CC BY
22
УДК 550.8.01
A.C. Волкова, С.Н. Кривощеков
Пермский государственный технический университет
ВЫБОР ПРИОРИТЕТНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЕРОЯТНОСТНОСТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
Нефтегазоносность Соликамской депрессии имеет зональный характер, который обусловлен особенностями ее геологического строения: на ее территории в позднефранско-фаменское время сформировались тектоно-седиментационные поднятия, а в пермское время - соляная толща. Так как ее площадь в настоящее время является достаточно хорошо изученной, и соответственно накоплен большой объем информации, поэтому возможно применение вероятностностатистических методов для определения наиболее перспективных в отношении нефтегазонос-ности участков.
Пермский край - старый нефтедобывающий регион, поэтому в настоящее время развития ресурсной базы углеводородов является насущной задачей. В этом отношении наиболее перспективной является территория Соликамской депрессии, так как извлекаемые ресурсы нефти категории С3 лишь в ее центральной части оцениваются более чем 50 млн т. В данной работе проводится оценка нефтегазоносности Соликамской депрессии с помощью построения вероятностно-статистических моделей и определяются перспективные участки для проведения геолого-разведочных работ.
Соликамская депрессия расположена в северной части Пермского края и протягивается в меридиональном направлении с севера на юг. Она представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру с размерами 230^(60-80) км, сформировавшуюся в раннепермское время. Особенностью Соликамской депрессии является наличие Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС), приуроченного к ее центральной части.
Нефтегазоносность Соликамской депрессии в первую очередь обусловлена распространением Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) и влиянием соляной тектоники Верхнекамского месторождения. На исследуемой территории выделяется Яйвинско-Вишерский прогиб, ограниченный
тектоно-седиментационными выступами: Чердынским - на северо-западе, Гежским - на северо-востоке, Уньвинским и Березниковским - в центре. В пределах этих поднятий ярко выражены позднефранско-фаменские, преимущественно высокоамплитудные, органогенные постройки. Структуры облекания над ними и послужили ловушками для скоплений углеводородов. Соляные породы создали благоприятные геодинамические и термобарические условия для формирования и сохранения залежей нефти. В процессе своего формирования в раннепермское время соляная толща, погрузившись на определенные глубины в область критических температур, подверглась преобразованию и приобрела свойства надежной покрышки.
По Соликамской депрессии накоплен большой объем информации
о геологическом строении и нефтегазоносности, поэтому применение вероятностно-статистических методов прогноза является обоснованным и эффективным. Была собрана база данных по всем структурам Соликамской депрессии, бывшим в бурении, из которых 55 оказалось нефтяными и 35 - пустыми.
При прогнозе нефтегазоносности для построения вероятностностатистических моделей для всей территории Соликамской депрессии использовались критерии нефтегазоносности, которые были условно разделены на региональные, зональные и локальные.
Регионалъные критерии нефтегазоносности: расстояние от центра структуры до осевой линии депрессионной части ККСП (ХККСП); расстояние от центра структуры до ближайшего разлома по фундаменту (Хразл); расстояние от центра структуры до ближайшего неотектонического разлома (Хнео); угол длинной оси структуры к осевой линии депрессионной части ККСП (УККСП); угол длинной оси структуры к ближайшему разлому по фундаменту (Уразл); коэффициент неотектонической активности (Л"н.а); абсолютная отметка залегания фундамента (АОф); абсолютная отметка рельефа (АОр); мощность осадочного чехла (дао).
По этим критериям с помощью методов статистики были определены интервалы распределения, средние значения и критерий Стьюдента, который характеризует различие в выборках двух классов - нефтяных и пустых структур (табл. 1).
Показатель Структуры* ґ-кситесий** р
нефтяные пустые
¿ККСШ м 38937,1±18912,3 48167,2±22990,7 -2,07
9714,5-81267,7 15687,0-82364,4 0,041
м 3941,16±2888,52 5086,61±3016,83 -1,80
145,17-11279,31 274,11-12226,35 0,075
-^нес^ м 1366,97±1117,66 1308,92±1108,15 0,24
58,82-4395,29 3,83-4266,36 0,810
Укксп, град. 189,25±104,56 181,29±91,16 0,37
3,0-360,0 4,0-332,0 0,712
У раз« град. 189,73±117,74 139,40± 101,63 -2,08
7,0-434,0 3,0-406,0 0,040
Кна, усл.ед. 8,89±1,11 9,36±0,96 -2,04
7,04-11,81 7,63-11,21 0,045
> О 1, 2 -4611,78±550,83 -4576,83±642,07 -0,28
-6425-(-3515) -6037-(-3597) 0,784
> о 2 163,09±27,61 169,14±29,24 -0,99
120-220 120-220 0,325
ш0, м 4774,87±559,05 4745,97±650,06 0,22
3715,0-6625,0 3737,0-6237,0 0,823
* Здесь и далее в числителе: среднее значение ± стандартное отклонение; в знаменателе - размах значений. ** Курсивом выделен значимый /-критерий.
