Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Построение модели прогноза зональной нефтегазоносности верхнеюрских отложений по геохимическим данным . 5
Глава 2 Построение моделей прогноза зональной нефтегазоносности по характеристикам васюганского нефтегазоносного комплекса 22
Глава 3 Построение зональных моделей прогноза нефтеносности по гипсометрическим отметкам пластов . 50
Глава 4 Построение моделей прогноза нефтегазоносности по толщинам пластов 79
Глава 5 Построение комплексных моделей прогноза нефтегазоносности . 98
Заключение 121
Список использованной литературы 122
- Построение модели прогноза зональной нефтегазоносности верхнеюрских отложений по геохимическим данным
- Построение моделей прогноза зональной нефтегазоносности по характеристикам васюганского нефтегазоносного комплекса
- Построение зональных моделей прогноза нефтеносности по гипсометрическим отметкам пластов
- Построение моделей прогноза нефтегазоносности по толщинам пластов
Введение к работе
Актуальность проблемы. На территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» в связи с возрастающей степенью изученности значительно усложнились условия поисков месторождений нефти и газа, так как все крупные и средние антиклинальные ловушки в основном обнаружены и опоискованы глубоким бурением. Определенный резерв углеводородов может быть связан со сложнопостроенными ловушками в верхнеюрских отложениях. Васюганская толща на данной территории вскрыта рядом скважин, часть из которых располагается в зонах, где эти отложения нефтеносны, а часть – на площадях, где нефтеносность отсутствует. Для повышения успешности поисковых работ необходимо их научное обоснование на основе количественной оценки нефтегазоносности недр с учетом условий формирования и закономерностей размещения скоплений углеводородов. Достоверный прогноз нефтегазоносности верхнеюрских ловушек можно осуществлять за счет использования различных по геологическому смыслу критериев. При использовании различных критериев необходим единый подход к совместному использованию разнородной информации, получаемой разными методами, а такие задачи можно решать только с использованием вероятностно-статистических методов. Задача по разработке методов оценки нефтегазоносности структур в верхнеюрских отложениях до ввода их в глубокое бурение весьма актуальна в условиях снижения коэффициента успешности нефтепоисковых работ.
Целью настоящей работы является научное обоснование построения и использования геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений при планировании поисковых работ на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
Основные задачи исследований следующие:
-
Установление критериев, определяющих нефтегазоносность верхнеюрских ловушек
-
Научное обоснование построения вероятностно-статистических моделей на основе комплексного использования различных критериев.
-
Построение многомерных геолого-математических моделей для зонального прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений.
-
Оценка перспектив нефтеносности выявленных верхнеюрских ловушек на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
Научная новизна работы заключается в том, что на основании изучения верхнеюрских отложений обоснован комплекс информативных критериев, контролирующих их нефтегазоносность; установлены количественные связи между вероятностью нефтегазоносности верхнеюрских отложений и этими критериями. Оценено комплексное влияние миграционных,
структурных и мощностных критериев, определяющих нефтегазоносность верхнеюрских отложений. Показана эффективность использования разработанных геолого-математических моделей для оценки нефтегазоносности выявленных верхнеюрских ловушек в пределах территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
В диссертационной работе защищаются следующие положения: 1.Комплекс миграционных, структурных и мощностных критериев, контролирующих нефтегазоносность верхнеюрских отложений. 2.Многомерные вероятностно-статистические модели зонального прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений. 3.Схемы зонального прогноза нефтегазоносности верхнеюрской толщи на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
Фактический материал. Представленная работа является результатом многолетних исследований, выполненных автором в ТПП «Когалымнефтегаз». Район исследований охватывает территорию Когалымского района. В работе использованы материалы ГИС, сейсмические данные, лабораторные анализы, результаты испытания поисково-разведочных скважин, исследования керна. Использована информация по 547 скважинам. В качестве объекта исследования были выбраны верхнеюрские отложения. Использованы фондовые материалы ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и годовые отчеты по ГРР.
Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации, заключается в том, что они позволяют использовать построенную карту зональной нефтегазоносности верхнеюрских отложений для постановки поисковых работ на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
Реализация работы. Предлагаемые методы прогноза внедрены в ТПП «Когалымнефтегаз» и использованы при проектировании поисковых работ на нефть и газ.
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных региональных научно-технических конференциях ПГТУ (Пермь, 2005 – 2013), ПГУ (Пермь, 2006), на научно-практических конференциях ХМАО (Ханты-Мансийск, 2003 – 2013), а так же на международных научных конференциях (Москва, 2008-2009).
Автором по теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.
