Содержание к диссертации
Введение
1. История изученности вопросов, поставленных в работе 12
2. Геологическое строение и нефтеносность терригенного девона 21
2.1. Тектоническая характеристика территории 21
2.1.1. Рельеф и строение кристаллического фундамента 21
2.1.2. Структурный комплекс осадочного чехла 25
2.1.3. Типы структур и ловушек нефти 35
2.2. Особенности палеогеографических факторов условий седиментации живетско-нижнефранских терригенных отложений девона 40
2.3. Общая гидро-геохимическая характеристика и нефтеносность различных горизонтов терригешюго девона 57
2.3.1. Гидрохимическая характеристика 57
2.3.2. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества 58
2.3.3. Нефтеносность 62
3. Латеральная и вертикальная неоднородность строения терригенного девона, его коллекторов и покрыт TTFK 70
3.1. Анализ изменения неоднородности продуктивных пластов 71
3.2. Закономерности изменения коллекторских свойств продуктивных пластов 97
3.3. Характеристика пород-покрышек 111
4. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности 117
Заключение 166
Список используемой литературы 170
- Структурный комплекс осадочного чехла
- Нефтеносность
- Закономерности изменения коллекторских свойств продуктивных пластов
- Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности
Введение к работе
Актуальность проблемы. По состоянию на 01.01.2012 г. основные промышленные запасы нефти на территории Удмуртской Республики сосредоточены в каменноугольных отложениях, являющихся высокоперспективными в пределах седиментационно-тектонических структур Камско-Кинельской системы впадин, однако возможность открытия новых прибортовых рифогенных структур ограничена. Для поддержания сырьевой базы республики существует острая необходимость прироста промышленных запасов нефти в менее изученных нижележащих девонских отложениях. В том числе большое внимание должно быть уделено поискам залежей нефти в терригенном девоне. Терригенные отложения девона являются одним из первоочередных объектов для открытия в них залежей нефти, тем более, что самые перспективные по современной оценке территории приходятся на районы с развитой нефтедобычей. Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти терригенного девона составляют 89,8 млн т (извлекаемые), что соответствует 9,5 % всех НСР нефти Удмуртии. В результате комплексные исследования условий формирования, современного геологического строения и перспектив нефтеносности терригенного девона на территории Удмуртской Республики являются актуальными. При этом важное значение имеют региональные и локальные особенности геологического строения и перспектив нефтеносности территории, позволяющие создать вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности оцениваемых объектов.
Цель работы. Целью диссертации является научное обоснование приоритетных направлений дальнейших поисков нефти в девонских терригенных отложениях Удмуртской Республики и разработка методов прогнозирования нефтегазоносности девонских терригенных отложений в выявленных и подготовленных к глубокому бурению локальных поднятиях.
Основные задачи.
-
Анализ основных черт тектоники территории Удмуртской Республики.
-
Рассмотрение особенностей палеогеографических факторов условий седиментации живетско-нижнефранских терригенных отложений девона.
-
Изучение латеральной и вертикальной неоднородности строения терригенного девона, его коллекторов и покрышек.
-
Районирование исследуемой территории по емкостным и фильтрационным свойствам терригенных коллекторов.
-
Разработка геолого-математических моделей для оценки нефтегазоносности девонских терригенных отложений в пределах локальных структур Северо-Татарского свода.
-
Ранжирование выявленных и подготовленных к глубокому бурению локальных поднятий Северо-Татарского свода по степени их нефтегазоперспективности.
-
Научное обоснование приоритетных направлений дальнейших поисков залежей нефти в девонских терригенных отложениях.
Научная новизна. Проведено районирование изучаемой территории по емкостным и фильтрационным свойствам коллекторов терригенного девона.
Установлены основные показатели, контролирующие нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных структур Северо-Татарского свода.
Впервые для территории Северо-Татарского свода построены индивидуальные вероятностные модели, описывающие нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных поднятий, разработаны модели прогнозирования нефтегазоносности локальных структур.
Выполнена оценка перспектив нефтеносности по ряду подготовленных к глубокому бурению и выявленных структур. Построена вероятностная карта перспектив нефтегазоносности девонских терригенных отложений Северо-Татарского свода.
Защищаемые положения.
-
Комплекс показателей, контролирующих нефтеносность девонских терригенных отложений в пределах локальных структур Северо-Татарского свода.
-
Вероятностно-статистические модели для прогноза нефтегазоносности локальных структур в девонских терригенных отложениях.
-
Приоритетными направлениями для дальнейших поисков нефти являются тектонические и неотектонические активные зоны Северо-Татарского свода и Верхнекамской впадины
Практическая значимость и реализация работы. Установленные региональные закономерности изменений коллекторских свойств девонских терригенных отложений могут служить обоснованием подсчетных параметров для оценки перспективных и прогнозных ресурсов нефти на исследуемой территории. Аргументирована необходимость построения многомерных статистических моделей для прогноза нефтегазоносности девонских терригенных отложений. Разработаны конкретные рекомендации к планам дальнейших первоочередных геологоразведочных работ в терригенном девоне. Результаты исследований вошли в три научно-исследовательских отчета КамНИИКИГС по тематике Мингео СССР, ОАО «Удмуртгеология».
