USD ЦБ — 57,53 +0,26
EUR ЦБ — 67,77 −0,14
Brent — 57,49 +0,28%
пятница 20 октября 20:45

Наука и технологии // Общие вопросы

Строение и прогноз нефтеносности доюрских образований каменной площади

21 апреля 2009 г., 12:49Ванин В.А., Морозова Е.А., Ванисов А.М.Вестник недропользователя ХМАО5138
Трудность обнаружения залежей УВ в доюрских образованиях общеизвестна. По в.В. Поспелову [6] «с точки зрения литологической приуроченности, большинство известных залежей нефти в породах фундамента находится в гранитоидных породах. На долю этих пород приходится 32,5%; 29% концентрируется в метаморфических породах;14% — в карбонатах и 12,5% — в вулканогенных образованиях. Месторождения в коре выветривания интрузивов занимают не более 7%. Это даёт основание рассматривать гранитный слой земной коры как новый нефтегазоносный этаж литосферы. По-видимому, наиболее перспективными, с точки зрения обнаружения крупных месторождений ув в фундаменте, следует считать районы, длительное время находившиеся в зоне активных субдукционных процессов» (Арешев, Гаврилов, 1997).

Преимущественно в породах фундамента содержатся нефтяные залежи (более 80%), на долю чисто газовых залежей приходится менее 10%. Коллекторы в фундаменте, какова бы ни была его природа, всегда трещинного и трещинно-кавернозного типов.

Таким образом, «нефтегазоносность фундамента в различных регионах мира из чисто теоретической переходит в практическую проблему нефтяной геологии, требующей целенаправленных геолого-геофизических и тектонофизических исследований, учитывающих специфику объекта» [6].

В.В. Поспелов приводит таблицу по 69 позициям в различных регионах мира. По критическим значениям основополагающие параметры месторождений, по различным регионам мира, сводятся к следующему:
стратиграфический диапазон выявленных залежей очень широк, от архея (Восточный Китай Бохайваньская впадина, Сингунтай) гнейсы — нефть и до третичных — Восточная Невада (США), интрузии гранитов и гранодиоритов — нефть;
максимальные глубины вскрытия от поверхности фундамента: от первых десятков метров на различных площадях до 941 м (Венесуэла, Маракаибский бассейн, Ла Паз, гранитоиды, кристаллические сланцы, палеозой, батолит, нефть);
высота столба нефти до 1000 м — Северо-Китайский НГБ, Ляохэ, граниты, домезозой;
по уникальному месторождению Белый Тигр — высота залежи 1600 м, граниты, гранодиориты, мезозой, дебиты нефти до 3000 м3.

Данная работа посвящена строению, перспективам и локальному прогнозу нефтегазоносности Каменного ЛУ, владельцем которого является ТНК-ВР (НГДП-Нягань). Территория исследований расположена в северо-восточной части Красноленинского свода, структуры первого порядка. В пределах площади по данным сейсморазведки выделены Сеульское, Каменное и Ай-Торское локальные поднятия. Принципиальная схема формирования структур в доюрский период развития приведена на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная схема формирования структур доюрских образований Каменной площади

 

Здесь следует отметить, что этот принцип распространяется на все структуры, т.к., по нашему мнению, у них один генезис. Структуры были сформированы практически одновременно, в результате магматического внедрения в нижне-среднепалеозойские терригенные отложения мощного гранитного батолита. Возрастные определения по изотопам рубидия и стронция показывают, что гранодиориты в скважине Каменная 68 на глубине 2555 м имеют раннепермский возраст — 291,8 ±-2,1 млн. лет [5]. Пермская система — последний геологический период палеозойской эры, продолжительностью примерно 45 млн. лет. Система является непосредственным продолжением карбонового орогенеза, объединённого с ним в единый герцинский цикл (в это время окончательно сформировался Урал).