Всем, кто способствовал выполнению работы, автор выражает свою искреннюю признательность.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Текст изложен на 132 страницах машинописного
Построение модели прогноза зональной нефтегазоносности верхнеюрских отложений по геохимическим данным
При обосновании модели прогноза зональной нетегазоносности были использованы нефти Тевлинско-Русскинского, Южно-Конитлорского, Икилорского, Северо-Кочевского, Кочевского, Когалымского, Южно-Ягунского, Равенского, Кустового, Дружного, Грибного, Восточно-придорожного, Ватьеганского, Повховского, Западно-Котухтинского месторождений [31,61,64,67,68,97].
Изучение плотностей нефти горизонта Ю1 по разрезу изучаемой территории показало, что плотность нефти изменяется с глубиной (Н) по следующей зависимости: 420 = 214,76 – 0,219 Н + 7,49810-5Н2 – 8,53910-9Н3. Анализ данной зависимости показывает, что от глубин 2760м до глубин 2860м наблюдается снижение плотности с 0,89 г/см3 до 0,85 г/см3, далее при увеличении глубин плотности нефти остаются практически постоянными. Таким образом, на более высоких гипсометрических отметках находятся более тяжелые нефти, чем в пониженных частях пласта Ю1. Изменение свойств нефти с глубиной наиболее контрастно прослеживается по содержанию парафинов – П, значение r между П и Н равно 0,60; tp tt. Здесь необходимо отметить, что соотношение между П и Н наилучшим образом описывается не линейным видом, а полиномом третьей степени, который имеет следующий вид: П = 7294,34 – 7,379 Н + 0,002 Н2 – 2,79710-3 Н3, при R = 0,77. Анализ данной связи показывает, что в интервале глубин от2770м до 2920м наблюдается снижение парафина от 3,2% до 1,7%, затем при повышении глубин значения П не изменяются.
Кроме этого, достаточно сильная связь Н имеется с выходом фракции н.к. – 2000С (r = –0,75). Плотность нефти слабо контролируется с содержанием S (r = 0,28), смол (r = 0,41), асфальтенов (r = 0,41), с выходом фракции н.к. – 1250С (r = 0,45). Выполненный анализ распределения по площади показал, что прослеживается слабая тенденция увеличения плотности нефти с юга на север. Проведенные исследования показали, что по своим физико-химическим характеристикам состав нефти весьма разнообразен (табл. 4.1). Из табл. 1.1 видно, что средняя плотность нефти изменяется в диапазоне от 0,851 г/см3 до 0,865 г/см3. Наиболее легкие нефти ( = 0,854 г/см3) обнаружены на Нижневартовском своде, наиболее тяжелые – на Сургутском своде ( = 0,865 г/см3). Максимальное среднее содержание серы в нефти наблюдается в нефти Ярсомовского прогиба, содержание парафинов максимально на Сургутском своде, минимально - на Нижневартовском своде. Среднее значение фракции (НК - 125С и НК - 200С) выше на территориях Сургутского свода и Ярсомовского прогиба, чем Нижневартовского свода. Среднее содержание смол и асфальтенов для тектонических элементов отличается незначительно (см. табл. 1.1).
В групповом углеводородном составе нефти изучаемой толщи содержание метанонафтеновых УВ изменяется от 46% (Равенская пл., скв. 103) до 67% (Когалымская пл., скв. 27). Наименьшим содержанием характеризуются нефти Ярсомовского прогиба (Равенская пл.). повышенное содержание этих УВ отмечается в нефтяных Сургутского (Когалымская пл.) и Нижневартовского (Выинтойская пл.) сводов. В нефтях Ярсомовского прогиба наблюдается увеличение доли нефтеароматических УВ.
С целью получения комплексного различия по свойствам нефти по Сургутскому и Нижневартовскому сводам и Ярсомовскому прогибу они были подвергнуты более детальному статистическому анализу с помощью пошагового линейного дискриминантного анализа -ЛДА. Использование данного медода для решения задач прогноза приведены в работах[16,18,23,24,118]. Основной целью линейного дискриминантного анализа является нахождение линейной функции, значения которой разделяют рассматриваемые группы, то есть для объектов из разных групп значения функции существенно бы различались. Результатом дискриминации является линейная дискриминантная функция (ЛДФ) вида: где Zkm -расчетное значение канонической дискриминантной функции для m-го объекта из k-ой группы; a0k -постоянная, которая выбирается так, чтобы среднее значение дискриминантной функции по всем наблюдениям было равно нулю; aik -коэффициенты, обеспечивающие выполнение требуемых условий; xikm -дискриминантная переменная xi для m-го объекта из k-ой группы. В общем случае необходимо рассчитать k линейных дискриминантных функций, равное количеству анализируемых классов, после чего с использованием коэффициентов aik и постоянной a0k проводится классификация любого произвольного наблюдения. Возможность построения ЛДФ сводится к следующему. Если обозначить через Хij значение переменной с номером i в точке наблюдения с номером j , взятой из нефти Сургутского свода, то в результате может быть получена матрица W1 порядка m и n1 результатов наблюдений над этой выборкой: xu xx X X X Wx = у X X Обозначим через Х1ij результат измерения переменной с номером i в точке с номером j, взятой из нефти Нижневартовского свода . В результате получим матрицу W2 порядка m n2: w2 = ml X X X ml \n2 X X 2n2 mn2 X где m – число показателей; n1, n2 – объем выборок. Аналогичная путем строится выборка и для нефти Ярсомовского прогиба-W3. /Для построения ЛДФ составляются матрицы центрированных сумм квадратов и смещенных произведений S W1 и S W 2 , S W3 по ним вычисляется выборочная матрица-М. Для определения коэффициентов линейной дискриминантной функции находятся обратные выборочные ковариационные матрицы С. С помощью их вычисляются коэффициенты дискриминантных функций. Затем вычисляют граничные значения дискриминантных функций (Ro, Ro), которые делит значения на три подмножества.