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на VI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (Пермь, 1979); на VII научно- технической конференции молодых ученых и специалистов (Пермь, 1980); на конференции молодых ученых и специалистов ВНИГНИ (Москва, 1982); на IX научно-технической конференции ученых и специалистов (Пермь, 1983); на региональной научной конференции «Геология Западного Урала на пороге XXI века» (Пермь, 1999); на региональной научно-практической конференции «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (Пермь, 2000); на региональном совещании «Основные направления геологоразведочных работ в Поволжско-Прикаспийском регионе на 2002 год и последующие годы» (Саратов, 2000); на региональной научно-практической конференции «Проблемы и перспективы геологического изучения и освоения мелких нефтяных месторождений» (Ижевск, 2002).
Во время выполнения работы автор пользовался консультациями и советами докторов геолого-минералогических наук, профессоров И.В. Пахомова, В.М. Проворова, Т.В.Карасевой, кандидатов геолого-минералогических наук М.М. Балашовой, В.П. Потапова, М.В. Проворова, сотрудников КамНИИКИГС Ш.В. Абашева, Н.В. Медведевой, Л.В. Мягковой. Особо признателен автор доктору геолого-минералогических наук, профессору В.И. Галкину за его научное руководство исследованиями.
Фактический материал. Район исследований охватывает территорию Удмуртской Республики. Диссертационная работа составлена на основе обширного материала буровых, геофизических и исследовательских работ. Диссертационная работа основывается на результатах исследования кернового и промыслово-геофизического материала свыше 350 глубоких скважин. Автором изучены разрезы скважин по комплексу промыслово-геофизических данных (более 2000 пластопересечений) с учетом кернового материала, систематизированы и обработаны данные 5000 определений коллекторских свойств, выполненных в КамНИИКИГС и других организациях. Автором использованы опубликованные и фондовые материалы ОАО «Удмуртгеология», треста «Татнефтегазразведка», ВНИГНИ, КамНИИКИГС и других организаций.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 183 стр. машинописного текста, иллюстрирован 50 рисунками, 19 таблицами. Список литературы включает 131 наименование.
Структурный комплекс осадочного чехла
В строении осадочного чехла Восточно-Европейской платформы обычно выделяются три комплекса: 1) вендско-нижнедевонский; 2) среднедевонско-верхнетриасовый; 3) нижнеюрско-кайнозойский, время формирования которых отвечает каледонскому, герцинскому и альпийскому этапу развития, а рубежи между ними, в течение которых происходила смена структурного плана, соответствующим эпохам складчатости.
Рифейский этаж нивелирует авлакогены (Калтасинский, Казанско-Кажимский, Средне-Русский и др.) и является переходной структурной единицей между комплексами фундамента и осадочного чехла, т.к. по своему развитию, строению и степени метаморфизма занимает промежуточное положение. Рифей залегает трансгрессивно и с крупными угловыми несогласиями на кристаллическом фундаменте. Его развитие контролируется глубинными разломами фундамента, сопровождающимися проявлениями вулканизма. Мощность рифейского этажа колеблется от 300 до 600 м.
Породы вендского структурного этажа «плащеобразно» перекрывают нижележащие породы фундамента и рифея. Вендские отложения отсутствуют на преобладающей части систем сводовых поднятий. Если в Мамадышско-Кокарском грабене Северо-Татарского свода развит рифей, то севернее, в Кильмезском прогибе предполагается наличие венда. Субширотная Обвинская система глубинных разломов в ранне-и поздне-байкальские этажи развития играла роль своеобразного «шарнира». К югу от него развита многокилометровая толща рифея Калтасинского авлакогена, а венд весьма маломощен вплоть до отсутствия его в эрозионно-тектонических «окнах» рифея среди поля развития венда. К северу от «шарнира» рифей практически отсутствует, а мощность венда интенсивно нарастает до 500-700 и более метров.
Эйфельско-триасовый структурный этаж изучен наиболее хорошо. Его породы трансгрессивно перекрывают: вендские породы - на востоке Верхнекамской впадины, рифейские - на западе Калтасинского авлакогена и кристаллический фундамент - на Северо-Татарском своде. Мощность этажа с запада на восток Удмуртской Республики возрастает с 1700 до 2300 м, особенно увеличиваясь на юге Верхнекамской впадины. Все количественно оцененные на 01.01.2009 г. потенциальные ресурсы нефти приурочены к этому структурному этажу.
По условиям залегания осадочного чехла на территории Удмуртской Республики выделяются две структуры I порядка: Северо-Татарский свод и Верхнекамская впадина (рис. 2.2,2.3).