Обрамление внедренного в раннепермское время гранитного массива сложено раз-нообразными сланцами зелёносланцевой формации. Время метаморфизма сланцевого комплекса также раннепермское, в среднем 279+8 млн. лет, что совпадает с возрастом становления гранитов. На карте временной мощности интервала А-Б уверенно просматривается практически полная унаследованность структурного плана горизонта Б от горизонта А. Вероятно, это этапы эндогенной активности: 1) ранняя юра (210–200 млн. лет) — короткая, но интенсивная вспышка тектонической активности, сопровождавшаяся поднятием территории; 2) средняя юра (180–160 млн.лет) — тектонический этап, сопровождавшийся дифференцированными поднятиями и опусканиями территории, которые во время накопления континентальных осадков тюменской свиты не оказали существенного влияния на палеоструктурный план площади исследований. Структурный план по горизонту Б менее контрастный и более сглаженный по сравнению с горизонтом А. По результатам палеогеоморфологического анализа все ранее образованные тектонические элементы в течение последующего геологического времени не претерпели каких-либо значительных структурных перестроек.

Всё это, а также данные ГИС и керна глубоких скважин свидетельствует о глубинном жёстком основании локальных поднятий, сложенном породами гранитоидного ряда. Сам батолит, который является основным структурообразующим тектоническим элементом в рассматриваемом районе вследствие его глубинного происхождения, не подвержен локальным тектоническим подвижкам, происходящим в районе исследований.

Согласно карте вещественного состава доюрских образований, палеозойский сланцевый комплекс развит по обрамлению гранитного батолита, выделенного по керновому материалу, волновому полю (по карте максимальных амплитуд) и данным ГИС (рис. 2). Карта максимальных амплитуд из формализованных способов обработки сейсмических данных оказалась наиболее информативной при построении карты вещественного состава доюрских образований (рис. 2, 3).

Рис. 2. Карта максимальных амплитуд по отражающему горизонту А Каменной площади

 

Рис. 3. Карта вещественного состава доюрских образований Каменной площади

 

Как было отмечено, время метаморфизма сланцевого комплекса раннепермское, что составляет 279+8 млн. лет и соответствует времени внедрения интрузии. Примерно с этого времени в результате гидротермальной проработки и давления начались процессы преобразования терригенных пород нижнего палеозоя в сланцевые образования пермо-триаса. В пределах площади работ выявлены углистые, кремнисто-глинистые, глинистые сланцы (парасланцы, метасланцы), образовавшиеся из осадочных горных пород. На территории исследований, по-видимому, присутствуют и ортосланцы, т.е. породы, образовавшиеся на базе изверженных горных пород. На карте вещественного состава они отображены лишь в двух общих разновидностях, откартированных по полевым описаниям, — сланцы и кварцитовидные сланцы (см. рис. 3). Сланцы, в основном, распространены на приподнятых в структурном отношении участках. В.Г. Криночкин (1988) выделяет 4 типа сланцев, а М.Ю. Зубков (1998) выделяет 7 различных по составу классов (литотипов) сланцев.

Возрастной диапазон пород фундамента в пределах площади также широк, от верхнего протерозоя — древние плагиогнейсы — скв. 24 Ай-Торская, слюдяно-кварц-гранатовые (альмандин) сланцы Ай-Торская 7, 20 (по Криночкину В.Г.,1987) и до раннепермских гранитов в скв. 68 Каменная (Иванов К.С., Фёдоров Ю.Н., 2005).

Совершенно самостоятельным структурным подразделением в разрезе являются коры выветривания. Определить возраст формирования КВ по палинологическим данным не всегда удаётся, это возможно лишь исходя из геологической ситуации и положения объекта в разрезе. С определенной долей условности время начала формирования КВ, с которыми связаны известные в настоящее время залежи нефти, следует принять как раннепермско-триасовое, т.е. время становления гранитоидного батолита — основного структурообразующего элемента. В пределах площади работ коры выветривания развиты в основном по гранитам и в меньшей степени по сланцам. Породы коры выветривания встречены в сводовых и присводовых частях локальных выступов фундамента. В разрезе коры выветривания на площади работ выделяется три зоны — дезинтеграции, выщелачивания и гидролиза. Зона дезинтеграции присутствует повсеместно и характеризуется осветлением вмещающих пород, появлением микротрещин, выполненных карбонатным и кварц — карбонатным материалом.

