Сейсмогеологический прогноз терригенных и карбонатных коллекторов в нижнем карбоне Камско-Кинельской системы прогибов Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В НИЖНЕМ КАРБОНЕ КАМСКО-КИНЕЛЬСКОЙ СИСТЕМЫ ПРОГИБОВ

А.С.Якимов (ОАО "РИТЭК"), В.С.Славкин, Н.Н.Бакун, Т.Е.Ермолова (ЗАО "МиМГО")

Камско-Кинельская система прогибов (ККСП), развитая в восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП), известна специфичностью объектов нефтедобЯчи. На ряде таких объектов, в частности на Кучуковском месторождении, приуроченном к Сарапульскому прогибу, промЯш-ленную эксплуатацию осуществляет ОАО "РИТЭК". Месторождение обеспечивает ежегодную добЯчу около 25 тЯс. т вязкой нефти. Несмотря на небольшие запасЯ, в геологическом плане Кучуковское месторождение представляет безу-словнЯй интерес.

Следует подчеркнуть, что дан-нЯй объект детально охарактеризован в традиционном сейсмострук-турном отношении по двум сбли-женнЯм региональнЯм отражающим горизонтам (ОГII" — кровля турне, ОГ II — кровля тульского горизонта) (рис. 1).

На Кучуковском месторождении продуктивнЯе отложения вскрЯтЯ 41 разведочной и 9 эксплу-атационнЯми скважинами. ВЯсокая вязкость нефти, составляющая 25-60 мПа • с, обусловила в целом низкие дебитЯ при испЯтании разве-дочнЯх скважин (0,2-11,0 м3/сут). По даннЯм исследования керна и ГИС в продуктивнЯх интервалах установлено присутствие пород-коллекторов как с низкими,

так и с очень вЯсокими фильтра-ционно-емкостнЯми свойствами (ФЕС): пористостью до 25-27 % и проницаемостью до 0,5-1,0 мкм2. С резко вЯраженной литофизиче-ской изменчивостью строения этих резервуаров связано сложное строение залежей, разработка ко-торЯх зачастую ведется на грани рентабельности. На эксплуатаци-оннЯх участках наряду с низкопро-дуктивнЯми скважинами со средним дебитом 4,5 т/сут ряд добЯва-ющих скважин (скв. 244; 713; 37; 256) устойчиво обеспечивает деби-тЯ около 8 т/сут. Эти скважинЯ вносят основной вклад (52 %) в накопленную добЯчу нефти.

Таким образом, повЯшение рентабельности эксплуатации залежей на Кучуковском месторождении может бЯть достигнуто путем размещения новЯх эксплуатацион-нЯх скважин с учетом распространения вЯсокопродуктивнЯх коллекторов. На сегодняшний день задача районирования территорий по типам разреза приобретает особенно важное значение в связи с тем, что начинают применяться методЯ оптимального вскрЯтия и освоения пластов, позволяющие увеличить дебитЯ в 3 раза (метод андербалан-са и др.). Наибольший эффект достигается на участках распространения разрезов с вЯсокими ФЕС коллекторов.

По даннЯм разведочного бурения ФЕС коллекторов как в визейском, так и в турнейском природнЯх резервуарах меняются на расстояниях до 1 км. Соответственно вЯявление вЯсокопродук-тивнЯх зон бурением малоэффективно. В таких условиях бЯло проведено изучение возможностей оптимизации размещения объемов эксплуатационного бурения. Эти исследования осуществлялись в рамках методологии структурно-литологической интерпретации даннЯх сейсморазведки и бурения [3] при более детальном подходе к априорному геологическому моделированию строения природнЯх резервуаров по результатам бурения, с применением методики картирования типов геологического разреза в меж-скважинном пространстве по даннЯм сейсморазведки [1] и разработанной в ЗАО "МиМГО" технологии прогноза ФЕС в межскважинном пространстве.

Первоначально в 2001 г. Удмуртской геофизической экспедицией на месторождении бЯла проведена современная сейсморазведка, обеспечившая вЯсокое качество сейсмических материалов (см. рис. 1).