Северо-Татарский свод, за исключением Немского погребенного выступа, выделен на всех структурных этажах. В пределах свода фиксируется сокращение мощности палеозойских отложений. Наблюдается значительное уменьшение мощности тер-ригенных отложений среднего и верхнего девона, сопровождающееся выпадением ряда горизонтов из разреза. Крупные размывы установлены в подошве визейского и башкирского ярусов, в подошве верейского горизонта и в основании верхнепермских отложений. Они обуславливают некоторое структурное несоответствие различных структурных ярусов.
В осадочном чехле Северо-Татарский свод постепенно погружается на север до Чепецкой погребенной седловины, проявляющейся от поверхности фундамента до франского яруса девона включительно. Восточная граница свода определяется наиболее крутыми участками залегания палеозойских пород и их додевонского ложа (рис. 2.4).
От Южно-Татарского свода Северо-Татарский отделен Ніюіснекамской зоной линейных дислокаций. Она на северо-западе ограничена Мамадышско-Кокарским прогибом, а на юго-востоке - Алтунино-Шунакским прогибом. Сочетание пликативных и дизъюнктивных дислокаций фундамента предопределило развитие Решетниковско Нылгинского, Глазово-Можгинского, Покровского, Бондюжско-Елабужского, Усть-Икского и Новоелховско-Азевского приразломных валов. Приразломные валы Нижнекамской зоны линейных дислокаций асимметричны, крутые крылья приурочены к разломам фундамента и одновременно являются бортами девонских грабенообразных прогибов.
К настоящему времени девонские грабенообразные прогибы (в литературе известны также как грабены, микрограбены) наиболее детально изучены в Башкирии и Татарии [11, 65, 66, 76, 125 и др.]. Девонские грабены установлены также в Оренбургской, Самарской областях, Пермском крае. Характерными их чертами являются: большая протяженность (десятки километров) при малой ширине (от 0,5 км до 2-3 км); наличие центрального опущенного блока и приподнятых бортовых блоков; осложнение бортовых зон разрывами, прослеженными в различных стратиграфических диапазонах: от додевона до карбонатных отложений девона и выше; увеличенные мощности отдельных горизонтов в пределах центрального блока и др.
Грабенообразные прогибы оказали значительное влияние на размещение нефтяных залежей в терригенных отложениях девона на Южно-Татарском своде и в Бирской седловине на территории Башкортостана. Выполненные плотными глинами и аргиллитами прогибы служили региональными экранами на пути движения флюидов, что в сочетании со структурными осложнениями и литологическими неоднородностями продуктивных пластов способствовало формированию залежей нефти вдоль их юго-восточных бортов. Несмотря на то, что экранирующая способность прогибов была высокая, они не являлись неопределимым препятствием на пути движения углеводородов [76]. Грабенообразные прогибы служат не столько экранами при миграции нефти, сколько являются благоприятным фактором образования приподнятых валообразных зон вдоль их бортов. Этим частично объясняется наличие нескольких параллельных зон нефтенакопления, контролируемых верхнедевонскими грабенообразными прогибами.
В результате изучения природы девонских грабенообразных прогибов многие исследователи придерживаются мнения о ведущей роли разломов в их формировании. Не подлежит сомнению, что девонские грабены образовались в результате растяжения земной коры. Одни исследователи вслед за В.В. Белоусовым [17] считают, что горизонтальное растяжение коры с образованием грабенов могло быть производным от ее длительных восходящих тектонических движений в районах крупных положительных структур. По мнению Ф.И. Хать-янова [125], происхождение грабенов связано с первично горизонтальным растяжением земной коры вследствие действия первичных тангенциальных сил. Под влиянием этих сил растяжение коры сопровождалось ее сжатием в субмеридиональном направлении, что привело к образованию широтной системы разрывов и поперечных горизонтальных сдвигов (до 3 км) различных частей микрограбенов. К узлам пересечения бортов грабенов с поперечными дислокациями и приурочены залежи нефти.
В.М. Проворов и Г.Г. Кассин [84] считают, что растяжение земной коры могло происходить при сложном взаимодействии первично вертикальных тектонических движений, вызванных эндогенными силами, с первично горизонтальными движениями блоков земной коры, возникавшими под воздействием тангенциальных сил Земли. В результате такого взаимодействия в возможном образовании девонских грабенов могли участвовать и вторичные тектонические движения блоков коры, как производные от первичных. Логично предположить, что растяжение земной коры в северных районах Урало-Поволжья наиболее интенсивно могло происходить прежде всего на обширных гомоклина-лях, разделявших зоны ее устойчивого воздымания и погружения.
Как указывал М.П. Биллингс [18], гравитационное «сползание» отдельных частей сводов и моноклиналей в сторону длительно погружающихся впадин и прогибов, по-видимому, часто сопровождалось вращением блоков консолидированной коры. Хотя развороты блоков вокруг субгоризонтальных осей, расположенных в подошве консолидированной толщи фундамента, незначительны, они вполне достаточны для образования региональных разрывов или грабенов в подсаргаевской части геологического разреза.
