15-0,57 0.2-1,85 1,02 0.33-1.85 1,09 1,09 0,3 0,3 0,3 0,3
0,36
Битумоид-ный ко- 2$Ф- Э*л 0.7-7.5 4,1 0.2-8,4 4,3 ' 0.2-8.4 4,3 4,3 0,8 0,8 0,8 0,8
Н, м Ы9 22/11 39-122 80,5/40,2 35-101 68/34 5-28 16,5/8,2 25-110 67,5/17 5-260 132,5/66 250-400 325/75 5-192 98,5/25
5, кмг 51200 24100 6500 5800 4700 14000 21400 5700
Литолого-фациаль- ные условия Приморской вкутриконтинентапьиой равнины + прибрежно-морские Прибрежно-морские Мелководно-морские
Глубина залегания, м 2120 2216 2420-2990 2700 2100 2500 1260-2500 1890 3000 3200
Тектоническая зона вкв, север ТС, юг КС ВКВ, Рак.С, Вис.В, ПС КЧС БКВ ЮСД Западный склон Урала
Зона катагенеза МК, МК, МК3 МК3.,. МК,
Кол-во данных 4 7 2 - - - - -
Пятый участок выделен в пределах Юрюзано-Сылвенской депрессии и. характеризуется накоплением отложений в прибрежно-морских условиях на стадии катагенеза МК3. По данным В. И. Внутских (1980 г.), концентрация ОВ в терригенных породах для территории передовых складок Урала и Предураль-ского краевого прогиба составляет в среднем 0,3%. БитуМОидный коэффициент в пределах этой территории увеличивается с севера на юг от 0,8 до 2,6%. Из-за отсутствия более подробных данных для участка 5 и для территории Западного склона Урала при подсчете принимается минимальное значение битумоидного коэффициента - 0,8% (см. табл. 1).
Эти же значения приняты и для участков 6, 7 и 8, выделенных в пределах Западного склона Урала. На территории участка 6 осадки мощностью от 5 до 260 м накапливались в прибрежно-морской обстановке. Мощность нефтема-теринских пород составляет по данным литолого-фациального анализа 66 м. В пределах этого участка наблюдается резкое по)-ружение эйфельских отложений на запад под Уральские горы с 1260 до 2500 м.
I 1ч I. "It, -1:4. 1" !>( ■ м 'ифеДЬСКОЙ толщи
Таблица 2
jib»-. If,И , .. 4 1 .1 1 , ' 11 i 4 4-й V4. 5-И Y4. 6-й уч. 7-й уч. 8-й уч. Сумма
.,„, Ml, , и <i(i | ! <1 '() ! (.000 0.300 0.300 0,300 0,300 0,300
П,г .мм «[• 1 1 ООО | 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000
1,ш,-, . ...ф . ■ .¡.100 4,300 4.300 4,300 0,800 0,800 0,800 0,800
Плот», пород, ivcm' 2,300 2.300 2,300 2.300 2,300 2,300 2,300 2,300
УВ коэф., % 40.000 40.000 40,000 40.000 40,000 40,000 40,000 40,000
Мощность, км 0,011 0.040 0,034 0.008 0,017 0,066 0,075 0,025
Площадь, км" 51200 24100 6500 5800 4700 14000 21400 5700
Коэф.эм. нефти 0.100 0,150 0,460 0,100 0,340 0,010 0,600 0.600
Коэф. вых. газа, % 1,500 1.500 2,000 2,000 2,000 1.500 2,000 2.000
Коэф. вых. жид., % 0,638 1,062 1,495 0,669 0.577 0,011 1,680 1,680
Коэф. на бен.сост. 1.400 1,400 1,400 1.400 1,100 1,100 1 -¡of) 1,400
Коэф, эм. газа 0 УМ) 0 050 0 о .0 и 0 0 II ч ,0 о oMi 0 <b() 0,950
Коэф. ,|кк неф hi О 'Ш| 0 "0(1 11, и 1 0 .10 11 AH) 0,200 0,200
Ш. 1 »Km J (|<Н! I ihm ! i!0ii 1,0011 ! iiOu 1,000 1,000
<( М ¡И М if И t < И , ■ I, * И, 1 4 П Ml . Ml • i MK3-4 MK4
И и..,, (>|! • ill " . Ill'l . ' "¡11 1 , -Mil !! .00: ; - loo 517,500 172,500
J 01 it'»;»res t 1540,47 'и ion , .l,.|0 fli/i.OO 1 1074,50 983,250 52124,0
SI >„ .... , 1 1). 1 .i. i,' ' _, t i,613 4,140 1,380
1 ¡MM м , ... ч ■/ ;<,' >, 1 ui I 'о: 4 no 51,005 88.596 7,866 1567,54
('1 1 .1. f " ' ** . IV J iij.J !!) 1 y.M 1 i.l'H'l <1 ,/s 1,457 1,656 0.552
>5 ... tt -..... .. I И ;к;,- <пи, 4 •)(, •■.-•а/ 1, /h 1 20,402 35,438 3,146 627,017
I 1 1 '1,4(1(1 0 -40 0 400 0.600 0,990 0,400 0,400
1 bmp H H'iifl HI Ki' "ji 1,111 1.! К, 1 Sx' 1.111 15b 1,010 2,500 2.500
iHiimii 11 11 (Mil 4,149 47,472 67,875 2,637 1,422 3,680 10,350 3,450
ГГЫСЛ7КМ
11 KilH.ieH VB 1,660 18.989 27,150 1.055 0,569 1,472 4,140 1,380