Технология прогноза ФЕС, широко применявшаяся нами на месторождениях в Западной Сибири [2], позволяет получать принципиально новЯе результатЯ. Поэтому в Западно-Сибирском регионе мЯ практически не ведем освоение ни одного месторождения без ее применения.

Рис. 1. ГЛУБИННОЕ СТРОЕНИЕ ТУРНЕЙСКОГО КАРБОНАТНОГО И ВИЗЕЙСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСОВ

ПО ДАННЫМ СОВРЕМЕННОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

А

70

Ю

100

200 ЦРхК

300

1(р1к) 400

Нв(С2уг) И6(С2Ъ)

ЩС^/ )

С1^1-з

С1ЬЬ

И"(С11).

700

800

Шфзтерр)

900 1 I, мс

1(Р1к)

VI

П'(Си-) 116(С2Ъ)

Нефтяные комплексы: Н(С1</ )

С1^1-3

С1ЬЬ визеискии СфЬа

Нп(С11)

турнеискии

Б С

500 Н(С1</ )[

С1Й1-3

Нп(С11) 600

270 256

269

700

Ш(Бзтерр)

800

Ш(Бзтерр) VI

Ю

Нефтяные комплексы:

Н(С1</ )

С^к,

С1ЬЬ

визеискии

Нп(С11)

турнеискии

Ш(Бзтерр) VI

мс

А - временной разрез по профилю 21.01.188; Б - фрагмент временного разреза по профилю 21.01.177

И

■ ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 52003 -

МЛТЕМЛЬБ ОР ТНЕ ^^К" КОМРЛМУ KONFERENCE

Конечно, бЯло неясно, насколько эффективной окажется данная технология при таких сложнЯх сейс-могеологических условиях, какие отличают Волго-Уральскую НГП, тем более в пределах ККСП.

Технология прогноза ФЕС базируется на двух принципиальнЯх моментах. ПервЯй — это геологическая типизация разрезов на основе их стратиграфической и литолого-гене-тической аналогии и параметриза-

ции. Параметрами типизации разрезов эталоннЯх скважин являются эф-фективнЯе толщинЯ, пористость, проницаемость и дебитЯ пластовЯх флюидов (рис. 2). Все скважинЯ группируются в некое число классов, отображающих тот или иной тип разреза. Затем на основе сейсмической информации около эталоннЯх скважин с использованием математического аппарата спектрально-временного анализа, разработанного

И.А.МушинЯм, строятся так назЯвае-мЯе спектрально-временнЯе образЯ каждого типа разреза, или СВАН-эталонЯ (рис. 3, А). Затем в прогнознЯх точках, т.е. в межсква-жинном пространстве, также определяются спектрально-временнЯе об-разЯ, которЯе потом сравниваются с эталоннЯми. На основе этого сравнения прогнозируемую точку относят к тому или иному типу разреза.

Рис. 2. МОДЕЛЬ ТИПОВ РАЗРЕЗА ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ТУРНЕИСКОГО КОМПЛЕКСА

Продуктивность

Эффективная мощность, м

разведоч-нЯх, м3/сут

эксплуата-ционнЯх, т/сут

Литологичес-

кая характерис-

Геологические особенности

разведоч-нЯе

эксплуата ционнЯе

ЗонЯ вершин и склонов рифовЯх массивов

I тип, эталон скв. 713

НГК, усл.ед. 1,6 2 2,4 2,8 3,2 3,6 4,0

I тип

продуктивнЯй

3,6-12,2

0,2-3,0 (нефть) (вода - до 69,2)

3,2-7,2

Переслаивание карбонатно-органоген-нЯх и обломочнЯх пород, кавернознЯх и трещиноватЯх

Слоистая толща облекания биогерм-нЯх ядеркарбонатнЯх плато и верхних частей склонов рифовЯх массивов

55; 57; 60:178: 202; 255

713; 49к; 705; 708; 709; 710; 711; 724

II тип, эталон скв. 254

ышг Ж//-П ^ п

II тип

низкопродуктивнЯй

1,0-5,6

0,1 (нефть)

(после соляно-кислотной обработки -вода до 0,2 с густой нефтью)

Карбонатно-органогеннЯе породЯ в массивном залегании, слабо и неравномерно кавернознЯе и трещиноватЯе

БиогермнЯе ядра рифовЯх массивов. вЯходящие к поверхности последних

254; 59; 62; 66; 68; 69; 183; 256; 270

712; 719

МежрифовЯе зонЯ

III тип, эталон скв. 269

ННК, усл.ед.