В Башкортостане одновременно с грабенообразными прогибами северовосточного простирания образовались осложняющие их локальные поднятия, которые служили ловушками для скопления нефти. Поднятия северо-восточного простирания в виде линейно вытянутых цепочек непосредственно примыкают с востока к погребенным разломам, имеют асимметричное строение (крутые западные крылья) и небольшие амплитуды (5-15 м и редко 30 м). Многие из них, не замыкаясь, переходят в структурные носы и террасы.
Нефтеносность
Рассматриваемые терригенные девонские отложения входят в состав эмеско-тиманского терригенного нефтегазоносного комплекса. Основными продуктивными отложениями комплекса являются коллекторы пашийского и таманского горизонтов. Региональной покрышкой залежей нефти служат глинисто-карбонатные породы верхней части таманского и нижней части саргаевского горизонтов.
На изучаемой территории в разные годы в терригенном девоне было открыто 20 месторождений нефти, в том числе на одном - в муллинских отложениях (Граховское), на двух - в пашийском горизонте (Архангельское и Южно-Архангельское), на одном -в ардатовских, пашийских и таманских отложениях (Чубойское), на остальных 16 — только в таманском горизонте.
Большая часть месторождений (12 из 20) расположена в пределах Нижнекамской зоны линейных дислокаций Северо-Татарского свода. Для этой территории характерна высокая тектоническая активность, вследствие чего девонские структуры иногда разбиты на отдельные блоки, к каждому из которых приурочена, как правило, изолированная залежь. Как и на территории Татарстана и Башкортостана, в пределах Удмуртии на Северо-Татарском своде ряд нефтяных залежей тяготеет к бортам девонских грабенообразных прогибов (Архангельское, Нылгинское, Решетниковское, По-кровское, Ильинское, Логошурское, Тимеевское месторождения).
В центральной части Удагуртии расположены Быковское, Коробовское, Ижевское, Есенейское, Азинское, Тукмачевское, Николаевское месторождения. По верхне-франско-турнейским отложениям здесь, как и на территории Нижнекамской зоны, расположены внутриформационные впадины Камско-Кинельской системы. Девонские структуры в этом регионе являются погребенными или под рифогенными постройками верхнефранско-фаменского возраста (Ижевское, Тимеевское месторождения), или под мощной толщей терригенных пород, выносившихся в турнейское время с Северо-Татарского свода во впадину и заполнивших межрифовое пространство с образованием структурных форм, отличных от подстилающих пород (Тукмачевское, Есенейское, Азинское месторождения). Это привело к несовпадению структурных планов терри-генного девона и карбона и, как следствие, к сложностям с картированием девона.
В северной половине Удмуртии имеются большие по площади девонские структуры; здесь же отмечаются увеличенные по сравненшо с более южными районами мощности пластов Д-0, Д-І. Однако залежи в них отсутствуют за исключением Чубойской.
Все известные залежи нефти мелкие, контролируются тектоническими структурами. Характерной особенностью залежей в терригенном девоне является их малая амплитуда (до 15-20 м). Более половины залежей относятся к пластовым сводовым (Чубойское, Николаевское, Быковское и другие месторождения), но часть залежей имеет более сложное строение. В частности, это объясняется наличием тектонических нарушений, разбивших структуры на отдельные блоки. Эти нарушения (преимущественно сбросы) прослежены по сейсмическим данным (Решетниковское, Покровское, Есенейское и другие месторождения); в отдельных случаях их существование доказано бурением.
Залежь Ижевского месторождения - структурно-литологическая. На Решетни-ковском и Азинском месторождениях в процессе разведки залежей кроме тектонических нарушений установлено литологическое замещение продуктивных пластов, что позволяет считать эти залежи не только тектонически экранированными, но и струк-турно-литологическими. Под структурно-литологическими залежами нами понимаются такие залежи, формирование которых связано с локальными поднятиями, но в которых площадь литологического замещения нефтяного пласта составляет не менее 25%. Граховская нефтяная залежь - стратиграфически ограниченная. Здесь ввиду глинизации потенциально нефтеносного пласта Д-0 продуктивный муллинский пласт Д-П залегает непосредственно под региональной тиманско-саргаевской покрышкой.
Гипсометрическое положение залежей показывает, что в Удмуртии девонские залежи наиболее глубоко залегают в Верхнекамской впадине, где водонефтяной контакт (ВНК) залежей составляет на Тукмачевском месторождении минус 1883-1889, Николаевском - 1880 м, Есенейском - 1840 м, Азинском - 1820 м, Ижевском - 1784 м. При движении на запад в сторону Северо-Татарского свода залежи залегают на более высоких отметках и их ВНК достигает на Быковском минус 1738 м, Южно-Люкском -1714 м, Областновском - 1697,5-1699 м, Тимеевском - 1644 м, Архангельском - 1641 м и на Покровском - 1484 м.