Надежность классификации определяют с помощью критериев R , 2-Пирсона и р. По характеристикам нефти были получены следующие разделяющие канонические дискриминантные функции: F1 = –4,037П + 5,6994S – 46,1065 + 0,2349СМ + 42,6939. F2 = –0,4578П – 2,4205S + 19,292 + 0,4622СМ – 0,4578. Для первой функции R = 0,902; 2 = 26,37; р = 0,000908; Для второй функции R = 0,357; 2 = 1,98; р = 0,575465. Формирование ЛДФ происходило в следующей последовательности: на первом шаге было использовано содержание П, затем – S, далее – , на завершающем этапе – СМ. В модели не были использованы показатели Ф-150, Ф-200 и АС вследствие того, что их характеристики для изучаемых групп достаточно близки, что хорошо видно по данным, приведенным в табл. 1.1. По критериям t и 2 средние значения и плотности распределения этих характеристик статистически неразличимы для изучаемых групп.
Построение моделей прогноза зональной нефтегазоносности по характеристикам васюганского нефтегазоносного комплекса
Строение васюганского нефтегазоносного комплекса изучалось многими исследователями и рассмотрено в следующих работах [2, 3, 4, 9, 14, , 25, 25, 26, 29, 39, 43–45, 66, 71–73, 75, 78, 81, 94, 95]. Кратко рассмотрим особенности геологического строения васюганской свиты. Васюганская свита изучена по данным 547 скважин, 217 из которых являются нефтегазоносными и 330 не содержит углеводородов. Отметим, что изучаемые скважины по площади распределены равномерно. Данное обстоятельство позволяет изучать влияние характеристик этой свиты на нефтеносность со статистических позиций. Васюганская свита делится на нижнюю и верхнюю подсвиты. Первая из них представлена преимущественно аргиллитами со средней мощностью 35,6 ± 7,6 м. Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов, средняя толщина которой составляет 33,1 ± 12,1 м. Верхняя и нижняя границы васюганской свиты квазиизохронны, к ним, возможно, приурочены перерывы в осадконакоплении. В целом васюганская свита является единым седиментационным комплексом. Мощность васюганской свиты слабо изменяется в центральных и восточных частях территории, а на западе она изменяется значительно сильнее – от 35 до 80 м. Это объясняется недокомпенсированным прогибанием. Распределение мощностей по подсвитам более сложное и представляет собой чередование зон малых и больших мощностей, имеющих простирание с юго-запада на северо-восток. Мощность васюганской свиты ТВАС в значительной мере контролируется мощностью верхневасюганской подсвиты ТВ ВАС (рис. 2.1).
Приведенное уравнение регрессии показывает, что чем больше мощность верхневасюганской подсвиты, тем меньше мощность нижневасюганской подсвиты. Анализ построенных корреляционных полей между мощностями позволяет сделать вывод, что граница между подсвитами диахронна, и ее местоположение проведено по участкам выклинивания нижних песчаных тел верхневасюганской подсвиты. Анализ распределения мощности песчаников верхневасюганской подсвиты показывает, что в плане имеется пятнистое распределение на региональном фоне увеличения мощности на востоке и в центральной части изучаемой территории.
Совокупность песчаных пластов верхневасюганской подсвиты формирует горизонт Ю1, залегающий под георгиевской свитой. В горизонте Ю1 каждому отдельному песчаному пласту присвоен дополнительный индекс Ю1-1, Ю1-2 и т.д. Нумерация пластов по традиции идет сверху вниз. Количество песчаных пластов с юго-востока на северо-запад уменьшается. На востоке территории (месторождения Сардаковское, Котухтинское, Выинтойское, Повховское, Вать-Еганское, Кустовое, Равенское) выделяется три песчаных пласта, по мере продвижения на северо-запад песчаных пластов становится сначала два (месторождения Восточно-Придорожное, Ягунское, Дружное, Яркое, Грибное, Икилорское, Русскинское, Тевлинское, Западно-Тевлинское), а затем один (месторождения Когалымское, Северо-Кочевское, Мало-Кочевское). На Кочевском и Конитлорском месторождениях песчаник уже отсутствует полностью, только в отдельных скважинах, под георгиевской свитой залегает пласт алевролитов.