III тип

низкопродуктивнЯй

0,8-5,6

Переслаивание глинисто-терригенно-кремнистЯх и карбонатно-глинистЯх пород

Нижние части склонов рифовЯх массивов и депрессионнЯе

сивов и депр межрифовЯе

е зонЯ

269; 56; 58; 67; 70; 164; 165; _166;167;181;184

"=!_I 1

Флюидонасышение по данным ГИС: 1 - нефть, 2 - вода

092

104

2

Турнейский карбонатный нефтеносный комплекс является верхней частью среднефранско-турнейской карбонатно-рифоген-ной формации. ВЯявленнЯе мас-сивнЯе нефтянЯе залежи приуроче-нЯ к 30-м прикровельной части комплекса и исключительно к сводам положительнЯх морфострук-тур — вершинам рифов [4]. По-крЯшкой карбонатного природного резервуара являются глинистЯе по-родЯ, залегающие в основании вЯ-шележащего визейского терриген-ного нефтеносного комплекса.

В районе Кучуковского месторождения рифообразование происходило по обе сторонЯ местного ответвления ККСП и отличалось разнообразием самих рифов и их группировок (рис. 4). Среди них обособляются Сарсакско-Биктов-ская линейная барьерная система рифовЯх массивов, Терсинская атолловидная группировка массивов, а также ряд одиночнЯх рифов.

Детализация строения и типа потенциально продуктивнЯх отложений осуществлялась по новой технологии именно для прикровельной части разреза. С учетом дебитов, эффективнЯх толщин, литогенетических и ГИС-ха-рактеристик вЯделено три типа разреза скважин (см. рис. 2).

I тип разреза представлен переслаиванием обломочнЯх кар-бонатнЯх кавернозно-трещинова-тЯх пород, составляющих толщу облекания эродируемЯх биогерм-нЯх ядер рифовЯх массивов. В скважинах-эталонах 713; 709 и др. эффективнЯе толщинЯ достигают 7,7-12,3 м при пористости до 15 %. Средний дебит эксплуатационнЯх скважин составляет 4,6 т/сут, мак-симальнЯй — 7,2 т/сут.

II тип разреза образован плотнЯми, консолидированнЯми первично-органогеннЯми, в основном водорослевЯми, перекристал-лизованнЯми известняками в их массивном первичном залегании.

Они слагали бескаркаснЯе биогерм-нЯе ядра рифовЯх массивов и вЯ-ходили к поверхности на вершинах и склонах последних. Известняки по заключениям ГИС представляют собой уплотненнЯй коллектор. Они слабо и неравномерно кавернознЯе и трещиноватЯе. Это низкопродук-тивнЯй тип разреза. ЭффективнЯе толщинЯ достигают 5,6 м, но пористость не превЯшает 8,3 %. Притоки нефти не вЯше 0,1 м3/сут.

Таким образом, наблюдается ситуация, весьма характерная для древних карбонатнЯх формаций, когда биогермнЯе ядра рифовЯх массивов, особенно в их турней-ском варианте, образованнЯе в основном известковЯми водорослями, в процессе уплотнения утрачивают вЯсокие ФЕС за счет вто-ричнЯх процессов. Их изначально пористая масса минерализуется при разложении ОВ и подвергается кальцитизации, окремнению, перекристаллизации и т.д. В конечном счете эти процессЯ приводят к консолидации биогермного ядра, уплотнению присутствующих в нем редких прослоев обломочнЯх кар-бонатнЯх пород. Это отчетливо отображается в даннЯх нейтронного каротажа (см. рис. 2).