В целом же коры выветривания на площади исследования присутствуют практически повсеместно и развиты по гранитам, сланцам и кварцитам. Представлены они в основном выветрелыми коренными брекчированными породами, цемент глинистый, карбонатно-глинистый (рис. 3).

Здесь авторы выделяют три типа коры выветривания, разных по генезису образования. Различаются коры и по толщине, установленной по данным ГИС и керну.

Первый комплекс — это отложения собственно по коре выветривания, сформированные в сводовых частях поднятий и седловинах (толщиной 10–15 м). Далее идут склоновые образования — собственная кора выветривания по коренным породам и снесенные с куполов отложения, представленные в основном брекчированными породами. Цемент чаще всего кремнистый, толщины достигают максимальных значений в 20–40 м. Присклоновая формация — переотложенные, привнесённые с ближайших структур продукты разрушения, представленные конгломерато-брекчированными породами с глинистым и карбонатно-глинистым цементом.

По описаниям керна комплексы резко отличаются друг от друга гранулометрическим составом, а следовательно, и фильтрационно-емкостными свойствами (рис. 3).

Наряду со сланцевым комплексом в обрамлении гранитного батолита участвуют кварциты, кварцито-песчаники (скв. 40006 и др.) как продукты тектонофизического воздействия интрузии на разрез (рис. 3). Кварциты и кварцито-песчаники развиты в основном по обрамлению гранитного интрузивного тела. По условиям генетических контактно-метасоматических преобразований кварциты практически всегда сопровождают изверженные гранитоиды. Исходные породы переходят во вторичные кварциты не непосредственно, а через продукты более раннего гидротермального изменения, например, через аргиллиты. Кварциты образуются при метаморфизме кварцевых песчаников и некоторых магматических пород. Кварциты — это зернистые кварцевые горные породы, встречающиеся в корах выветривания и имеющие метасоматическое происхождение (гипергенные кварциты).

В Южно-Сеульской впадине в скв. 71, 73, 161 Каменная и др. подняты карбонатные отложения, по-видимому, нижне-среднедевонского возраста — это результаты деятельности регионального, так называемого «девонского моря». По составу они неоднородны, со значительной примесью кремнисто-глинистых материалов. Кристаллизация и розоватый оттенок известняков указывают на их глубокую степень метаморфизма, близкую к мраморам.

Триасовые отложения в пределах площади работ не встречены, хотя на близрасположенной Талинской площади скв. 854 «прошла» по доюрскому комплексу (промежуточный структурный этаж) около 1 км, а скв. 851 более 2 км.

Локальный прогноз залежей УВ в столь сложном объекте, как КВ, по гранитам, сланцам и кварцитам — задача неординарная и практически нерешенная для условий Западной Сибири.

Из-за отсутствия широко опробованных и доказавших свою состоятельность формализованных методик и способов нами в основу создания модели строения залежей УВ в доюрских образованиях, в пределах площади работ, была положена нестандартная и неформализованная методика локального прогноза залежей УВ «Рельеф-2» [7].

В качестве посылки, в методике «Рельеф-2» используется представление об ореолах разуплотнения над залежами УВ, связанных либо с диффузионным массопереносом лёгких углеводородов, либо с термическим расширением горных пород, вследствие увеличения теплового потока над залежами нефти, газа и газоконденсата [3,7]. Разуплотнение пород в надзалежном пространстве, фиксируемое при проведении сейсморазведки в пониженных скоростях упругих колебаний, затем выражается в увеличении наблюденных времён до отражающего горизонта на определённой базе профиля МОВ ОГТ, совпадающем в некотором приближении с проекцией залежи на горизонтальную плоскость [1]. В основном реализация методики сводится к визуальному анализу структуры временного поля.