Имеется достаточно много научных публикаций по возможности использования различных характеристик васюганского НГК для прогноза нефтегазоносности [2, 4, 13, 15, 91]. Например, В.С. Муромцевым с соавторами [78-81] были разработаны седиментологические модели фаций, в основу которого положен принцип, основанный на том, что отложения каждой фации формировались в условиях меняющихся гидродинамических режимов (уровней). Выполненные ими исследования позволили обосновать наличие пяти гидродинамических режимов: 1. Очень высокий. Преобладают песчаники крупно- и среднезернистые неглинистые. Слоистость косая, мульдообразная, крупная, иногда сходящаяся. 2. Высокий. Преобладают песчаники мелкозернистые. Слоистость косая, мульдообразная. 3. Средний. Наблюдаются смешанные (песчано-алевролито-глинистые) породы. Слоистость косая мелкая, мульдообразная, иногда горизонтальная и волнистая. 4. Низкий. Широко развиты алевролиты и глинисто-алевритовые породы. Слоистость горизонтальная, прерывисто-горизонтальная, волнистая. 5. Очень низкий. Наблюдаются алеврито-глинистые породы и глины. Слоистость горизонтальная или отсутствует. Все это позволило В.С. Муромцеву создать седиментологические модели фаций. Данные модели были сопоставлены с электрометрическими характеристиками разреза, что позволило осуществлять реконструкцию гидродинамических обстановок по электрометрическим разрезам скважин без использования кернового материала. Выполненный детальный анализ показал, что для данных целей наиболее целесообразно использовать относительную амплитуду ПС, так как между нею и относительной глинистостью существует сильная корреляционная связь. В своей работе В.С. Муромцев [85] провел корреляционный анализ с целью получения количественной оценки зависимостей между электрометрическими характеристиками разреза (ПС) и литологическими свойствами пород. В результате исследований были сделаны следующие выводы: 1. Литологические или гранулометрические параметры, отражающие гидродинамическую активность среды транспортировки и седиментации осадков, находятся в тесной зависимости (за исключением коэффициента сортировки). 2. Коллекторские свойства пород (открытая пористость и проницаемость) имеют достаточно тесные связи с песчаной и глинистой фракциями. 3. Относительная амплитуда кривой ПС находится в тесной положительной связи с песчаной фракцией (0,76), медианным размером зерен (0,75), пористостью и проницаемостью, а также в отрицательной зависимости с глинистой фракцией. Таким образом, по значению ПС могут быть восстановлены гидродинамические уровни, а, следовательно, условия среды седиментации. Линия ПС рассматривается как разделительная между песчаными и алевролито-глинистыми породами, по ней измеряется ширина аномалии, соответствующая мощности пласта. По форме кривых ПС разработаны электрометрические модели для различных фаций, которые и использовались для определения генезиса песчаных отложений васюганской свиты.
В работе [80] на большом фактическом материале первоначально доказано наличие значимой корреляционной связи между пористостью и ПС, затем установлены тесные корреляции между мощностью пластов ЮС1, ЮЯ1, ЮВ1-1, ЮВ1-2 и ПС. В целом наблюдаемая связь между пористостью и ПС позволила автору сделать вывод о том, что песчаники с ПС 0,6 являются коллекторами. Это нами использовано при разработке уравнений регрессии определения вероятности нефтегазоносности верхнеюрских отложений РЗ НГК в зависимости от толщин выделяемых видов пластов по ПС.
Отметим, что по мнению Захряминой М.О. (2001), все разнообразие кривых ПС для песчаных мелководных отложений можно объединить в четыре группы: 1. Фация регрессивных «вдольбереговых» баров. 2. Группа фаций морских разрывных течений, состоящая из фаций промоин разрывных течений и фаций головных частей разрывных течений. 3. Группа фаций мелководного шельфа, состоящая из фаций гребней штормовых волн и приливных течений и фаций открытого моря и крупных морских заливов. 4. Фация песков «барового типа». Выделенные с помощью этих кривых пласты были использованы для построения статистических моделей для прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений. Рассмотрим возможности построения данных моделей раздельно по Сургутскому и Нижневартовскому сводам и Ярсомовскому мегапрогибу. Необходимость построения индивидуальных моделей прогноза нефтегазоносности обусловлена особенностями формирования залежей УВ,что было показано в главе 1 данной диссертации и кроме того тем, что средние значения и законы распределения мощности ТВАС, ТН ВАС и ТВ ВАС для территорий Сургутского и Нижневартовского сводов, а также Ярсомовского прогиба различны. Особенно сильные различия получены по значениям ТВ ВАС, т.е. пластов коллекторов.