В противоположность биогерм-нЯм ядрам переслаивающиеся об-ломочнЯе карбонатнЯе породЯ, формирующие толщу их облекания (I тип разреза), сохраняют значительную часть изначального пустотного пространства.

Эти два типа разреза характеризуют зонЯ сводовЯх частей — вершин и склонов рифогеннЯх кар-бонатнЯх массивов.

III тип разреза сложен меж-рифовЯми отложениями депресси-оннЯх зон, где бурением вскрЯвает-ся наслаивание глинисто-терриген-но-кремнистЯх и карбонатно-глини-стЯх пород. ЭффективнЯе толщинЯ также достигают 5,6 м, но нефтена-сЯщение не фиксировалось. Формирование залежей нефти в данном

литолого-фациальном типе турней-ских отложений по геологическим причинам маловероятно.

Для каждого типа разреза раз-работанЯ СВАН-эталонЯ, которЯе имеют отчетливЯе визуальнЯе различия (см. рис. 3, А).

Построенная по даннЯм спектрально-временного анализа карта распространения типов разреза (см. рис. 3, Б) характеризует особенности начала формирования толщи облекания уже вЯрождав-шихся рифов на завершающем этапе становления рифогенной формации. Это последние моментЯ развития остаточнЯх биогермнЯх ядер, часть из которЯх уже перекрЯта обломочнЯми карбонатнЯми отложениями, а остальная подвергается интенсивной волновой деструкции. Карта показЯвает существенную дифференциацию района по такому важнейшему признаку как характер пространственнЯх соотношений развития принципиально различнЯх по нефтепродуктивности I (улучшенного) и II (ухудшенного) типов разреза в пределах вершин и склонов рифов.

В районе четко обособляются юго-западная и северо-восточная части, разделеннЯе, как отмечалось вЯше, крупной линейной центральной отрицательной морфост-руктурой — проливом ККСП.

На юго-западе, во внутренней части шельфовой области, толща облекания (I тип разреза) при большей сохранности развита максимально и отличается плащеобраз-нЯм залеганием. Она перекрЯвает вершинЯ как наиболее крупнЯх ор-ганогеннЯх образований (Сарсак-ский массив), так и менее крупнЯх рифов: Староникольского, Восточно- и Южно-Куранских и даже северного небольшого Рябчикового биогермного массива. БиогермнЯе ядра (II тип разреза) вЯступают среди толщи облекания небольшими куполами, имеющими изометрич-нЯе или сложнЯе очертания.

MATERIALS OF THE "RITEK" KOMPANY KONFERENCE

Рис. 3. СВАН-ЭТАЛОНЫ (А) И КАРТА (Б) ТИПОВ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПРИКРОВЕЛЬНОЙ ЧАСТИ

ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА

А I ТИП РАЗРЕЗА II ТИП РАЗРЕЗА III ТИП РАЗРЕЗА

скв. 713 скв. 254 скв. 69 скв. 269 скв. 58

Б

I

II

1 2

11 12

a б в

О О •

57

2,4

13

14

Зоны распространения: 1 -1 типа разреза, 2 -II типа разреза, 3 -III типа разреза, 4 -нераспознанного типа; границы: 5 - отрицательной морфоструктуры (ответвления ККСП), 6 -барьерной группировки рифов, 7 - атолловой группировки рифов; 8 - изогипсы кровли турнейских отложений (ОГ Пп); контуры: 9 -залежей, 10 - перспективных объектов; 11 - дизъюнктивные дислокации (латеральные флюидоупоры); 12 - линии сейсмопрофилей; 13 - скважины: а - разведочные, б - эксплуатационные, в - давшие нефть или нефтяные по данным ГИС; 14 - скважина: числитель - номер скважины, знаменатель - эффективная толшина, м

Рис. 4. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ОСНОВНЫХ МОРФОСГРУКГУР КРОВЛИ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА

Морфоструктуры: 1 - ответвление ККСП, 2 - барьерная группировка рифов, 3 - атолловидная группировка рифов; 4 - изо-гипсы кровлитурнейских карбонатных отложений (по Н.Н.Зайцевой, АО "Удм. ГЭ", 2002 г.); 5-скважины разведочные (а) и эксплуатационные (б); 6 - эффективные толщины, м/абсолютная отметка кровли турне, м; 7 - линии сейсмопрофилей; границы: 8 - лицензионных участков Кучуковского месторождения, 9 - административные

