Full Text

Введение Соликамская депрессия Предуральского краевого прогиба на сегодняшний день является наиболее перспективным объектом для геолого-разведочных работ по величине прогнозных ресурсов в Пермском крае [1–3]. Помимо разрабатываемых Уньвинского, Сибирского, Озерного, Маговского и других месторождений здесь имеются выявленные и подготовленные к глубокому бурению структуры. Геологическое строение месторождений Соликамской депрессии (рис. 1) контролируется строением верхнедевонско-турнейского карбонатного нефтегазоносного комплекса, разрез осложняется соленосной толщей Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС) [4]. Данный комплекс пород образован в условиях резко дифференцированного осадконакопления в период формирования Камско-Кинельской системы прогибов. В позднедевонскую эпоху осевая часть современной Соликамской депрессии представляла собой крупный архипелаг, образованный рифовыми массивами островного типа или их группами. Рост рифов происходил с северо-запада на юго-восток при регрессивной направленности седиментации в условиях погружающегося дна бассейна [5–7]. Вышезалегающий нижнесредневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс формируется как структура облекания рифов. По строению и нефтегазоносности месторождения Соликамской депрессии однотипны. Турнейско-фаменские биогермы имеют куполовидную, иногда вытянутую форму (группа рифов) с максимальными гипсометрическими отметками в западной части. Высокая расчлененность, неоднородность, участки доломитизации, перекристаллизации, трещиноватости делают его весьма интересным объектом для изучения. Карбонатные породы можно отнести к коллекторам сложного типа, имею- Рис. 1. Выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермского края щим крайне разнообразное строение пустотного пространства [8–10]. В гребневой части наряду с процессами доломитизации широко развита трещиноватость и кавернозность, что приводит к неоднозначному распределению пустотного пространства. Обломочный известняк, встречающийся ближе к центральной части, обладает пористостью, схожей с гранулярными коллекторами. Нефтегазоносный верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс является вторым по запасам углеводородного сырья в Пермском крае [11–14]. Характеристика фациального строения залежей По Озерному, Гагаринскому, Маговскому месторождениям, расположенным в северной части Соликамской депрессии, произведен литолого-фациальный анализ на основе изучения керна в комплексе с данными ГИС. По результатам анализа выделены фациальные зоны: биогермного ядра рифа, верхнего тылового шлейфа, нижнего тылового шлейфа, передового склона (рис. 2) [15, 16]. Рис. 2. Распределение фаций на Озерном месторождении: 1 – зона передового склона; 2 – зона биогермного ядра; 3 – зона верхнего тылового шлейфа; 4 – зона нижнего тылового шлейфа; 5 – контур нефтеносности Зона биогермного ядра (БЯ) представляет собой подковообразный гребень, выпуклой частью направленный на запад (в южной части Соликамской депрессии), северо-запад (в северной части). В этом направлении предположительно была наибольшая волновая активность, определяющая расположение водорослевых биогермов. По составу в основном известняк водорослевой, слабопроницаемый [17]. Он характеризуется массивным неслоистым строением, зачастую развитием процессов доломитизации и перекристаллизации. Зона верхнего тылового шлейфа (ВШ) выделяется непосредственно за биогермным ядром. Осадки шлейфа значительной частью представлены равномерным переслаиванием карбонатного обломочного материала песчаной и алевритовой размерности, которые поставлялись со сводовых частей органогенной постройки. Зона нижнего тылового шлейфа (НШ), в которую также продолжался снос обломочного материала, но уже меньшей фракции, располагается гипсометрически ниже. Разрез преимущественно состоит из тонкообломочных и тонкозернистых карбонатных пород с низкой пористостью и проницаемостью. Зона передового склона (ПС) охватывает по внешнему краю зону биогермного ядра. Разрез стратиграфически более полный, преимущественно микрозернистый известняк с прослоями плотных обломочных известняков с пелитоморфным заполнением. На основе проведенного фациального анализа северных месторождений Соликамской депрессии можно прогнозировать фациальную зональность на месторождениях южной части (Шершневском, Сибирском, Юрчукском, Чашкинском, Уньвинском) [18]. Рифы месторождений имеют аналогичное строение, сформированное в однотипных условиях и, соответственно, такие же фациальные зоны, хотя из-за отсутствия точных данных исследования керна уверенно определить границу раздела зон верхнего и нижнего тылового шлейфа нельзя, поэтому они выделены исходя из анализа морфологического строения и распределения фильтрационно-емкостных свойств по площади залежи [19, 20]. Характеристика распределения коллекторских свойств Проведен анализ распределения эффективной нефтенасыщенной толщины и коэффициента пористости по прогнозным фациальным зонам. В результате установлено, что высокие значения эффективной нефтенасыщенной толщины (hэф.