Построение зональных моделей прогноза нефтеносности по гипсометрическим отметкам пластов
Основные аспекты исследования по выяснению влияния гипсометрических отметок пластов на нефтегазоносность верхнеюрских отложений с помощью статистических методов кратко изложены автором диссертации в работе [19]. Выполним аналогичные более детальные исследования раздельно для Ярсомовского мегапрогиба, Нижневартовского и Сургутского сводов. Обоснование построения раздельных статистических моделей для прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений приведено в предыдущей главе данной работы.
Сургутский свод. Западная часть территории расположена в пределах северо-восточного склона Сургутского свода. На крайнем северо-западе свода выделяется Северо-Конитлорское локальное поднятие амплитудой до 50 м, осложняющее северо-восточную периклиналь Венглинского вала. Далее к востоку выделяется Кочевской вал. Эта структура второго порядка имеет субмеридиональную ориентировку и осложнена рядом локальных поднятий – Западно-Кочевским, Кочевским и Южно-Кочевским. Амплитуда вала по кровле баженовской свиты достигает 150 м. Наиболее высокая его центральная часть соответствует Кочевскому куполу, имеющему амплитуду около 100 м и отметку кровли васюганской свиты –2710 м.
Восточнее Кочевского вала расположены Тевлинское куполовидное поднятие (к.п.) и разделяющий их Восточно-Венглинский прогиб, входящий на описываемую территорию лишь северной своей частью. Тевлинское к.п. осложнено рядом поднятий третьего и четвертого порядков, среди которых наиболее крупными являются Тевлинское с амплитудой 60 м и Когалымское с амплитудой 50 м. На описываемой части Сургутского свода Тевлинское к.п. занимает наиболее высокое гипсометрическое положение. В пределах этого структурного элемента кровля васюганской свиты залегает на отметках от –2720 м (оконтуривающая изогипса) до –2640 м (центральный купол одноименного локального поднятия), а амплитуда достигает 80 м.
К югу от Тевлинского к.п., отграничиваясь от него небольшой седловиной, выделяется северная оконечность Савуйского структурного мыса, субмеридиональной ориентировки. Его западный склон довольно круто погружается в Восточно-Венглинский прогиб, где по данным сейсморазведки кровля васюганской свиты погружается до отметок –2980 м. Восточный склон более полого погружается в Западно-Ягунский прогиб. В пределах описываемой части структурного мыса оконтурены Иминское, Сорымо-Русскинское локальные поднятия. Амплитуды этих структур достигают 30 – 40 метров, а отметки залегания кровли васюганской свиты в их пределах изменяется от –2700 до –2690 м. Восточнее Тевлинского расположено Ягунское к.п. Эти структуры второго порядка разделены Западно-Ягунским прогибом, в наиболее погруженной части которого кровля васюганской свиты залегает на отметке –2810 м. Ягунское к.п. осложнено рядом структур третьего и четвертого порядков, наиболее крупными из которых являются Ягунское, Южно-Ягунское и Дружное. Амплитуды этих локальных поднятий от 20 до 40 м, а кровля васюганской свиты на сводах фиксируется на отметке –2730 м.
Кроме вышеперечисленных тектонических элементов второго порядка и входящих в их состав локальных структур на описываемой части Сургутского свода выделен ряд самостоятельных локальных поднятий. На северном склоне свода наиболее крупными из изученных являются Малокочевское, Северо-Кочевское, Камеральное, Северо-Когалымское и Северо-Ягунское. Амплитуды структур колеблются в пределах от 10 до 50 м, отметки до кровли васюганской свиты на их сводах – от –2900 до –2790 м. К югу от Тевлинского к.п. обособляется цепочка структур с общим северовосточным простиранием, включающая Северо-Икилорское и Западно-Икилорское локальные поднятия. Амплитуды их составляют, соответственно, 15, 40 и 10 метров, отметки кровли васюганской свиты изменяются от –2730 м на Икилорском до –2750 м на двух других куполах.