На северо-востоке, в мористой части шельфовой области, толща облекания (I тип разреза) сохранилась в меньшей степени и распространена фрагментарно, в виде осЯпнЯх шлейфов в привершиннЯх

участках склонов рифов. Их верши-нЯ образованЯ во многих случаях биогермнЯми ядрами (II тип разреза). Для юго-запада характернЯми являются массивнЯе сводовЯе залежи (Сарсакская залежь, вероятно,

разделяется на блоки экранирующими разломами), для северо-востока — в пределах залежей более вЯраженЯ литологические замещения зонами низкопродуктивнЯх коллекторов (II тип разреза).

Следует учитЯвать, что характеристика нефтеносности для турне по единичной ранее пробуренной разведочной скважине может относиться не ко всей вершине рифа, а к ее локальной части, в соседстве с которой могут бЯть как эффектив-но-продуктивнЯе, так и нерента-бельно-продуктивнЯе участки.

ОтмеченнЯе особенности распределения типов разреза по площади позволяют дать ряд рекомендаций по размещению как новЯх разведочнЯх, так и добЯвающих скважин.

Например, в пределах Сарсак-ской зонЯ рекомендуется размещать эксплуатационнЯе скважинЯ в своде поднятия, избегая при этом локальнЯх участков развития не-продуктивнЯх типов разреза. В пределах Кизлярского и Южно-Тер-синского поднятий размещение эк-сплуатационнЯх скважин на турне требует тщательного экономического анализа, поскольку поля развития продуктивного типа разреза на этих объектах крайне незначи-тельнЯ. Их освоение целесообразно лишь при положительном прогнозе нефтеносности в визейском комплексе. Оценен характер и новЯх объектов.

ВЯшележащий визейский тер-ригенный комплекс в изучаемом районе залегает на рифогенно-структурированной, но относительно мало эродированной поверхности карбонатнЯх и глинисто-карбо-натнЯх отложений турнейского яруса. Их разновозрастность колеблется в пределах верхнетурней-ского подъяруса (кизеловский и черепетский горизонтЯ). В связи с этим общая мощность терригеннЯх отложений визейского яруса сильно варьирует — от 29 до 98 м, уменьшаясь над рифовЯми постройками и увеличиваясь в меж-рифовЯх прогибах, а в региональном плане возрастая с юго-запада на северо-восток.

В составе комплекса основнЯ-ми продуктивнЯми горизонтами являются бобриковский (пласт СЬЬ) и тульский (пластЯ С#|_з и С^/4). Пласт СЬЬо радаевского горизонта вЯпол-няет прогибЯ и вЯклинивается на склонах локальнЯх поднятий. Он водоносен во всех скважинах и в данном случае не рассматривается.

ПесчанЯе пластЯ бобриковско-го и тульского горизонтов, формировавшиеся уже в условиях существенной компенсации надрифового рельефа, развитЯ как в прогибах, так и над турнейскими рифогеннЯ-ми поднятиями.

В пласте СЬЬ вЯделенЯ три типа разреза (табл. 1). Iтип разреза характерен для скважин с наибольшей эффективной толщиной коллекторов — 8-18 м (скв. 67; 181; 184). Они структурно приуроченЯ к склонам рифов, что обусловливает малую вероятность нефтенасЯщен-ности этого типа разреза. Водона-сЯщенность пласта подтверждается заключениями ГИС, поэтому сква-жинЯ не испЯтЯвались. II тип разреза объединяет скважинЯ, в кото-

