CC BY
130
ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА
2011 Геология Вып. 4 (13)
ГЕОФИЗИКА, ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
УДК 550.83
Петрофизическая модель нефтяных месторождений Соликамской депрессии и рациональный комплекс их разведки
А.И. Губина, О.Л. Тарунина
Пермский государственный национальный исследовательский университет, 614990, Пермь, ул. Букирева, 15 E-mail: [email protected]
(Статья поступила в редакцию 18 мая 2011 г.)
Рассмотрена петрофизическая модель рифогенного Озёрного месторождения нефти путём фациально-циклического и структурного анализа карбонатных отложений по диаграммам ГИС с привлечением результатов изучения керна и построения корреляционных разрезов турне-фаменских и башкирских коллекторов. Описаны кондиционные структурные карты по кровле главных коллекторов, а также карты толщин этих коллекторов относительно барьерного палеорифа, структуру которого они унаследовали. Для уверенной эксплуатации коллекторов рекомендуется гравиметрическая детализация кровли барьерного палеорифа и за-рифовых фаций.
Ключевые слова: месторождения нефти, палеориф, структурные карты коллекторов, пористость.
В практике геофизических исследова- на глубинах 2,0-3,5 км, интенсивно экс-ний недр земной коры широко использу- плуатируются в Пермском крае в течение ется понятие физико-геологической мо- последних 30 лет.
дели (ФГМ) [1]. Модель помогает не Рассмотрим петрофизическую модель только в рациональном проектировании Озёрного поднятия, закартированного в разведочных съёмок, но и в более уверен- 1982 г., а введённого в эксплуатацию ной интерпретации геофизических полей лишь в 2000 г. Но прежде следует вос-и в конечном счёте способствует эконо- становить понятия о рифовых и зарифо-мичной эксплуатации месторождений. вых фациях, введённые Дж. Уилсоном Основой ФГМ является петрофизическая (1980), Т.С. Изотовой с соавторами модель, а ещё точнее, структурно- (1993). Согласно этим работам рифоген-вещественный комплекс (СВК) - реаль- ный разрез подразделяют на девять фа-ный объект геофизического изучения [1]. циальных поясов, выделяют ядро рифа, Помня об этой конкретике, опишем часто называемое барьерным, и включа-петрофизическую модель одного из ме- ют его в собственно рифовый пояс. Ядро сторождений углеводородов (УВ) Соли- рифа, как правило, самое высокое и камской депрессии, спецификой которых мощное органогенное сооружение, при-является рифогенное происхождение. Эти урочено к передовому склону карбонат-месторождения, связанные с палеорифами ной палеоплатформы, на которой в сто-
© Губина А.И., Тарунина О.Л., 2011
рону палеоберега выделяют более мелководные и менее богатые «зарифовые» коллекторы, составляющие вкупе с ядром палеорифа «основные мировые запасы нефти и газа» [5]. Четыре выделяемые «зарифовые» фации или пояса, расположенные вблизи основного ядра - барьерного рифа - имеют следующие названия: пояс волновых песков края платформы, морской платформенный пояс, пояс ограниченной циркуляции мелководных бассейнов и лагун и платформенный эва-поритовый пояс. Эти пояса подробно описаны в монографии [5] и хорошо согласуются с фациями, описываемыми для Озёрного месторождения в работе [2].
Знание специфики «зарифовых» фаций и подробное изучение их для конкретных структур позволили понять, что не все месторождения Соликамской депрессии эксплуатируют собственно рифовые или главные ловушки, при этом морфология и фациальная характеристика разрабатываемых коллекторов весьма разнообразны. По данным сейсморазведки чаще все-
го разбуриваются не главные, а второстепенные, малоамплитудные ловушки УВ, расположенные в «зарифовых» фациях палеоплатформ. Так, на рис. 1,в показаны некоторые из первых скважин на Озерном месторождении, заложенных на основании сейсмических «структур», а именно скважины № 35-50, которые последовательно соединены линиями. Расположение этих скважин, «попадавших мимо цели», и расстояния между ними свидетельствуют о разведке методом «дикой кошки». Главный объект месторождения - барьерный риф (или ядро рифа) найден, по сути, методом бурения.