Статистические характеристики залегания абсолютных отметок пластов для выборки, состоящей из 83-ти нефтяных и 135-ти пустых скважин для Сургутского свода приведены в табл. 3.1. Отсюда видно, что в основном нефтяные скважины залегают гипсометрически выше пустых. Для величин НФ средние значения для нефтяных зон на 14,7 м гипсометрически выше, чем пустых. Особенно отчетливо это видно по средним значениям НЮ2, НЮ2о, НЮ1. Для НЮ1 средние значения для нефтяных скважин на 15,6 м выше, чем для пустых и являются по критерию t статистически различными. Выше по разрезу статистического отличия между средними значениями для двух классов скважин не наблюдается. Отсюда видно, что все модели положительные. По значениям Н были определены величины РН для всех нефтяных и пустых скважин, вычислены средние значения и рассчитаны значения t и р (см. табл. 3.3). Отсюда видно, что в интервале НФ – НЧЕУС средние значения для нефтяных зон выше, чем для пустых. По критерию t статистически различны средние значения для По значениям вероятностей, Ю1 нефтяных и пустых зон только по РН определяемым по вышеприведенным формулам, построены карты изовероятностей и выполнен их анализ, который показал, что они фрагментарно контролируют нефтегазоносность верхнеюрских отложений.
Нижневартовский свод. Данный свод занимает восточную часть территории исследований. Северный склон Нижневартовского свода осложнен Ватьяганским куполовидным поднятием (к.п.). По кровле васюганской свиты Ватьеганскому к.п. соответствует обширная зона Т -образного вида с направлением запад – восток, север – юг. Поднятие оконтуривается изогипсой -2780 м, имеет размеры 36х40 км и амплитуду около 50 м. Структура осложнена несколькими поднятиями третьего порядка: Центрально-Ватьеганским (наиболее крупным из всех), Северо-Ватьеганским, Юго-Западно-Ватьеганским и Западно-Ватьеганским. Западный и северный склоны Ватьеганского к.п. погружаются в Ярсомовский мегапрогиб, на востоке поднятие через Усть-Котухтинский прогиб граничит с Котухтинским структурным мысом, а на юге отделяется от Покачевского к.п. Южно-Ватьеганским прогибом.
К северу от Ватьеганского к.п., отделяясь от него Южно-Грибным прогибом, располагается Грибная седловина, являющаяся связующим структурным элементом между Сургутским сводом и Котухтинским структурным мысом на востоке. Наиболее крупными локальными поднятиями, осложняющими строение седловины, являются Грибное, Северо-Грибное и Яркое. Амплитуды этих структур составляют 30 – 20 м, а отметки кровли васюганской свиты в их сводах меняются от –2750 до –2810 м.
Котухтинский структурный мыс занимает восточную часть территории. Как указывалось выше, на западе он граничит с Грибной седловиной и Усть-Котухтинским прогибом, на севере переходит в Северо-Сургутскую моноклиналь, на востоке погружается в Западно-Вэнгапурский прогиб, а на юге граничит с Сардаковским структурным мысом. Эту структуру второго порядка образует совокупность как отдельных локальных поднятий под общим названием Северо-Котухтинское, Западно-Котухтинское и Большое Котухтинское поднятия. Наиболее высокое гипсометрическое положение кровли васюганской свиты здесь зафиксировано на Западно-Котухтинском локальном поднятии в скв. 133 (–2850 м). На вершинах других поднятий эта поверхность имеет тенденцию к погружению в северном направлении, фиксируется на отметках от –2880 до –2890 м. Амплитуды поднятий составляют 20 – 45 м. В юго-западной части Котухтинского структурного мыса изогипсой –2910 м оконтуривается Средневатьеганская группа локальных поднятий. Кровля васюганской свиты на вершинах этих структур залегает на отметках от –2910 до –2950 м, амплитуды поднятий составляют 20 – 30 м.
На юго-востоке описываемой территории выделяется Сардаковская группа локальных поднятий, осложняющая одноименный структурный мыс. В состав группы входят Западно-Сардаковская, Сардаковская, Среднесардаковская и Южно-Сардаковская структуры. Амплитуды поднятий изменяются от 20 до 40 м. Наиболее высокое гипсометрическое положение из вышеперечисленных занимает Западно-Сардаковское л.п., вершина которого оконтуривается изогипсой –2820 м. Вершины других поднятий погружены на отметки от –2840 м до –2890 м. Крайний северо-восточный участок описываемой территории занимает Западно-Вэнгапурский прогиб, отделяющий Котухтинский структурный мыс от Вэнгапурского мегавала. В отдельных впадинах прогиба кровля васюганской свиты погружается до отметки –3050 м. Прогиб осложнен рядом локальных поднятий, наиболее крупным из которых здесь является Восточно-Котухтинское. Амплитуда поднятия достигает 15 м, вершина структуры оконтурена изогипсой –2940 м. Юго-западный склон Вэнгапурского мегавала осложнен Селивониковским, Северо-Селивониковским и Восточно-Селивониковским локальными поднятиями. Первое из них, наиболее крупное, имеет амплитуду около 25 метров, кровля васюганской свиты в его своде погружена на отметки –2910 м. Обращает на себя внимание большая плотность локальных поднятий, которые по длинной оси вытянуты в основном в субмеридиональном направлении, но иногда их ориентировка может быть северо-западно – юго-восточной.