н) принадлежат зоне БЯ, что связано с большой мощностью данных отложений, но вместе с тем в связи с большой неоднородностью и достаточно развитыми процессами доломитизации и перекристаллизации здесь встречены участки с низкими значениями hэф.н. Так, к примеру, на Юрчукском месторождении гребень рифовой постройки по простиранию расчленен на участки с высокими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины (12–8 м), чередующиеся с участками низких значений (3–5 м) (рис. 3). На Сибирском месторождении центральная часть БЯ имеет большие эффективные нефтенасыщенные толщины (8,1–6,5 м), тогда как в северном и южном направлении она резко сокра- Рис. 3. Юрчукское месторождение. Карта эффективной нефтенасыщенной толщины турнейско-фаменского нефтяного пласта (Т-Фм) щается до 0,7–2,4 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины Чашкинского месторождения распределяются аналогично Сибирскому – в центре биогермное ядро отмечено изопахитами 10,4–11,4 м с уменьшением на юг и север до 3–4 м. На Уньвинском месторождении hэф.н составляет 18,8–12,4 м в центральной и северной частях биогермной постройки, уменьшаясь в южном направлении до 1 м. В общем по месторождениям максимальные значения hэф.н соответствуют центральной части БЯ. В остальном это либо уменьшение значения в направлении огибающих окончаний гребня, либо чередование участков с высокими и низкими значениями hэф.н (Юрчукское месторождение). В загребневой зоне выделяются террасы и структурные носы, образованные в областях активного сноса обломочного материала. К ним приурочены средние, реже высокие значения параметра hэф.н. В остальной области значения гораздо меньше. Так, на Юрчукском месторождении в фациальной зоне ВШ на предполагаемых участках сноса hэф.н изменяются в пределах 9,6–6,0 м, а по остальной площади ВШ значение эффективной Рис. 4. Чашкинское месторождение. Карта пористости турнейско-фаменского пласта нефтенасыщенной толщины чаще имеет предел 1,2–4,0 м (см. рис. 3). В восточном направлении НШ наблюдается уменьшение показателя вплоть до нуля. На Чашкинском месторождении в данной области эффективная толщина достигает 7,7 м при максимальной в биогермном ядре 10,5 м. В направлении от верхнего тылового шлейфа к нижнему также отмечено закономерное уменьшение эффективной толщины, так как осаждение крупнозернистых осадков происходит в зоне ВШ, а в фациальную зону нижнего шлейфа перемещался тонкозернистый обломочный материал с микрозернистым цементом Установлена закономерность в распределении эффективных нефтенасыщенных толщин для фаций шлейфа: при увеличении глубины (H) относительно наивысшей отметки, которая всегда приурочена к ядру постройки, наблюдается линейное уменьшение эффективных нефтенасыщенных толщин (рис. 5). Зависимости характеризуются значимыми корреляционными связями средней тесноты. Коэффициент корреляции составляет от 0,58 до 0,83. В таблице приведены уравнения полученных линейных зависимостей и коэффициенты корреляции. Подпись: Рис. 5. Поля корреляции эффективной нефтенасыщенной толщины и относительной глубины на месторождениях: а – Чашкинском; б – Юрчукском; в – Сибирском; г – Шершневском; д – Уньвинском Уравнения корреляции Месторождение Уравнение зависимости r p Чашкинское hэф.н = 7,79–0,16 H –0,64 0,0004 Юрчукское hэф.н = 8,36–0,13 H –0,61 0,0102 Сибирское hэф.н = 9,15–0,23 H –0,83 0,1678 Шершневское hэф.н = 8,65–0,10 H –0,72 0,0707 Уньвинское hэф.н = 14,21–0,17 H –0,58 <10–5 Фация передового склона изучена слабо. Разбуренность минимальна, поскольку в контур нефтеносности попадает узкая, незначительная ее часть. На участках, где зона ПС вскрыта скважинами, значения hэф.