Напомним, что ещё в 1970-е гг. прошлого столетия на территории Соликамской депрессии была протрассирована по гравиметрическим данным (Шихов, 1976) Камско-Кинельская система прогибов (ККСП), в которой развиты нижне- и среднедевонские рифы. Вершины палео-рифов с облекающими их породами верхнего девона, нижнего и среднего карбона, как выяснено впоследствии [2-4], являют-
Рис. 1. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин пластов Бш (а) и Т-Фм (б) и охвата трещиноватостью и кавернозностью пластов Бш (в) и Т-Фм (г) Озёрного месторождения
ся определяющими факторами месторождений и продуктивности коллекторов. Поэтому целесообразно увязывать продуктивные горизонты со структурным планом барьерного палеорифа, высокое гипсометрическое положение которого обусловливает специфику накопления терри-генно-карбонатных отложений над ним. Тогда понятие «сводовая часть поднятия» следует отождествить с «куполом барьерного рифа».
В результате разработки Озёрного месторождения установлено, что промышленно нефтеносными являются карбонатные отложения турне-фаменского и башкирского ярусов. Исследования 2007 г. [2] с привлечением всех добывающих скважин (100 скважин на Бш, 64 скважины -на Т-Фм) и с тщательным учётом результатов наклонометрии, точность которой составляет ± 0,5°, позволили построить кондиционные структурные карты по кровле коллекторов, а также карты толщин этих коллекторов (рис. 1). В итоге выяснено, что «наибольшие нефтенасыщенные толщины башкирских коллекторов в основном порового типа приурочены к сводовой части поднятия (рис. 1, а), а зоны наибольшей трещиноватости и ка-вернозности (рис. 1, в) оконтуривают поднятие, т.е. приурочены к бортовым частям его» [2, с. 202]. Эти карты весьма информативны: на рис. 1,а в увеличении толщины нефтенасыщенных башкирских коллекторов отразились 4 вершины фран-ского барьерного рифа; на рис. 1,б над этими четырьмя вершинами барьерного рифа наблюдаем уменьшение толщин турне-фаменских коллекторов.
Таким образом, палеориф франского яруса среднего девона в процессе постседиментации был перекрыт в турне-фамен-ское время терригенно-карбонатными породами в межкупольных пространствах (и на склонах рифа), а его купольная часть -терригенно-карбонатными породами башкирского яруса в более позднее время. Впоследствии под влиянием горного давления облекающие барьерный риф породы (главным образом глины и глинистые
известняки) сильно уплотнились, не менее чем в 1,4 раза от первоначальной их мощности, а вышележащие плотные известняки растрескались, приобретя форму обле-кания крутых склонов палеорифа. Эта модель объясняет генезис трещинных карбонатных коллекторов облекания. Кроме того, структурная карта кровли башкирских отложений (рис. 1,а) свидетельствует о четырёх купольных возвышениях вопреки однокупольной первоначальной модели месторождения. При этом размеры этих четырёх наиболее продуктивных башкирских толщин весьма невелики по площади (0,5х1,0 км, а чаще 0,38х0,38 км либо 0,5х0,25 км), поэтому следует предположить, что и купола барьерного рифа по площади имеют малые размеры. Картирование таких малых куполов - вершин барьерного рифа с крутыми склонами -подвластно детальной гравиразведке, что наглядно раскрыто в работах [7, 8].
По кровле турне-фаменских карбонатов (Т-Фм) структура (рис. 1,б) представляет собой уплощённый купол размерами 6,3х5,7 км, амплитудой 130 м, углы падения склонов достигают 10°. Морфология поверхности барьерного рифа отразилась и в палеоструктурном плане толщин тур-не-фаменских карбонатов. Выделяются также 3-4 купола, разобщённых неглубокими седловинами. Лучшими ФЕС обладают локальные депрессии как зоны повышенной дезинтеграции пород [2]. Трещиноватость наиболее интенсивно развита на склонах куполов барьерного рифа и в приливно-отливном канале (рис. 1,г). Карта нефтенасыщенных толщин, совмещённая со структурной картой поверхности турне-фаменской толщи, приведённая на рис. 1,в, ярко свидетельствует о том, что минимальные нефтенасыщенные толщины турне-фаменских коллекторов соответствуют зоне рифового гребня, максимальные - сосредоточены большей частью в депрессионных зонах или во внутренних склонах рифового обрамления. Улучшенными ФЕС обладают и внешние склоны барьерного рифа.