Построение моделей прогноза нефтегазоносности по толщинам пластов
Детальное исследование углеводородного состава бензиновых (н.к. – 1250С) фракций нефти Северо-Кочевского, Кочевского, Когалымского, Тевлинско-Русскинского) и Южно-Ягунского, Ватьеганского, Грибного, Повховского месторождений показало, что среди основных групп УВ: метановых (Ме), нафтеновых (Nn) и ароматических (Аr) доминируют метановые УВ. Соотношение этих УВ в исследуемой нефти можно представить следующим концентрационным рядом: Ме Nn Ar. Отличительной особенностью изучаемой нефти является резкое различие в содержании ароматических УВ. По групповому углеводородному составу изучаемые нефти являются ароматиконафтенометановыми типа С. Нафтеноароматические углеводороды в составе отбензиненных фракций этой нефти играют ведущую роль. Среди насыщенных УВ алканы нормального строения (n-Ме) занимают подчиненное положение. Их концентрация в отбензиненных фракциях в большинстве случаев не превышает 16%. Так как углеводороды с циклической структурой являются определяющими в составе исследуемой нефти, то соотношение нафтеновых УВ (Nn) и УВ с разветвленной структурной (i-Ме) можно представить как 2Ж1 (Стасова, 1998). Учитывая особенности физико-химического состава, можно предположить, что в них реализуется следующий ряд углеводородных компонентов: Nn-Ar Nn i-Me n-Me. Изучение реликтовых УВ ациклического типа строения (н-алканов и изопреноидов) показало, что они характеризуются широким спектром. Отличительной особенностью их состава является преобладание алканов нормального строения над изопренанами. Среди алканов нормального строения состава С3-С36 преобладают легко кипящие УВ состава С3-С11. Детальный анализ реликтовых УВ в отбензиненных вракциях нефтей позволил установить, что алканы состава С12-С18 доминируют над УВ состава С19-С36.
В составе ациклических изопреноидов максимум концентраций соответствует пристану (i-C19) или фитану (i-C20). Значение такого геохимического показателя, как пристан/фитан для большей части нефти меньше единицы. Все это указывает на морской генезис нефтей. По-видимому, значение соотношения пристан/фитан, пристан/н-гептадекан, фитан/н-октадекан, а также н-алканов состава С12-С18 и изопреноидов С14-С20, которые элюируются на хромаграмме в одной и той же области, характеризует фазовый состав залежей углеводородных флюидов [67]. Известно, [28], что для нефтяных залежей значение соотношений пристан/н-гептадекан и фитан/н-октадекан составляет 0,3. Данные по изучаемой территории показывает, что эти значения изменяются от 1,94 до 3,94. По-видимому, наряду с тем, что эти показатели указывают на фазовый состав залежей углеводородных флюидов, они также отражают положение скважины на структуре и различное содержание газа, растворенного в нефти[68]. Вероятно, именно соотношение жидких и газообразных компонентов в нефти в значительной степени влияет на состав углеводородных флюидов.
Соотношение н-алканов (С12-С18) и изопреноидов(С14-С20) изменяется от 2 до 3 – 3,5 и свидетельствует о том, что все изучаемые углеводородные флюиды отвечают нефтяным системам, состав и свойства которых неразрывно связаны с вмещающими их породами[67]. Изменение группового УВ состава нефти и распределение циклических реликтовых УВ в широком стратиграфическом диапазоне от юры до нижнего мела: видно, что групповой состав нефти меняется незначительно; характер распределения н-алканов остается неизменным по всему разрезу. Выполненный анализ свойств нефти, особенно уменьшение плотности нефти в гипсометрически пониженных частях, вероятно, свидетельствует о том, что в результате миграции УВ по пласту из нефтегазосборной территории в ловушки происходит перераспределение нефти по плотности. Легкие нефти, как более мигрантоспособные, заполнили первые, встреченные на своем пути ловушки, поэтому нефти большей плотности накапливались в наиболее гипсометрически повышенных ловушках. Кроме этого, состав нефти несет в себе информацию о типе органического вещества. Нефти на Нижневартовском своде в сравнении с нефтью Сургутского свода менее парафинистые, малосернистые, с более низким содержанием бензинов. Это полностью соответствует условиям накопления васюганской свиты, которая формировалась на Нижневартовском своде в районах, наиболее приближенных к источникам сноса. Следовательно, гумусового материала здесь поступало больше, чем на Сургутском своде. В целом, состав нефти доказывает, что основным источником углеводородов, сформировавших залежи на северных склонах Сургутского и Нижневартовского сводов, было органическое вещество аквагенного типа. Отметим, что по своим физико-химическим характеристикам нефть пласта Ю1 близки к нефти ниже- и вышележащих отложений, о чем свидетельствуют результаты сопоставления нефтей юрских и нижнемеловых отложений Южно-Конилорского, Тевлинско-Русскинского, северо-Кочевского, Когалымского, Равенского, Ватьеганского месторождений, выявленных на территории деятельности «Когалымнефтегаза». Все это свидетельствует о том, что источником УВ являются, в основном, баженовские породы.