тыс.т/км*
Плоти. ген.УВ с б., 2,324 26,584 38,010 1,477 0.796 2,061 5,796 1,932
тыс.т/км'
Плоти, ген.бит.с б., 5,809 66,461 95,025 3,692 1,991 5,152 14,490 4.830
тыс.т/км2
Плотн. ген.газа 1,899 19,566 23,696 1,535 3,261 9,495 14,387 4,796
Кои-во ген.бит., млн.т 212,44 1144,07 441,186 15.297 6,683 51,520 221,490 19,665 2112,35
Кол-во ген.УВ., млн.т 84,976 457,630 176,474 6,119 2,673 20,608 88.596 7,866 844,942
Кол-во ген.бит.с б., 297,42 leoi/TO" 657,660 21,415 9,356 72,128 310,086 27,531 2957,29
млн.т
Квл-во ген.УВ с б., 118,97 640.682 247,064 8,566 3,742 28,851 124,034 11,012 1 182,92
млн.т
Кол-во ген.газа 0,097 0,472 0,154 0,009 0,015 0,133 0,308 J 0,027 1,215
Плотн.эм.бит., 0,415 7,12! 3 i,222 0.264 0,483 0,037 6,210 2,070
тыс.т/км2
Плотн.эм.УВ, 0,166 2,848 12,489 0.105 0,193 0,015 2,484 0,828
тыс.т/км2
Плотн.эм.бит.с б., 0,581 9,969 43,711 0.369 0,677 0,052 8,694 2,898
тыс.т/км2
Плотн.эм.УВ с б., 0,232 3.988 17,485 0,148 0,271 0,021 3.478 1,159
тыс.т/кмг
Плотн.эм.газа, 1,804 18.587 22,5 lP 1,458 3,098 9,020 13,667 4,556
Кол-во эм.бит., млн.т 21,244 171,61 1 202,945 1,530 2,272 0,515 132,894 11,799 544,810
Кол-во э.м.УВ, млн.т 8,498 68,645 81,178 0,612 0,909 0,206 53,158 4,720 217,924
Окончание табл. 2
Наим. показал. 1-й уч. 2-й уч. 3-й уч. 4-й уч. 5-й уч. 6-й уч. 7-й уч. 8-й уч. Сумма
Кол-во эм.бит.с б., 'млн.т 29,741 240,256 284,124 2,142 3,181 0,721 186,052 16,519 762,735
Кол-во эм.УВ с б., млн.т 11,897 96,102 113,649 0,857 1,272 0,289 74,421 6,607 305,094
Кол-во эм.газа 92,368 447,955 146,324 8,455 14.560 126,285 292.478 25,968 1154,39
Кол-во акк.бит.. млн.т 4,249 34,322 40,589 0,306 0,454 0,103 26,579 2,360 108.962
Кол-во акк.УВ, млн.т 1,700 13,729 16,236 -0,122 0,182 0,041 10,632 0,944 43,585
Кол-во акк.бит.с б., млн.т 5,948 48,051 56,825 0,428 0,636 0,144 37,210 3,304 152,547
Кол-во акк.УВ с б., млн.т 2.379 19,220 22,730 0,171 0,254 0,058 14,884 1,321 61,019
Кол. акк. газа 92,368 447,955 146,324 8,455 14,560 126,285 292,478 25,968 1154,39
Участки 7 и 8 имеют сходные характеристики, отмеченные для всего Западного склона. Их разделение диктуется лишь разницей в мощности нефтема-теринских пород (см. табл.1).
Оценка масштабов генерации и аккумуляции жидких углеводородов для эйфельской толщи на основе объемно-генетического метода показала, что наиболее перспективными участками являются второй и третий (см. табл.2).
Однако выделить и оценить перспективные участки терригенной толщи девона можно после подсчета прогнозных русурсов живетской, пашийской и кьшовской толщ.
Получено 11.01.2000
УДК 553.098.044 В.И.Галкин, А.В.Растегаев
Пермский государственный технический университет
О НЕОБХОДИМОСТИ УЧЕТА геОЛОГО-ТЕКТОНИЧЕСКИХ
УСЛОВИЙ ПРИ ПОДГОТОВКЕ СТРУКТУР К ГЛУБОКОМУ БУРЕНИЮ СЕЙСМОРАЗВЕДКОЙ
Для территории Пермский области изучено и количественно охарактеризовано влияние различных показателей на вероятность нефтегазоносное™ локальных структур
В процессе разработки способов оценки подготовки структур к глубокому бурению сейсморазведкой нами для условий Пермской области последовательно изучалось использование различных обучающих выборок, влияющих на эффективность разделения реальных и мнимых подготовленных структур. На первом этапе обучающая выборка состояла из всех подготовленных подтвердившихся и неподтвердившихся по результатам бурения структур (первый эталон) для территории Пермской области. С помощью данного эталона, были построены геолого-математические модели, выполнен детальный их анализ, в результате которого было установлено, что