Для изучения сложной морфологии нефтяных коллекторов осуществлялся тщательный фациально-циклический анализ отложений [2] по большому комплексу каротажных диаграмм с привлечением результатов изучения керна, данных геологотехнологических исследований и построения корреляционных разрезов турне-фаменских и башкирских отложений; методика такого анализа подробно изложена со многими примерами в монографии [2].
Изучение цикличности карбонатных отложений по диаграммам ГИС путём выделения плотных и разуплотнённых интервалов, приуроченных к региональным или локальным перерывам осадкона-копления, оказалось, по признанию автора метода А.И. Губиной, наиболее рациональным способом исследования карбонатных коллекторов. Типичным признаком внутриформационных перерывов или близкого подхода дна бассейна к нулевой отметке палеоморя является наличие в разрезах брекчий, конгломератов, глин, известково-раковинных песчаников,
сульфатизации. Развитие коллекторов при перерывах осадконакопления представляет явление, широко распространённое в карбонатных отложениях нефтяных провинций мира. Это обусловлено не только перерывом осадконакопления в условиях мелководного моря с богатой фауной и высокой первичной пористостью, но и палеокарстом этих осадков, увеличивающим начальную пористость.
Башкирская залежь (рис. 2) имеет трёхчленное строение (пласты Бш1, Бш2, Бш3), что обусловлено чередованием карбонатных и карбонатно-глинистых пластов с толщинами 1,5-5,0 м. Циклиты башкирского яруса имеют ярко выраженное асимметричное строение. Трансгрессивная пачка характеризуется низкими значениями пористости и проницаемости (высокими сопротивлениями, НГКШ1П, ГКтах), имеет небольшую мощность и значительно уступает по толщине регрессивной, к которой приурочены проницаемые зоны коллекторов. Анализ нефтенасыщенных толщин и характера распреде-
ления коллекторов башкирского яруса по месторождению привёл к выводу, что наибольшие нефтенасыщенные толщины приурочены к сводовой части барьерного палеорифа, а зоны наиболее интенсивной трещиноватости и кавернозности оконту-ривают его.
Турне-фаменский резервуар (залежь), судя по корреляционной схеме (рис. 3), имеет сложное литофациальное строение, характеризующееся слоистым циклическим распределением зон разноёмких коллекторов. В результате детальной корреляции по диаграммам ГИС в разрезах фаменского возраста выделено четыре цикла трансгрессивно-регрессивного характера. При этом их регрессивная часть значительно редуцирована, что, возможно, обусловлено наличием внут-риформационных перерывов осадконако-пления, трансгрессивная - представлена плотными известняками, обогащёнными глинами.
Таким образом, благодаря тщательному и глубокому изучению хорошо разбуренного Озёрного месторождения [2] удалось сформировать его обобщённую петрофи-зическую, а ещё конкретнее - структурновещественную модель, на основании которой видим, где следует вскрывать башкирские, а где турне-фаменские коллекторы по отношению к плановому положению купола франского барьерного рифа. А именно, максимальные толщины башкирских коллекторов следует «искать» над куполами франского барьерного рифа, а на склонах этих куполов и самого барьерного рифа - добывать нефть из турне-фаменских коллекторов.
Подводя итог, следует сказать, что для правильной ориентировки добывающих скважин с меньшими затратами на бурение нужно знать плановое положение барьерного рифа, морфологию его кровли, размеры и амплитуды его вершин, а также возможных более мелких краевых зарифовых поясов. Для этого предлагается уточнять эксплуатационный объект по результатам профильной детальной гравиразведки, которая при количествен-
*ис. 2. Корреляционная схема и фациальная цикличность башкирских отложений (скв. 453, 531, 464, 463, 37, Озёрное месторождение)
Скв. № 249 Скв. № 38 Скв. № 35
s Z Боковой, радиоактивный ?
