Abstract

Abstract

Нефтегазоносность Соликамской депрессии имеет зональный характер, который обусловлен особенностями ее геологического строения: на ее территории в позднефранско-фаменское время сформировались тектоно-седиментационные поднятия, а в пермское время - соляная толща. Так как ее площадь в настоящее время является достаточно хорошо изученной, и соответственно накоплен большой объем информации, поэтому возможно применение вероятностно-статистических методов для определения наиболее перспективных в отношении нефтегазоносности участков.

Full Text

Пермский край - старый нефтедобывающий регион, поэтому в настоящее время развития ресурсной базы углеводородов является насущной задачей. В этом отношении наиболее перспективной является территория Соликамской депрессии, так как извлекаемые ресурсы нефти категории С3 лишь в ее центральной части оцениваются более чем 50 млн т. В данной работе проводится оценка нефтегазоносности Соликамской депрессии с помощью построения вероятностно-статистических моделей и определяются перспективные участки для проведения геолого-разведочных работ. Соликамская депрессия расположена в северной части Пермского края и протягивается в меридиональном направлении с севера на юг. Она представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру с размерами 230×(60-80) км, сформировавшуюся в раннепермское время. Особенностью Соликамской депрессии является наличие Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС), приуроченного к ее центральной части. Нефтегазоносность Соликамской депрессии в первую очередь обусловлена распространением Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) и влиянием соляной тектоники Верхнекамского месторождения. На исследуемой территории выделяется Яйвинско-Вишерский прогиб, ограниченный тектоно-седиментационными выступами: Чердынским - на северо-западе, Гежским - на северо-востоке, Уньвинским и Березниковским - в центре. В пределах этих поднятий ярко выражены позднефранско-фаменские, преимущественно высокоамплитудные, органогенные постройки. Структуры облекания над ними и послужили ловушками для скоплений углеводородов. Соляные породы создали благоприятные геодинамические и термобарические условия для формирования и сохранения залежей нефти. В процессе своего формирования в раннепермское время соляная толща, погрузившись на определенные глубины в область критических температур, подверглась преобразованию и приобрела свойства надежной покрышки. По Соликамской депрессии накоплен большой объем информации о геологическом строении и нефтегазоносности, поэтому применение вероятностно-статистических методов прогноза является обоснованным и эффективным. Была собрана база данных по всем структурам Соликамской депрессии, бывшим в бурении, из которых 55 оказалось нефтяными и 35 - пустыми. При прогнозе нефтегазоносности для построения вероятностно-статистических моделей для всей территории Соликамской депрессии использовались критерии нефтегазоносности, которые были условно разделены на региональные, зональные и локальные. Региональные критерии нефтегазоносности: расстояние от центра структуры до осевой линии депрессионной части ККСП (LККСП); расстояние от центра структуры до ближайшего разлома по фундаменту (Lразл); расстояние от центра структуры до ближайшего неотектонического разлома (Lнео); угол длинной оси структуры к осевой линии депрессионной части ККСП (УККСП); угол длинной оси структуры к ближайшему разлому по фундаменту (Уразл); коэффициент неотектонической активности (Кн.