Для оценки эффективности методики проведено сопоставление местоположения скважин относительно выявленных аномалий и результатов испытаний по базальному горизонту, коре выветривания и собственно палеозойским образованиям.

Из проведенного статистического анализа следует, что из общего количества 69 пробуренных скважин получен весьма высокий коэффициент сходимости с данными бурения. Из 35 скважин, пробуренных в контуре нефтеперспективных аномалий, в 31 получены промышленные притоки нефти, в 4 скважинах — «сухо», подтверждаемость прогноза составляет 88%. Из 28 скважин, расположенных за контуром аномалий, в 22 скважинах — «сухо», в 7 — получен продукт, прогноз подтвердился на 76%. В скважинах, которые попали на контур аномалий, соотношение 4:1.

В процессе интерпретации, для оценки перспектив нефтеносности площади исследования, авторы применили и ряд формальных способов прогноза залежей УВ по сейсмическим данным.

В рамках пакета Geo Frame (IESX) построены карты максимальных амплитуд и энергии сигнала по горизонту А и в нескольких интервалах ниже его. Наиболее информативными оказались карты максимальных амплитуд и суммарной энергии сигнала в окне горизонта А и А+25 мс. На графиках максимальных амплитуд по доюрским образованиям в интервале А- А+25 мс коэффициент корреляции составляет R2 = 0,9375 (рис. 4).

Рис. 4. График максимальных амплитуд доюрских образований в интервале А-А+25 мс

 

Анализируя полученное распределение точек значений по горизонту А, можно выделить две области: 1 интервал, который отвечает распространению по площади пород разного состава и возраста (КВ, гранитоиды, сланцы, их разновидности); 2 интервал — это преимущественно кварциты, кварцито-песчаники (рис. 4). Здесь следует отметить, что области распределения точек значений могут быть сугубо индивидуальны для каждой конкретной площади исследований.

На графиках перспективных областей коэффициент корреляции ещё выше и составляет 0,9562.

Картина на графиках перспективных областей для продуктивных доюрских образований получена в более узком диапазоне (рис. 5).

Рис. 5. График выделения перспективных областей для продуктивных доюрских образований

 

По шкале максимальных амплитуд по горизонту А значения укладываются в интервал от 1500 до 5000 у.е., по А — А+25 мс от 1000 до 5000 у.е. — первая область, от 5000 до 8000 у.е. вторая область. Исключение составляет скв. 138 Каменная, которая расположена в зоне схождения разломов северо-восточного простирания и широтного разлома, выделенного по магниторазведке. В скважине при испытании палеозойских отложений в интервале 2302–2350 м было получено 3,3 м3/сут нефти на динамическом уровне 1628 м. Именно местоположение скважины определило величину её показаний на графиках максимальных амплитуд и энергии сигнала. Практически на всех графиках сейсмических атрибутов скв. 138 Каменная существенно увеличивает диапазон соответствующих значений, хотя почти всегда находится непосредственно на линии аппроксимации (рис. 6).

Рис. 6. График выделения малоперспективных областей для доюрских образований. Звездочками обозначены скважины, пробуренные после 01.06.2006 года

 

К примеру, на графике энергии сигнала в интервале А — А+ 25 мс, построенном для продуктивных скважин, за счёт значений, снятых в скв. 138, произошло увеличение значений параметра в перспективной области до 10000 у.е. Всё это свидетельствует об аномальных акустических свойствах пород в районе пробуренной скважины. Явления такого рода могут встречаться на малоизученных территориях, и это необходимо учитывать при комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов. Значения по скважинам, пробуренным после составления итоговых карт, вполне удовлетворительно расположились относительно линии аппроксимации на всех трёх графиках, что является объективной проверкой выполненных построений (рис. 4–6).