Рис. 3. Корреляционная схема и фациальная цикличность девонских отложений (скв. 429,
38, 35, Озёрное месторождение) ной интерпретации её результатов позволяет надёжно определять плановое положение барьерных рифов, картировать их сложные гребневые вершины, а также местоположения и амплитуды малых «зарифовых» коллекторов. Теоретическое и практическое обоснование таких решений дано в монографии [7] и учебном пособии [8], где приведены примеры комплексного картирования рифогенных разрезов по результатам сейсморазведки и гравиразведки.
Хочется обратить внимание исследователей на учебное пособие [6], в котором при геолого-промысловой характеристике рифов и коллекторов рассматриваются четыре группы ловушек, связанных с ри-фогенными комплексами. Четвёртая группа ловушек [6, c.60, рис. 19], названная «ловушки в покрывающих отложениях», напоминает структурно-
вещественную модель Озёрного месторождения.
Но, к сожалению, обобщённая модель Озёрного месторождения не может быть в полной мере распространена на другие рифогенные комплексы, которые характеризуются большим разнообразием турне-фаменских коллекторов в Соликамской
Библиографический список
1. Вахромеев Г.С., Давыденко О.Ю. Моделирование в разведочной геофизике. М.: Недра, 1987. 192 с.
2. Губина А.И. Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин. Пермь: Пресстайм, 2007. 271 с.
3. Губина А.И., Матвеева В.П., Таруни-на О. Л. Физико-геологическая модель и генезис коллекторов рифогенных месторождений Соликамской депрессии // Ка-ротажник. Тверь: АИС, 2010. Вып. 9. С. 165-178.
4. Денк С.О. Коллекторские свойства и вопросы разработки нефтеносных рифовых
депрессии [2]. Тем не менее на рис. 4 нами схематично представлен структурновещественный комплекс Озерного месторождения, наглядно иллюстрирующий положение в разрезе башкирских и турне-фаменских коллекторов по отношению к кровле среднедевонского рифа.
И' 02 |§§з ІЩ5 Иб
Рис. 4. Схематичный структурновещественный комплекс - СВК петрофизиче-ской модели Озёрного месторождения (по Г.А. Максимовичу, В.Н. Быкову, 1978, с коррективами авторов); а) в тектонических структурах - Бш; б) в зонах литологического выклинивания над рифом - Т-Фм; 1 - органогенная постройка; 2 - известняки; 3 - известняки глинистые, мергели; 4 - толщи флюидоупоров различного состава; 5 - песчаники; 6 - нефтяные ловушки
толщ Пермского Приуралья / Перм. техн. ун-т. Пермь, 1997. 104 с.
5. Изотова Т.С., Денисов С.Б., Вендель-штейн Б.Ю. Седиментологический анализ данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1993. 176 с.
6. Максимович Г.А., Быков В.Н. Карст карбонатных нефтегазоносных толщ: учеб. пособие по спецкурсу. Пермь, 1978. 96 с.
7. Тарунина О.Л. Гравиразведка в комплексе структурно-фациального картирования на нефть, газ и твёрдые полезные ископаемые / Перм. ун-т. Пермь, 2006. 206 с.
8. Тарунина О.Л. Геофизические методы стратиграфической корреляции: учеб. пособие / Перм. ун-т. Пермь, 2008. 98 с.
Petrophysical Model of Solikamsk Depression Gilfield and Rational Complex of Exploration
A.I. Gubina, O.L. Tarunina
Perm State National Researching University. 614990, Perm, Bukirev st., 15 E-mail: [email protected]
The complex petrophysical model of the reef Ozernoe oilfield has been discovered by means of the facial-cyclical and structural analysis of carbonate deposits according to the GIS diagrams. It has been done with the usage of the results of the core studies and the construction of correlated cuts of the Turne-Famennion and Bashkir collectors. Conditioned and rather informative structure maps of the tops of the main collectors have been described as well as the thickness maps of these collectors. Regularities of the collectors' changes with respect to the barrier paleoreef that are more reliably mapped according to the results of the detailed gravity prospecting are recommended. Key words: oil deposits, paleoriff, collector maps.
Рецензент - доктор технических наук И.Н. Жуланов