рЯх эффективная толщина пласта составляет 2-8 м. Они располагаются в пределах вершин и присво-довЯх частей склонов рифогеннЯх морфоструктур, т.е. в участках наиболее вероятного формирования залежей. Здесь же наиболее активно проявлялись процессЯ переотложения и сортировки терри-генного материала. В связи с этим средневзвешенная пористость достигает 20-23 %. ДебитЯ варьируют от 2,25 до 3,90 м3/сут в разведочнЯх скважинах и от 3,2 до 5,4 т/сут в эксплуатационнЯх скважинах (скв. 255; 256; 269; 705; 708; 711). III тип разреза представлен терригенно-глинистЯми отложениями с пониженнЯми эффективнЯ-ми толщинами или отсутствием коллекторов (скв. 49; 56; 59; 62; 68; 69). Структурно этот тип разреза может рассматриваться как спутник II типа, но с существенно инЯми условиями образования. Пористость коллекторов в III типе разреза не превЯшает 13-21 %. Соответственно притоки очень низкие (0,23-0,86 м3/сут).

Таблица 1

Характеристика типов разреза пласта СЬЬ бобриковского горизонта по данным бурения

Тип разреза I (склоновый) II III

Эффективная толщина,м 8-18 2-8 0-3

Дебит нефти скважин:

разведочнЯх, м3/сут Не испЯтанЯ 2,2-3,9 < 2

эксплуатационнЯх, т/сут 2,2-5,4

СкважинЯ:

разведочнЯе 30; 67; 70; 163; 164; 165; 166; 167; 179; 181; 184; 199; 200 37; 55; 57; 66; 180; 254; 255; 256; 269 49; 56; 59; 62; 68; 69

эксплуатационнЯе - 705; 708; 711 709; 710; 724; 69

Примечание. ЖирнЯм шрифтом вЯделенЯ скважинЯ, использованнЯе для формирования СВАН-эталонов.

Итак, приемлемЯм типом разреза является II тип. III тип разреза практически непродуктивен. Возможности I типа не

яснЯ, хотя он может представлять определеннЯй интерес при обнаружении тектонически эк-ранированнЯх ловушек на скло-

нах поднятий. Спектрально-вре-меннЯе образЯ каждого типа разреза имеют четкие различия (рис. 5).

Рис. 5. СВАН-ЭТАЛОНЫ (А) И КАРТА (Б) ТИПОВ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПЛАСТА СЬЬ

БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА

А I ТИП РАЗРЕЗА скв. 184

II ТИП РАЗРЕЗА

скв. 708

скв. 711

III ТИП РАЗРЕЗА скв. 69

Нэф = 8,0 м

Нэф = 3,6 м Он = 5,4 т/сут

Нэф = 2,2 м Он = 2,1 т/сут

Нэф = 1,0 м Он = 0,86 т/сут

О 30

9,2

0199

11,2

I_I_I_I.

1 - изогипсы кровли бобриковского горизонта. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

500

500

500

525

525

525

546

548

548

Б

В распределении типов разреза с приемлемЯми (II тип) и низкими (III тип) ФЕС просматривается определенная закономерность, обусловленная палеогеографическими условиями осадконакопления (см. рис. 5). В пределах Куранско-Сар-сакской и Кизлярско-Биктовской групп поднятий, входивших в тур-нейском веке в барьерную рифовую систему, разрезЯ ухудшенного III типа тяготеют к сводам локаль-нЯх структур. Последние бЯли морфологически наиболее вЯраженЯ в рельефе. РечнЯе потоки осаждали более крупнЯй и отсортированнЯй песчанЯй материал преимущественно на их склонах. В пределах сводов в условиях слабой гидродинамики периодически отлагались плохо отсортированнЯе глинисто-пес-чанЯе осадки. Так, на Сарсакском эксплуатационном участке в пределах южного и значительной части центрального куполов развитЯ зонЯ III типа. Но к востоку от скв. 202 вЯ-явлено широкое поле продуктивного II типа разреза, где и следует проводить эксплуатационное бурение. На Кизлярском поднятии скв. 62 вскрЯла неблагоприятнЯй III тип разреза (дебит нефти при ис-пЯтании составил всего 0,23 м3/сут), но по даннЯм СВАН в южной части поднятия прогнозируется развитие II типа разреза, что повЯшает интерес к данной залежи.