Анализ распределения нефтеносности в терригенной толще девона показывает, что подавляющее число нефтепроявлений и промышленных скоплений нефти связано с верхней тиманско-пашийской частью комплекса. В живетском ярусе залежи открыты только на двух месторождениях, а нефтепроявления встречены еще на пяти площадях (табл. 2.1). Такая концентрация нефтеносности свидетельствует о том, что вся девонская терригенная толща представляет собой гидродинамически связанную систему с региональной глинисто-карбонатной покрышкой тиманско-саргаевского возраста. Изучаемая толща терригенного девона имеет сложное геологическое строение. Глинистые пачки, разделяющие алеврито-песчаные пласты, часто не выдержаны по площади; при наличии размывов в кровле горизонтов песчаные пласты сообщаются между собой, что подтверждается приуроченностью основных известных на сегодня залежей нефти в терригенной толще к верхним пластам, лежащим непосредственно под региональной покрышкой, что характерно для нефтегазоносного комплекса с завершенным циклом перераспределения нефти [39, 99]. Исходя из этого, наибольший интерес представляют тиманско-пашийские резервуары, расположенные под региональной покрышкой.
Рассмотрим распределение залежей и нефтепроявлений по пластам и тектоническим элементам в зависимости от районирования территории по качеству коллекторов (табл. 2.1).
Судя по выше приведенным данным, характерным для данной территории является приуроченность как промышленных, так и непромышленных нефтепроявлений к зонам низко- и среднепроницаемых, низко- и среднеемких коллекторов, а зоны высокопроницаемых и высокоемких коллекторов характеризуются практически полным отсутствием скоплений углеводородов.
В отложениях терригенного девона на изучаемой территории встречены нефти плотностью 0,830-0,986 г/см3. Нефти преимущественно сернистые (0,36-2,86%), содержание смол составляет 8-20%, асфальтенов - 1-3,5%, парафинов - 1-4,2%, выход бензинов- 13-32%. По физико-химическим свойствам можно выделить 3 группы неф-тей, причем нефти Северо-Татарского свода встречаются как в первой, так и во второй группе.
Первая группа - нефти, приуроченные к центральной части Верхнекамской впадины (Ижевское, Есенейское, Азинское и другие месторождения) и Северо Татарскому своду (Архангельское, Южно-Архангельское, Нылгинское, Логошурское и Ильинское месторождения). Интервал глубин залегания этих нефтей 1792-2090 м. Здесь встречены более легкие по сравнению с остальной территорией нефти (0,83-0,87 г/см3), малопорфиринистые, с высоким отношением смолы/асфальтены (7,3-12,0). Выход бензина составляет 23-31%. Обращает внимание высокая сернистость нефтей при невысоком содержании порфиринов. Нефти метаново-ароматические. Нефти Архангельского месторождения характеризуются повышенным содержанием изопренов, что является признаком близости к зонам генерации.
Сопоставление свойств и состава нефтей первой группы терригенного девона Удмуртии с нефтями близлежащих месторождений Татарстана (Салаушское, Озерное, Бондюжское, Комаровское, Елабужское месторождения) и Пермского края (Мало-усинское и Андреевское месторождения) позволило отметить, что они (нефти первой группы) являются наиболее легкими с лучшими товарными качествами. Характер изменения свойств нефтей в соответствии с принципом дифференциального улавливания (увеличение плотности, смолистости, сернистости, уменьшение длины цепи углеводородов) в северном, юго-западном и юго-восточном направлениях от зоны распространения нефтей первой группы свидетельствует о возможном перемещении флюидов из центральной и южной части Верхнекамской впадины.
Закономерности изменения коллекторских свойств продуктивных пластов
Ранее было показано (глава 1), что в большинстве случаев проведенное картирование территории по качеству коллекторов, а также существующие классификации пород-коллекторов, как правило, учитывают фильтрационные свойства и коллекторские параметры последних. При этом, как пишет А.И. Кринари [56], следует использовать «такие категории параметров, которые характеризуют только породу и не зависят ни от способа их определения, ни от физико-химических особенностей флюида». Подобными параметрами являются открытая пористость и газопроницаемость.
Коэффициент открытой пористости является основным параметром, характеризующим емкостные свойства пород-коллекторов. Используя керновый и каротажный материал, автором настоящей работы проведена оценка пористости продуктивных пластов практически по всем скважинам изучаемой территории. Для доказательства возможности применения полученных значений пористости, определенных по керну и геофизическим данным, или оценки влияния метода определения на величину полученных значений пористости в работе [1] опробован дисперсионный анализ - однофакторный равномерный комплекс [35]. Проведенной проверкой по пластам Д-0 и Д-І доказано, что вычисленный показатель достоверности намного меньше табличного, то есть расхождение между сравниваемыми величинами пористости по керну и геофизическим данным несущественно, результаты эти однородны и могут быть объединены при вычислении средних значений пористости пластов.