Формирование залежей в ловушках происходит в результате латеральной миграции УВ в проницаемой части горизонта Ю1 под относительно непроницаемой покрышкой – отложениями баженовской свиты, являющейся основным источником жидких УВ для горизонта Ю1. О.И. Востриковым установлено [13], что генерационный потенциал баженовской свиты значительно меняется по латерали. По его данным плотности жидких УВ, эмигрировавших из пород баженовской свиты, варьируют от 0,25 до 3,5 млн.т/км2. Их «хроматографической» модели эмиграции битумоидов [62, 69], обосновывающей отжатие битумоидов из центра глинистого пласта в равной мере как в кровле, так и к подошве, следует, что в песчаные пласты горизонта Ю1 нефтяные УВ поступали из нижней половины баженовской свиты. Несомненно, что источником некоторой доли ресурсов, локализованных в песчаных пластах васюганской свиты, были отложения нижневасюганской подсвиты и тюменской свиты, однако по расчетам О.И. Вострикова и А.С. Фомичева [13], она была незначительна. Количество УВ, эмигрировавших из пород баженовской свиты, пропорционально массе содержащегося в них органического вещества (ОВ), доле сапропелевых компонентов в составе ОВ и степени его катагенетической превращенности. Величина этих показателей и, соответственно, интенсивность эмиграции жидких УВ, имеет минимальные значения на положительных структурах второго порядка и монотонно увеличивается по мере погружения, достигая максимальных значений в наиболее глубоких частях. В то же время, основные запасы УВ, аккумулированные в залежах, сосредоточены в сводовых частях положительных структур, они приурочены к зонам улучшенных коллекторов. Их «хроматографической» модели эмиграции битумоидов [62, 69], обосновывающей отжатие битумоидов из центра глинистого пласта в равной мере как в кровле, так и к подошве, следует, что в песчаные пласты горизонта Ю1 нефтяные УВ поступали из нижней половины баженовской свиты. Несомненно, что источником некоторой доли ресурсов, локализованных в песчаных пластах васюганской свиты, были отложения нижневасюганской подсвиты и тюменской свиты, однако по расчетам О.И. Вострикова и А.С. Фомичева [13], она была незначительна. Количество УВ, эмигрировавших из пород баженовской свиты, пропорционально массе содержащегося в них органического вещества (ОВ), доле сапропелевых компонентов в составе ОВ и степени его катагенетической превращенности. Величина этих показателей и, соответственно, интенсивность эмиграции жидких УВ, имеет минимальные значения на положительных структурах второго порядка и монотонно увеличивается по мере погружения, достигая максимальных значений в наиболее глубоких частях. В то же время, основные запасы УВ, аккумулированные в залежах, сосредоточены в сводовых частях положительных структур, они приурочены к зонам улучшенных коллекторов.
В работе [19,43] выполнено обоснование нефтегазоносности антиклинальных ловушек в горизонте Ю1 с учетом направленности миграционных потоков УВ. Суть данного обоснования заключаются в следующем. По структурной карте по кровле васюганской свиты в каждой расчетной точке вычислялся градиент к поверхности кровли и берется его проекция на плоскость карты с отрицательным знаком. Такой вектор показывает направление миграционного потока под действием силы гравитации. Линии расхождения векторов устанавливают границы нефтегазосборных территорий. Места схождения векторов определяют локальные максимумы поверхности. Минимальные линейные размеры выделяемых ловушек регулируются шагом между точками, в которых вычисляется градиент. Величина шага выбрана в процессе построения схемы миграционных потоков в зависимости от масштаба и степени детализации структурной карты.
В качестве основы для выявления направлений миграции использовалась структурная карта по кровле васюганской свиты. Контуры нефтегазосборных территорий ограничены линиями, соединяющими тальвеги впадин и прогибов. В пределах каждой нефтегазосборной площади наиболее вероятные пути миграции жидких УВ показаны векторами, ориентированными в соответствии с максимальными градиентами, соответствующими каждой точке структурной карты. Вероятность продуктивности горизонта Ю1 наиболее высока в областях схождения стрелок при условиях подтверждаемости структур по горизонту Ю1, наличия улучшенных коллекторов и надежного экрана.