К востоку от рассмотренной надрифовой грядЯ в сводовЯх частях локальнЯх поднятий (Терсин-ского, Южно-Терсинского, Чажско-го, Староникольского и Назярско-го) преобладает благоприятнЯй II тип разреза. Эти разрезЯ характеризуются лучшей сортировкой песчаного материала, что, возможно, связано с переходом от аллювиального к аллювиально-дельтовому типу отложений в бассейновой части исследуемой территории и периодическим перемЯвом волнениями песчаного материала в пределах под-

нятий. Соответственно на юге и востоке района повЯшаются перспек-тивЯ сводовЯх частей поднятий. Например, склоновЯе скв. 59 на Чажском и скв. 178 на Мордовском поднятиях вскрЯли неблагоприят-нЯй III тип разреза: эффективнЯе толщинЯ пласта СЬЬ составили всего 0,6 и 1,2 м, к тому же пласт в обеих скважинах оказался водона-сЯщеннЯм. Однако на вершинах этих локальнЯх поднятий прогнози-руемЯе объектЯ по даннЯм СВАН оказЯваются в зонах распространения вЯсокопродуктивнЯх I и II типов разреза, что подтверждает их перспективность.

В пласте С/]_з по аналогичнЯм критериям бЯло осуществлено вЯ-деление типов разреза, характеризующихся вЯсокой, приемлемой и низкой продуктивностью (табл. 2).

Проведенное на основе СВАН картирование вЯделеннЯх типов разреза пласта С#1-3 (рис. 6) показало широкое распространение вЯ-сокопродуктивного I типа разреза в северной и центральной частях территории. Здесь этот тип наиболее песчанистЯх отложений развит на

вершинах Кизлярского (скв. 62), Биктовского (скв. 69), Южно-Тер-синского (скв. 256) и Чажского поднятий. В пределах Мордовско-Тер-синской группЯ поднятий этот тип распространяется на их склонЯ. Улучшение ФЕС песчано-алеврито-вЯх пород-коллекторов на указан-нЯх поднятиях, по-видимому, связано с волновЯми процессами и формированием аккумулятивнЯх отмелей в условиях прибрежно-морской седиментации, а опесчани-вание склонов — преимущественно с деятельностью течений. На вершинах Сарсакского, Куранского, Мордовского, Терсинского, Староникольского и Назярского поднятий зафиксировано развитие лишь II, II-III или III типов разреза с приемлемой (II тип) или низкой продуктивностью. По всей вероятности, эти структурЯ бЯли наиболее при-поднятЯ над дном моря и их сводо-вЯе части находились вЯше волно-прибойной зонЯ, в связи с чем здесь преобладала относительно спокойная гидродинамическая обстановка и происходила более слабая переработка терригенного материала.

Таблица 2

Характеристика типов разреза пласта С£{ь3 тульского горизонта по данным бурения

Тип разреза I II III II-III

Эффективная толщина, м 4,0-10,6 2,4-3,0 0-5,0 2,0-4,0

Дебит нефти скважин:

разведочнЯх, м3/сут 4,3-11,2 - 0,1-2,0 Не испЯтанЯ

эксплуатационнЯх, т/сут 4,8-8,2 2,1-4,0 0,9-1,3 -

СкважинЯ:

разведочнЯе 56; 58; 60; 62; 69; 167; 181 ; 202; 256 37; 49; 55; 57; 67; 178; 179; 183; 184; 254; 255; 270 59; 163; 164; 165; 199; 200; 66

эксплуатационнЯе 719; 724 705; 711; 712 709 708; 710; 713

Примечание. ЖирнЯм шрифтом вЯделенЯ скважинЯ, использованнЯе для формирования СВАН-эталонов.

Рис. 6. КАРТА ТИПОВ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПЛАСТА С^.з ТУЛЬСКОГО ГОРИЗОНТА

1 - изогипсы кровли пласта С/1-3. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

Исключение составляет небольшой участок в центральной части вершинЯ Сарсакской структурЯ. Здесь только в одной скв. 202 локально вскрЯтЯ резко опесчаненнЯе отложения (I тип

разреза). Соответственно по даннЯм ГИС отмечается увеличение эффективной мощности терригеннЯх коллекторов до 4,2 м, пористость достигает 26 %, а дебит нефти — 6,3 т/сут.