В большинстве случаев в качестве основного параметра при создании классификационной системы коллекторов выбирается коэффициент проницаемости. Так, классифицируя поровые коллекторы терригенной толщи девона Татарии, А.И. Кринари [55, 56] выделил следующие классы коллекторов:
- высокопроницаемые - более 1000 фм2,
- среднепроницаемые - 100-1000 фм2,
- низкопроницаемые-1-100фм,
- весьма низкопроницаемые (неколлекторы) - менее 1 фм2.
В практике лаборатории петрофизики КамНИИКИГС принято, что среднепро-ницаемые породы характеризуются проницаемостью 100-500 фм , а высокопроницае-мые - 500-1000 фм , что и принимается в данной работе.
Границы классов пористости выделены с учетом связи данного параметра с проницаемостью [1]. По имеющимся эмпирическим данным соотношение рассматриваемых параметров может быть отражено в следующем виде (табл. 3.2).
Выделенные классы (подклассы) пород по пористости соответствуют или очень близки таковым в классификации А.И. Кринари [55, 56]. Существенным отличием является граница между среднеемкими и высокоемкими коллекторами. Различие это объясняется изменением границы классов по проницаемости (с 1000 фм на 500 фм ). Данные табл. 3.2 показывают, что разделить породы-коллекторы так, чтобы было полное соответствие классов по пористости определенным классам по проницаемости, часто не представляется возможным. В связи с этим, при отсутствии эмпирических данных с некоторой долей условности для оценки фильтрационных возможностей продуктивных горизонтов зоны низкоемких коллекторов (10-17%) классифицировались как низкопроницаемые (1-100 фм2), зоны среднеемких (17-21%) - как среднепро-ницаемые (100-500 фм ), зоны высокоемких (более 21%) - как высокопроницаемые (500-1000 фм ). В ряде случаев, чтобы не завышать оценку фильтрационных характеристик, области вероятного распространения средне (высоко) емких коллекторов классифицировались как низко (средне)- емкие, то есть ниже на один класс.
Информативной характеристикой емкостных свойств природных резервуаров может служить величина, равная произведению коэффициента пористости на мощность и на площадь [80]. Произведение перечисленных величин представляет поровый объем природного резервуара на некоторой площади
Для удобства сравнения емкостных свойств коллекторов и исходя из коллектор-ских возможностей исследуемой территории В.П. Потаповым [81] была введена еле-дующая их градация по величине удельного порового объема: меньше 0,5 м - разви-тие коллекторов весьма низкой емкости, 0,5-1 м - низкой емкости, 1-4 м - средней емкости и свыше 4м- высокой емкости.
Согласно этим положениям автором работы проведена оценка емкостных и фильтрационных возможностей продуктивных пластов, проведено районирование изучаемой территории по качеству коллекторов.
На всех приведенных зональных картах проницаемости продуктивных горизонтов (рис. 3.18, 3.19, 3.20, 3.21, 3.22) фильтрационные способности пород оценены согласно принятой классификации:
- зона низкопроницаемых коллекторов - 1-100 фм2,
- зона среднепроницаемых коллекторов - 100-500 фм2,
- зона высокопроницаемых коллекторов -500-1000 фм2.
Предусмотрено, что в случае появления пластов с проницаемостью более 1000 фм они могут быть проклассифицированы как весьма высокопроницаемые.
Фильтрационные возможности пластов Д-Ш+IV и Д-П во многом аналогичны (рис. 3.18, 3.19). В пределах изучаемой территории наибольшее распространение имеют среднепроницаемые коллекторы, на отдельных участках возможно переходящие в высокопроницаемые (Кулигинская, Яганско-Бурановская, Акаршурская и другие площади). В пределах восточной части изучаемой территории получили развитие низкопроницаемые коллекторы.
Судя по карте проницаемости пласта Д-І (рис. 3.20), на некоторых восточных и юго-восточных (вплоть до Сушино) площадях изучаемой территории выделяются низкопроницаемые коллекторы. Для большей части территории характерны среднепрони-цаемые коллекторы. Зоны высокопроницаемых коллекторов прослеживаются вдоль восточной границы Северо-Татарского свода и на Кулигинской площади.
На карте проницаемости пласта Д-0 (рис. 3.21) видно, что вблизи Северо-Татарской суши и на востоке и юго-востоке Удмуртии, вплоть до Есенейской и Чутыр-ской площадей коллекторы оцениваются как низкопроницаемые. Для всей остальной территории характерны, в основном, среднепроницаемые коллекторы, а высокопроницаемые зафиксированы лишь в единичных скважинах.
На карте удельных поровых объемов пласта Д-Ш+IV (рис. 3.23) показано, что для Верхне-Обвинской зоны Верхнекамской впадины, а также Кокарской, Гордошур-ской, Боголюбовской, Петровской площадей, скв. 14 Постол на Северо-Татарском своде характерны высокоемкие коллекторы, переходящие, вероятно, к области древней суши в среднеемкие коллекторы. На остальной исследуемой территории наибольшим распространением пользуются среднеемкие коллекторы. В пределах восточной и юго-восточной части Удмуртии распространены низкоемкие (Казаковская, Голюшурмин-ская, Киясовская, Ермолаевская, Кырыкмасская, Дебёсская площади) и весьма низкоемкие (Камбарская, Вятская, Июльская, Мишкинская площади) коллекторы.