По данным таблицы видно, что для нефтяных структур характерно меньшее расстояние до Камско-Кинельской системы прогибов, до региональных разломов по фундаменту, меньший коэффициент неотектонической активности, чем для пустых структур. Также значимым является угол к разлому по фундаменту, который больше для нефтяных структур. По остальным критериям классы структур не различаются.
В качестве зональных критериев нефтегазоносности использовались следующие параметры: мощность тульской карбонатной покрышки (Птл); абсолютные отметки залегания кровли отражающих горизонтов (АО_Бт, АО_Б3, АО_С1у, АО_С2Ь, АО_С2уг, АО_Р1); мощности нефтегазоносных комплексов (да_Бт, да_Б3, да_С1у, да_С2Ь, да_С2уг, да_Р1). Полученные интервалы распределения зональных параметров представлены в табл. 2.
Показатель Структуры ґ-квитевий
нефтяные пустые Р
Птл, м 11,07±7,73 7,67±4,70 1,60
0,22-36,01 0,0-16,67 0,115
т Бт, м 36,82±21,23 34,88±24,09 0,33
8,90-82,90 8,0-92,0 0,744
АО Бт, м -2223,9±357,5 -2017,5±393,2 -2,10
-2688,5-(-1618,9) -2901,3-(-1567,2) 0,040
т Б3, м 403,67±138,67 305,81±145,07 3,15
55,80-608,70 7,0-471,90 0,002
АО Б3, м -1840,35±286,03 -1737,29±373,43 -1,45
-2219,6 ( 1163,0) -2499,5-(-1181,7) 0,149
т С1у, м 131,68±76,64 155,96±149,19 -0,99
2,0-370,80 5,0-773,80 0,320
АО С1у, м -1804,78±273,56 -1693,30±347,48 -1,67
-2147,0(1161,0) -2380,6-(-1127,7) 0,099
т С2Ь, м 220,04±79,80 232,48±108,00 -0,62
69,0-397,60 54,70-400,0 0,539
АО С2Ь, м -1487,0±279,03 -1354,0±351,54 -1,96
-1803,0-(-841,20) -2010,70-(-831,70) 0,054
т С2уг, м 233,33±26,17 228,54±38,03 0,70
146,0-293,50 71,0-304,60 0,487
АО С2уг, м -1417,01±277,76 -1283,98±350,03 -1,97
-1735,0-(-774,30) -1934,80-(-763,70) 0,052
т 1 м 441,55±82,33 455,05±130,99 -0,59
319,90-655,90 268,0-750,90 0,556
АО Р1, м -804,59±235,02 -647,81±260,24 -2,91
-1114,20(281,0) -1175,30-(-167,70) 0,04
Здесь видно, что по всем отражающим горизонтам отмечается более глубокое залегание для нефтяных структур, чем для пустых. Мощности для пустых и нефтяных структур не различаются, кроме мощности верхнедевонско-турнейского комплекса, к которому приурочены ловушки массивного типа, что обусловлено развитием высокоамплитудных рифогенных построек в это время.
Локальные критерии нефтегазоносности: площадь структуры по совмещенному контуру (5к); длины длинной и короткой осей структуры, их соотношение (Хдп, Ьк, К); амплитуды структур по кровлям отражающих горизонтов (А_Бт, А_Б3, А_С1у, А_С2Ь, А_С2уг, А_Р1); площади структур по кровлям отражающих горизонтов (5_Бт, 5_Б3, £_С1у, 5_С2Ь, 5_С2уг, 5_Р1); интенсивности структур по отражающим горизонтам (/_Вт, /_Б3, /_С1у, /_С2Ь, /_С2уг, /_Р1).
Интервалы распределения, средние значения и критерии Стьюдента по локальным характеристикам представлены в табл. 3.