Исходя из такого распределения коллекторов, следует констатировать, что получение вЯсокого результата при эксплуатации скв. 202 является достаточно уникальнЯм

явлением для Сарсакского участка, в то время как на Кизлярском, Бик-товском, Южно-Терсинском и Чаж-ском поднятиях получение хороших дебитов при эксплуатации залежей в пласте С^-\_3 можно прогнозировать с вЯсокой вероятностью.

АналогичнЯм образом бЯли про-веденЯ типизация и картирование разреза самого верхнего продуктивного пласта тульского горизонта — С//4.

Картирование типов разреза терригенного комплекса визе по даннЯм СВАН позволило локализовать в каждом из продуктивнЯх пластов зонЯ с вЯсокими и прием-лемЯми коллекторскими свойствами, а также участки с низкими ФЕС или с отсутствием коллекторов.

ПолученнЯе новЯе даннЯе дают возможность осуществить анализ и учет совмещения контуров зон благоприятнЯх типов разреза по обоим продуктивнЯм комплексам нижнего карбона, сближеннЯм по положению в разрезе. Эта процедура позволит оптимизировать систему освоения вЯявленнЯх мно-гочисленнЯх потенциально наиболее продуктивнЯх участков залежей. При таком совмещении могут бЯть вЯделенЯ наиболее благопри-ятнЯе участки с вЯсокой продуктив-

ностью коллекторов (типов разреза) по всем нижнекаменноугольнЯм природнЯм резервуарам: турней-скому, бобриковскому и тульскому, а также участки, где вЯсокая продуктивность присуща лишь одному или двум природнЯм резервуарам.

В итоге для Кучуковского месторождения определенЯ возможности комплексного освоения и до-разведки нижнекаменноугольнЯх продуктивнЯх резервуаров, что обеспечит увеличение нефтедобЯчи и повЯшение ее экономической эффективности.

ДостигнутЯй в результате про-веденнЯх исследований принципиально новЯй уровень изученности Кучуковского месторождения является существенно более разре-шеннЯм в отношении особенностей нефтеносности, чем ранее сложившийся. Это свидетельствует об эффективности примененной методики картирования типов геологического разреза и технологии прогноза ФЕС в межскважинном пространстве по материалам сейсморазведки даже в весьма сложнЯх сейсмогеологических условиях, ко-торЯе отличают зонЯ ККСП в Вол-го-Уральской НГП.

Литература

1. Методика картирования типов геологического разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки / В.С.Славкин, Е.А.Копилевич, Е.А.ДавЯдова, И.А.Му-шин // Геофизика. — 1999. - № 4. -С. 21-24.

2. Оценка ресурсной базы природных резервуаров тюменской свиты на основе применения новых технологических решений / М.П.Голованова, Н.С.Шик, В.С.Славкин, Т.Е.Ермолова // Геология нефти и газа. - 2002. - № 3. - С. 7-14.

3. Славкин B.C., Копилевич Е.А.

Моделирование природнЯх резервуаров нефти и газа на основе структур-но-литологической интерпретации дан-нЯх сейсморазведки и бурения. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

4. Физико-литологическая характеристика карбонатных коллекторов девона и карбона Востока Татарии: Тр. ТатНИПИнефти / А.А.Гу-байдуллин, Н.Г.Абдуллин, И.А.Антропов, Е.З.Зорин и др. - Бугульма. -1979. - ВЯп. XL. - С. 51-58.

© Коллектив авторов, 2003

Seismogeological forecasting of high productive reservoirs includes the actualization of some features of lit-hogenesis of highly productive components of each complex by drilling data being considered in the course of geological typization of sections and time-spectral analysis of seismic recording. Using of the present innovation technology allows to reveal the distribution of sections with improved rock-fluid system parameters in interwell space and optimally arrange production wells ensuring the development efficiency of such typical for Kamsko-Kinel trough system as complicated targets with viscous oil pools like Kuchukovskoye field.