Закономерности развития коллекторов пласта Д-П во многом схожи с вышеописанными (рис. 3.24): в пределах Ягульской, Южно-Киенгопской площадей и Верхне-Обвинской зоны Верхнекамской впадины и вдоль восточного склона Северо-Татарского свода также выделяется зона высокоемких коллекторов, переходящих к области древней суши в среднеемкие. На остальной территории наибольшим распространением пользуются среднеемкие коллекторы. На востоке и юго-востоке изучаемой территории распространены низкоемкие (Вятская, Ельниковская, Июльская площади, скв. 19 Евсино) и весьма низкоемкие коллекторы (Июльская площадь).
Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности
После рассмотрения тектонических и палеогеографических особенностей районов распространения отложений терригенного девона, а также неоднородности строения необходимо оценить их влияние на перспективы нефтегазоносное изучаемой территории. Вышеперечисленные факторы можно выразить через ряд показателей, например, относительное гипсометрическое положение территории, мощность осадка, песчанистости и расчлененность разреза и ряд других. Вместе с тем, геологические факторы, которые учитываются при выявлении перспективно нефтегазоносных участков, в значительной мере сводятся к оценке подземного резервуара - пород-коллекторов, их пористости и проницаемости, а также морфологических особенностей ловушки. Из этих параметров особенно важен последний, поскольку именно морфологические особенности ловушки обуславливают локализацию поисково-разведочных работ как в разрезе, так и по площади. В связи с этим вызывает практический интерес влияние размеров, площади, амплитуды ловушки на ее неф-тегазоносность.
При разработке вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносное локальных структур необходимо решить две задачи: первая состоит в том, что необходимо верно отобрать те структуры, которые наилучшим образом описывают их нефтегазоносность, и вторая - выявить те показатели, которые контролируют нефте-газоносность структур. Отметим, что эти задачи во многих случаях между собой связаны. Для решения первой задачи в нашем распоряжении имеется 42 эталонные структуры, на которых пробурены скважины и имеется информация по нефтегазоносное терригенных девонских отложений. Из 42 структур 18 содержат залежи нефти в терригенных девонских отложениях (нефтяные структуры), остальные 24 структуры залежей нефти в этих отложениях не содержат(пустые структуры). Кроме того, имеются 18 прогнозных структур, из них 8 структур подготовлены к глубокому бурению, а 10 структур выявлены сейсморазведкой 2D. По всем этим структурам имеется информация по следующим показателям: площадь ловушки - S, амплитуда ловушки -А и интенсивность ловушки - A/S размеры длинной и короткой осей структур-ІД Lk, наикратчайшее расстояние от геометрического центра структуры до ближайшего разлома - Ьразл , абсолютные отметки кровли пласта - Икр абсолютные отметки подошвы пласта - Нпод, общая мощность пласта - Мо, эффективная мощность пласта - Мэф, коэффициент песчанистости - Кпес, коэффициент расчлененности - Красч, коэффициент пористости - Кпор, коэффициент проницаемости - Кпроп.
Решение первой и второй задач выполним совместно. Для этого по анализируемым показателям, характеризующим особенности локального геологического строения структуры, были вычислены средние значения, среднеквадратичные отклонения для нефтяных и «пустых» структур и с помощыо критерия t выполнена оценка степени их влияния на нефтегазоносность. Будем считать, что чем больше по критерию / разделяются средние значения, тем более сильно они «контролируют» нефтегазоносность структур. По рассматриваемым показателям на первом этапе локального прогноза были построены индивидуальные вероятностные модели. Примеры построения таких вероятностных моделей приведены в работах [26, 27, 51]. Здесь рассмотрим построение индивидуальных вероятностных моделей на конкретном примере. Пусть имеется выборка девонских терригенных локальных объектов, которая описана с помощыо вышеприведенных характеристик. Относительно этих структур известно, что одни из них принадлежат к 1-му классу (нефтяные структуры), другие - ко 2-му классу («пустые» структуры). Построением моделей решается задача отнесения объектов к одному из классов по совокупности (набору) показателей, характеризующих локальный объект. На первом этапе построения индивидуальной вероятностной модели для классов 1 и 2 строятся гистограммы по показателям, например - S, которая имеет размерность - км2, размерность амплитуды структуры - А - м. Другие показатели также имеют различные размерности (табл. 4.2). Поэтому для приведения используемых показателей в единую систему был использован вероятностный подход. Для всех показателей определялись оптимальные величины интервалов варьирования с использованием формулы Стерджесса. Рассмотрим случай, когда для этих целей взят один показатель - S. На первом этапе построения вероятностной модели для классов 1 и 2 строятся гистограммы по S. Оптимальные величины интервалов значений показателя S вычисляются по формуле Стерджесса
Затем в каждом интервале определяются вероятности принадлежности к 1-му классу. Далее интервальные вероятности принадлежности к 1-му классу сопоставляются со средними интервальными значениями показателя. По этим данным вы-считывается парный коэффициент корреляции R и строится уравнение рефессии. При построении моделей выполняется их корректировка, из условия, что среднее значение для 1-го класса должно быть больше 0,5, а для 2-го класса - меньше 0,5. Уравнения рефессии по всем изучаемым показателям приведены в табл. 4.2. Примеры фафических изображений по показателям S и Ьразл - на рис. 4.1, по показателям Ld, Lk на рис. 4.2.