Показатель Структуры ґ-критерий
нефтяные пустые Р
Бк, км2 9,91±11,27 4,14±2,01 2,99
0,27-57,35 0,90-8,77 0,004
Ьдл, м 3962,21±2303,89 3000,64±917,46 2,35
849,46-10418,39 1144,61-4839,70 0,021
Ьк, м 2435,01±1533,47 1691,22±424,50 2,80
397,99-7448,08 996,30-2835,58 0,006
К, д.е. 1,73±0,52 1,81±0,51 -0,66
1,07-3,15 1,06-3,34 0,510
А Бт, м 21,33±13,57 25,12±22,43 -0,39
8,0-40,0 7,0-100,0 0,704
Б Бт, км2 9,50±8,55 9,98±10,41 -0,10
2,60-26,20 2,20-40,0 0,920
I Бт, м/км 7,02±2,49 9,03±6,03 -0,78
4,91-11,59 3,16-20,87 0,441
А Б3, м 81,77±38,98 33,44±22,72 6,47
8,0-150,0 7,0-100,0 0,000
Б Б3, км2 17,66±17,11 9,55±9,03 2,52
1,40-71,30 2,20-40,0 0,014
I Б3, м/км 23,42±13,00 12,95±9,38 4,00
4,91-54,91 3,02-41,83 0,000
А С1у, м 77,63±38,91 34,26±22,67 5,82
8,0-150,0 7,0-100,0 0,000
Б С1у, км2 18,59±28,90 9,53±9,04 1,76
0,50-192,50 2,20-40,0 0,082
I С1у, м/км 23,04±12,62 13,20±9,21 3,86
4,91-56,57 3,0-40,41 0,000
А С2Ь, м 61,88±31,66 27,65±20,12 5,53
8,0-120,0 3,0-100,0 0,000
Б С2Ь, км2 17,99±27,92 8,63±8,88 1,88
1,40-185,0 2,10-40,0 0,063
I С2Ь, м/км 18,34±10,01 10,94±7,16 3,69
2,65-48,18 1,34-29,88 0,000
А С2уг, м 49,04±26,21 25,33±21,10 4,29
8,0-120,0 2,0-100,0 0,000
Б С2уг, км2 16,36±26,92 7,73±8,62 1,78
1,40-180,0 2,0-40,0 0,080
I С2уг, м/км 15,49±8,34 11,30±10,66 1,96
2,65-37,95 1,15-57,97 0,054
А Р1, м 34,66±23,98 22,20±21,48 2,08
7,0-130,0 5,0-100,0 0,042
Б Р1, км2 11,03±10,46 7,81±9,32 1,24
1,20-52,50 0,30-40,0 0,221
I Р1, м/км 4,20±2,91 2,69±2,61 2,08
0,85-15,76 0,61-12,13 0,042
Анализируя табл. 3, можно сказать, что средние площади нефтяных структур превышают средние площади пустых структур более чем в 2 раза. Также для нефтяных структур характерны большие значения длин осей. Соотношение длин осей роли не играет. В целом по всем отражающим горизонтам амплитуды, площади и интенсивности для нефтяных структур больше, чем для пустых структур. Достаточно много показателей имеют значимый ¿-критерий.
Далее с помощью применения пошагового дискриминантного и регрессионного анализов были построены уравнения для определения вероятности нефтегазоносности по региональным, зональным и локальным показателям:
Ррег = 1,3660 - 4,64-10"6ХККсп + 7,48-10“4Уразл - 7,63-10-Ха + 3,27-10"6Хнео,
Гр > Гт Я = 0,991; р = 0,000;
Рзон = 0,3481 + 2,18 10-3т_03 + 1,5910-3т_С2Ъ + 2,13-10-3А0_03 +
+ 1,21-10"2Птл - 1,99-10-3А0 _С2уг, Гр > Гт Я = 0,88; р = 0,000;
Рлок = 0,0341 + 4,41-10-3Л_03 + 1,0110-2^к + 2,71-10-3Л_С1у,
Гр > Гт; Я = 0,98; р = 0,000.
Показатели входят в модель в порядке их значимости. Все построенные уравнения являются статистически значимыми и имеют высокий коэффициент корреляции.
Также было построено уравнение комплексной вероятности нефтеносности, которое имеет следующий вид:
Ркомп = -0,222 + 08606Рлок + 0,4841Ррег + 0,0785 Рзон,
Гр > Гт; Я = 0,91; р = 0,000.
На основе полученной модели были определены комплексные вероятности нефтегазоносности для структур Соликамской депрессии и построена схема распределения вероятности (рисунок). Здесь видно, что наиболее перспективная зона выделяется в центральной части Соликамской депрессии, приуроченной к Верхнекамскому месторождению калийно-магниевых солей.
По построенным моделям были вычислены комплексные вероятности нефтегазоносности для подготовленных структур Соликамской депрессии и проведено их ранжирование (табл. 4).
р
1 комп
I-----1 0,011-0,121
] 0,121-0,231 З 0,231-0,34 ] 0,34-0,45 0,45-0,56 0,56-0,67 ' 0,67-0,78
І 0,78-0,89 0,89-1
(=□ Данные отсутствуют
О -
подготовленная структура
- граница ВКМКС
Рис. Схема распределения вероятности нефтегазоносности на территории Соликамской депрессии
Комплексные вероятности подготовленных структур
Название структуры Р х комп Название структуры Р комп
Ростовицкая 0,998 Брусничная 0,519
Зырянская 0,996 Восточно-Пашковская 0,515
Легчимская 0,993 Новологовская 0,462
Пашковская 0,857 Аристовская С 0,437
Долгая 0,845 Восточно-Бельская 0,412
Западно-Долгинская 0,832 Клестовская 0,389
Профильная 0,815 Южно-Жилинская 0,361
Восточно-Долгинская 0,760 Аристовская Ю 0,346
Большесимская 0,723 Западно-Озерная С 0,345
Г олухинская 0,571 Западно-Озерная Ю 0,345
Северо-Чашкинская 0,551
По данным табл. 4 видно, что наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности являются Ростовицкая, Зырянская, Легчимская и Пашков-ская структуры. Необходимо отметить, что эти структуры находятся в пределах распространения калийно-магниевых солей.
Таким образом, статистический анализ показал, что наибольшим успехом будут обладать подготовленные структуры, приуроченные к Верхнекамскому месторождению солей. Но при этом следует отметить, что бурение на этих структурах будет возможным лишь при соблюдении определенных условий по охране солей.
Получено 27.04.2010