н средние или низкие: на Шершневском месторождении – 8,8–1,4 м, Юрчукском – 5,0–1,1 м, Уньвинском – 8,6–3,9 м. По анализу распределения коэффициента пористости (Кпор) выявлена несколько другая ситуация. В фациальной зоне биогермного ядра наблюдаются, как правило, средние, реже – высокие значения. Вероятно, большую роль в данном случае играет вторичная пустотность. В зоне ВШ отмечено улучшение коллекторских свойств в направлении к центральной части, что связано с карбонатными крупнообломочными породами. Часто наблюдается линейно-вытянутый характер таких зон. К зоне НШ значения коэффициента пористости снижаются. Фация передового склона имеет средние значения Кпор. К примеру, на Шершневском месторождении максимальные значения Кпор 12,6 % отмечены в центральной части рифа, зона БЯ имеет в среднем Кп, равный 9 %, в северной и южных частях – зоны с худшими коллекторами. На Юрчукском месторождении наибольшее значение Кпор у рифового шлейфа (среднее значение 13,3 % при диапазоне изменений 11–16,3 %), для БЯ – 11,5 %, ПС – 10,4 %. По Чашкинскому месторождению участки с максимальным коэффициентом пористости находятся в зоне верхнего тылового шлейфа – вероятные участки сноса карбонатного обломочного материала скважины 164 – 15,2 %, скважины 38 – 13 % (см. рис. 4), при том что показатель Кпор в гребне структуры изменяется в пределах 5,2–10,7 %. На Сибирском месторождении получено следующее распределение средних значений Кпор: БЯ – 9,8 %, рифовый шельф – 11,6 %. На всех месторождениях коллекторы с высоким Кпор относятся к фациальной зоне ВШ. Учет фациального строения при поисково-разведочных работах В непосредственной близости к рассматриваемым месторождениям выявлена и подготовлена Зырянская структура. Для более эффективной реализации поисково-разведочных работ на турнейско-фаменском объекте можно воспользоваться выявленными закономерностями распределения фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от фациальной приуроченности. Структура подготовлена к глубокому бурению сейсморазведкой МОГТ 2D. По структурной карте отражающего горизонта IIП, приуроченного к кровле турнейских отложений, площадь структуры 32,5 м2, амплитуда – 122 м. Наблюдается морфологическое строение, типичное для органогенных построек Соликамской депрессии. Структура представляет собой купол изометричной формы. В западной части хорошо прослеживается серповидный гребень, являющийся ядром рифа. Общее погружение абсолютных отметок в восточном направлении. Это позволяет предполагать распределение коллекторских свойств и неоднородность строения согласно выделенным фациальным зонам разрабатываемых месторождений, находящимся в единой структурно-фациальной зоне с Зырянской структурой, а также определить направление поисково-оценочных и разведочных работ для наиболее полного и рационального изучения тела органогенной постройки. Первую поисковую скважину рекомендуется заложить в зону с высокими значениями нефтенасыщенной толщины – в гребень рифа с максимальной гипсометрической отметкой (зона БЯ). В настоящий момент в данной зоне пробурена первая поисково-оценочная скважина, подтвердившая промышленную нефтеносность объекта. Последующее заложение поисково-оценочных и разведочных скважин должно иметь направленность к центру в наиболее приподнятые купола структуры. Такое расположение в загребневую часть (в верхний тыловой шлейф) должно обеспечить обнаружение участков сноса обломочного материала, которые соответствуют карбонатным коллекторам с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), а также средние и высокие значениями эффективной нефтенасыщенной толщины. Заключение Учет фациального строения биогермных массивов Соликамской депрессии, являющихся основой всех месторождений в данном тектоническом элементе, необходим еще до начала буровых работ. Выделение различных фациальных зон в дальнейшем послужит и основой для более точного подсчета запасов, поскольку, учитывая высокую неоднородность строения, объем их будет распределен неравномерно. При составлении первого проектного документа на разработку необходимо учесть закономерности распределения коллекторских свойств, так как на каждой из зон рациональным будет применение различных систем разработки. Так, в фациальной зоне рифового шлейфа предполагаются благоприятные условия для извлечения углеводородов, соответственно, искусственное воздействие для выработки запасов здесь будет минимальным в сравнении с зоной БЯ, где низкие ФЕС и высокая неоднородность требуют создания условий более интенсивного воздействия на залежь и применения методов повышения нефтеотдачи.

About the authors

Dar'ja Valer'evna Luzina

Author for correspondence.
Email: dasha-luzina@yandex.ru
614990, Perm, Komsomolsky ave., 29

student, Department for oil and gas geology, Perm National Research Polytechnic University

Sergeĭ Nikolaevich Krivoshchekov

Email: krivoshchekov@pstu.ru
614990, Perm, Komsomolsky ave., 29

candidat of technical sciences, docent, Department for oil and gas geology, Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 317

PDF (Russian) - 82

Refbacks

• There are currently no refbacks.