Из табл. 4.3 видно, что ни по одному вероятностному показателю полностью разделить выборку на 2 непересекающиеся части по величине 0,5 не представляется возможным.
Для более полного анализа полученных значений индивидуальных вероятностей вычислим значения коэффициентов корреляции R между ними для нефтяных и «пустых» структур (табл. 4.4).
Из табл. 4.4 видно, что для нефтяных структур из 91 вычисленных значений R 22 являются статистически значимыми, для пустых структур при наличии аналогичного количества значений R значимых связей несколько больше - 27. Наиболее сильно отличаются связи для нефтяных и пустых структур между показателями вероятности Р(А /Sm) и Р(Красч), P(Ld) и Р(Красч), Р(Кпор) и Р(Кпес), Р(Красч) и Р(Нкр). Пример графического соотношения между Р(Красч) и Р(Нкр) приведен на рис. 4.3. Отсюда видно, что соотношения между Р(Красч) и Р(Нкр)дщ нефтяных и пустых структур значительно отличаются не только по тесноте связи, но и по виду уравнений регрессии. Возможность такого подхода для решения аналогичных задач приводится во многих работах [90 и др.]. Значение xiV как видно из табл. 4.5, больше табличного. Таким образом, по критериям /и f комплексный критерий Ркомп(щ=2) является информативным. Верность правильного распознавания составила 66%, при этом первый класс структур распознается хуже, чем второй (табл. 4.5). При т = 3 к выше используемым вероятностям присоединилась вероятность Р(Югроп) (табл. 4.5). Отметим, что и при т = 3 критерий Ркомп (т=з является информативным, как по критерию /, так и по х2. Верность правильного распознавания составила 64%, при этом первый класс, как и при т = 2, распознается хуже, чем второй (табл. 4.5). При увеличении т от 4 до 7 для нефтяных структур средние значения комплексных вероятностей закономерно повышаются от 0,591 до 0,603, далее остаются практически постоянными (табл. 4.5). Для пустых структур при т от 4 до 11 средние значения комплексных вероятностей закономерно уменьшаются от 0,438 до 0,397, далее остаются практически постоянными (табл. 4.5).Во всех рассмотренных вариантах критерий Ркомп(т=4.щ остается информативным. Правильность распознавания по вероятностям, вычисленным по этим данным, составляет 72-58%, при этом необходимо отметить, что при этом класс нефтяных структур распознается хуже, чем пустых (табл. 4.5). Значения Ркомп по обучающей выборке приведены в табл. 4.6.
Из табл. 4.6 видно, что ни по одному комплексному вероятностному показателю полностью разделить выборку на 2 непересекающиеся части по величине 0,5 не представляется возможным. Поэтому для разработки индивидуальных вероятностных моделей, и решения первой задачи прогноза, применим вариант, в котором в качестве эталона использовать только те структуры, у которых по Ркомп во всех рассматриваемых вариантах для нефтяных структур значение больше 0,5, у пустых структур - меньше 0,5 .Таким образом, количество эталонных нефтяных структур составило 9, пустых -17.
Из табл. 4.10 видно, что если ни по одному из 5 вероятностных критериев полностью разделить выборку на 2 непересекающиеся части по величине 0,5 не представляется возможным, то по комплексному критерию РкомП(т=5) выборка полностью делится на 2 непересекающиеся части по величине 0,5. При этом отметим, что если для пустых структур основное их количество характеризуется значениями менее 0,2, то для нефтяных структур наиболее характерно значение РкалШ(т=5) больше 0,8 .Таким образом, будем считать, что 2 выше перечисленные задачи выполнены.
Для контроля полученных значений вероятностей применим метод пошагового линейного дискриминантного анализа (ШГДА). Примеры использования ПЛДА для решения подобных геологических задач приведены в работах [90 и др.]. Расчеты с помощью ПЛДА выполним в двух вариантах: первый вариант по всей выборке, второй - по обоснованной выше выборке. Возможность построения линейной дискриминантной функции сводится к следующему. Если обозначить через Хи- значение переменной с номером / в точке наблюдения с номером j , взятой из выборки 1 класса, то в результате может быть получена матрица W\ порядка т\\.щ результатов наблюдений над этой выборкой