Аномальное магнитное поле привлекалось нами не только для построения карты вещественного состава, но и для обоснования моделей залежей в доюрских образованиях. По характерным признакам, проявленным в магнитном поле, выделены дизъюнктивные нарушения, слабо или фрагментарно проявленные в волновом поле (рис. 7), уточняющие разломно-блоковое строение площади работ и вероятный тектонический контроль пред-полагаемых залежей УВ. В целом по площади магнитное поле отрицательное, изменяется от 20–30 нТл в районе скв. 61 и до 160 нТл с эпицентром в погруженной зоне, южнее Сеульской структуры, в районе скв. 173, 100.

Рис. 7. Выкопировка из карты аномального магнитного поля

 

Эксплуатационный участок в районе скв. 61 весьма уверенно оконтуривается изодинамой 25 нТл и по морфологическим признакам имеет форму структурного носа. Эта форма прослеживается в юго-западном направлении по изодинаме 60 нТл до скв. 12, а возможно и далее, до скв. 67. По аналогии с Емъеговской и Сиговской площадями такое поведение поля свидетельствует о вероятном нефтенасыщении разреза, возможно, коры выветривания по гранитам и кварцитам присклоновой формации [2]. Следует принимать во внимание, что магниторазведка даёт интегральный эффект по разрезу и что для привязки магнитовозмущающего объекта по глубине необходимо комплексирование полученных данных с материалами сейсморазведки.

Важнейший вопрос для прогноза и процесса поиска, разведки и эксплуатации месторождения, залежи — выявление достоверного контура нефтегазоносности в пределах изучаемой площади. К настоящему времени на Каменной площади пробурено около 30 разведочных и эксплуатационных скважин, часть из них показана на фрагменте рис. 8. В испытанных по коре выветривания скважинах получены притоки нефти от 0,5 до 200 м3/сут. В течение последних лет на месторождении ведётся опытно-промышленная эксплуатация данных отложений. После составления прогнозной карты в пределах сводовой части Каменного локального поднятия было пробурено шесть скважин, в трех скважинах в коре выветривания, по заключению ГИС, выделены нефтенасыщенные толщины. В скв. 4988 после ГРП был получен приток нефти 41 м3/сут. К сожалению, скважина проработала всего неделю и остановилась. Две другие скважины находятся в ожидании испытания. В остальных трех скважинах, по заключению ГИС, коллекторы не выделены. Однако, поскольку методика расчёта подсчётных параметров в палеозойских коллекторах на данное время практически отсутствует, без результатов испытаний подобные расчёты имеют оценочный характер.

Рис. 8. Фрагмент карты нефтеперспективных аномалий доюрского комплекса, выделенных по методике «Рельеф-2»

 

Выводы


Основным и обязательным условием объективной оценки нефтеносности доюрского комплекса является раздельное испытание нефтеперспективных по ГИС или керну интервалов. Отдельно должны проводиться испытания в интервалах залегания, выделенных авторами, различных по генезису комплексов. Первый комплекс отложений — собственно по коре выветривания, сформированной в сводовых частях поднятий и седловинах, далее склоновые образования — это собственная кора выветривания по коренным породам и снесённые с куполов отложения, присклоновые — переотложенные, привнесённые продукты разрушения с близлежащих структур.
Для повышения достоверности выявленных по сейсморазведке перспективных аномальных зон, для комплексного анализа с целью локального прогноза залежей УВ в доюрском комплексе и, учитывая сложность поискового объекта, предлагается проведение на площади исследований высокоточной гравиметрической съёмки м-ба 1:50 000, по сети 200 м на 1000 м. Предлагается концентрировать работы в пределах съёмки 2D и с привязкой к сейсмическим профилям. Погонный или квадратный километр гравиметрический съёмки по стоимости на порядок ниже сейсмического, хотя по информативности для целей локального прогноза залежей УВ практически не уступает, а на поисково-разведочном этапе иногда и превосходит по эффективности прогноза сейсморазведку 2D. По нашему мнению, изучение доюрских отложений без привлечения потенциальных полей просто недопустимо.
Следует также отметить слабое описание керна доюрских образований полевыми геологами, что создаёт определённые трудности при интерпретации материалов и составлении карты вещественного состава. Необходимы более полные и квалифицированные определения (включая возрастные) как по разведочным, так и по эксплуатационным скважинам.
Учитывая высокую сходимость выделенных по методике «Рельеф-2» нефтеперспективных аномалий с данными бурения, рекомендуется проводить данную обработку для доюрских отложений различного состава и генезиса.

На карте нефтеперспективности (рис. 8) видно «очаговое» распределение аномалий по площади. Генезис и концентрация аномалий в определённых местах пока с нашей стороны не находят достаточно убедительного объяснения.
При сопоставлении местоположения разведочных скважин относительно текто-нических нарушений и результатов испытаний доюрских отложений, приходим к выводу, что бурить скважины целесообразное не ближе, чем в 200–300 м от выделенных дизъюнктивов. Фильтрационно-емкостные показатели пород-коллекторов здесь будут, возможно, несколько ниже, но гораздо стабильнее. Условия проводки скважин будут, по-видимому, устойчивее, в этом случае практически исключается возможность провала инструмента, поглощение раствора в процессе бурения. В подобной геологической ситуации всегда существует вероятность рассеивания залежи, а значит, и значительное уменьшение дебитов в скважинах.
При анализе графиков максимальных амплитуд, суммарных энергий приходим к выводу, что в интервале 75–120 мс ниже горизонта «А» коэффициенты корреляции по всем глубоким скважинам на площади составляют 0,93, 0,90 и 0,91, соответственно. Такое распределение значений свидетельствует о том, что анализируемый интервал сложен практически однородными породами, которые на данной глубине имеют сходные акустические характеристики. Всё это свидетельствует о том, что преобладают в строении фундамента граниты.

Проведенные исследования показали, что при надлежащем подходе к интерпретации геолого-геофизических материалов по доюрским отложениям есть реальная возможность опоискования как ранее разбуренных площадей, так и вновь осваиваемых. Проблема нефтегазоносности доюрских образований становится всё более актуальной и требует дальнейшего серьёзного изучения научными и производственными организациями.

 

ЛИТЕРАТУРА


Авчан Г.М., Азаров С.С. Некоторые особенности кривой поля силы тяжести над нефтегазовыми залежами // Прикладная геофизика.- М.: Недра.- 1978.-№ 93.
Агафонов Ю.К., Ванисов А.М., Михайлов И.Н. и др. Оптимизация технологии геолого-поискового процесса для прогнозирования залежей углеводородов // Геология нефти и газа.- М.: Недра.-1990.- № 11.
Аширов К.Б., Хлуднев В.Ф. Перспектива прямых поисков залежей нефти и газа сейсморазведкой на базе учета физической неоднородности карбонатных коллекторов // Нефть и газ.-1984.-№ 3.
Ванисов А.М., Клопов А.Л. Особенности газогеохимических съёмок в Западной Сибири (в комплексе дистанционных и геофизических методов локального нефтепрогнозирования) // Вестник недропользователя ХМАО.-2005.-№16.-С. 35–42.
Иванов К.С., Фёдоров Ю.Н. и др. Новые данные о возрасте и составе метаморфических комплексов фундамента ЗСНГБ // Материалы Международной научной конференции (2-е чтения памяти С.Н. Иванова). — Екатеринбург.- 2006.
Поспелов В.В. Кристалли-ческий фундамент: геолого-гео-физические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности.- Москва-Ижевск: Институт комплексных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика».- 2005.
Фёдоров Ю.Н., Ванисов А.М. Анализ природы аномалий и расчет вероятности их подтверждения (с занесением контуров в ЭВМ) // Тр. ЗапСибНИГНИ.- Тюмень.- 1992.

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context