а); абсолютная отметка залегания фундамента (АОф); абсолютная отметка рельефа (АОр); мощность осадочного чехла (mо). По этим критериям с помощью методов статистики были определены интервалы распределения, средние значения и критерий Стьюдента, который характеризует различие в выборках двух классов - нефтяных и пустых структур (табл. 1). Таблица 1 Статистические характеристики региональных критериев ПоказательСтруктуры*t-критерий** p нефтяныепустые LККСП, м38937,1±18912,3 9714,5-81267,748167,2±22990,7 15687,0-82364,4-2,07 0,041 Lразл, м3941,16±2888,52 145,17-11279,315086,61±3016,83 274,11-12226,35-1,80 0,075 Lнео, м1366,97±1117,66 58,82-4395,291308,92±1108,15 3,83-4266,360,24 0,810 УККСП, град.189,25±104,56 3,0-360,0181,29±91,16 4,0-332,00,37 0,712 Уразл, град.189,73±117,74 7,0-434,0139,40±101,63 3,0-406,0-2,08 0,040 Кна, усл.ед.8,89±1,11 7,04-11,819,36±0,96 7,63-11,21-2,04 0,045 АОф, м-4611,78±550,83 -6425-(-3515)-4576,83±642,07 -6037-(-3597)-0,28 0,784 АОр, м163,09±27,61 120-220169,14±29,24 120-220-0,99 0,325 mо, м4774,87±559,05 3715,0-6625,04745,97±650,06 3737,0-6237,00,22 0,823 * Здесь и далее в числителе: среднее значение ± стандартное отклонение; в знаменателе - размах значений. ** Курсивом выделен значимый t-критерий. По данным таблицы видно, что для нефтяных структур характерно меньшее расстояние до Камско-Кинельской системы прогибов, до региональных разломов по фундаменту, меньший коэффициент неотектонической активности, чем для пустых структур. Также значимым является угол к разлому по фундаменту, который больше для нефтяных структур. По остальным критериям классы структур не различаются. В качестве зональных критериев нефтегазоносности использовались следующие параметры: мощность тульской карбонатной покрышки (Птл); абсолютные отметки залегания кровли отражающих горизонтов (АО_Dт, АО_D3, АО_C1v, АО_C2b, АО_C2vr, АО_P1); мощности нефтегазоносных комплексов (m_Dт, m_D3, m_C1v, m_C2b, m_C2vr, m_P1). Полученные интервалы распределения зональных параметров представлены в табл. 2. Таблица 2 Статистические характеристики зональных критериев ПоказательСтруктурыt-критерий p нефтяныепустые Птл, м11,07±7,73 0,22-36,017,67±4,70 0,0-16,671,60 0,115 m_Dт, м36,82±21,23 8,90-82,9034,88±24,09 8,0-92,00,33 0,744 АО_Dт, м-2223,9±357,5 -2688,5-(-1618,9)-2017,5±393,2 -2901,3-(-1567,2)-2,10 0,040 m_D3, м403,67±138,67 55,80-608,70305,81±145,07 7,0-471,903,15 0,002 АО_D3, м-1840,35±286,03 -2219,6-(-1163,0)-1737,29±373,43 -2499,5-(-1181,7)-1,45 0,149 m_C1v, м131,68±76,64 2,0-370,80155,96±149,19 5,0-773,80-0,99 0,320 АО_C1v, м-1804,78±273,56 -2147,0-(-1161,0)-1693,30±347,48 -2380,6-(-1127,7)-1,67 0,099 m_C2b, м220,04±79,80 69,0-397,60232,48±108,00 54,70-400,0-0,62 0,539 АО_C2b, м-1487,0±279,03 -1803,0-(-841,20)-1354,0±351,54 -2010,70-(-831,70)-1,96 0,054 m_C2vr, м233,33±26,17 146,0-293,50228,54±38,03 71,0-304,600,70 0,487 АО_C2vr, м-1417,01±277,76 -1735,0-(-774,30)-1283,98±350,03 -1934,80-(-763,70)-1,97 0,052 m_P1, м441,55±82,33 319,90-655,90455,05±130,99 268,0-750,90-0,59 0,556 АО_P1, м-804,59±235,02 -1114,20-(-281,0)-647,81±260,24 -1175,30-(-167,70)-2,91 0,04 Здесь видно, что по всем отражающим горизонтам отмечается более глубокое залегание для нефтяных структур, чем для пустых. Мощности для пустых и нефтяных структур не различаются, кроме мощности верхнедевонско-турнейского комплекса, к которому приурочены ловушки массивного типа, что обусловлено развитием высокоамплитудных рифогенных построек в это время. Локальные критерии нефтегазоносности: площадь структуры по совмещенному контуру (Sк); длины длинной и короткой осей структуры, их соотношение (Lдл, Lк, К); амплитуды структур по кровлям отражающих горизонтов (A_Dт, A_D3, A_С1v, A_C2b, A_C2vr, A_P1); площади структур по кровлям отражающих горизонтов (S_Dт, S_D3, S_C1v, S_C2b, S_C2vr, S_P1); интенсивности структур по отражающим горизонтам (I_Dт, I_D3, I_C1v, I_C2b, I_C2vr, I_P1). Интервалы распределения, средние значения и критерии Стьюдента по локальным характеристикам представлены в табл. 3. Таблица 3 Статистические характеристики локальных критериев ПоказательСтруктурыt-критерий p нефтяныепустые Sк, км29,91±11,27 0,27-57,354,14±2,01 0,90-8,772,99 0,004 Lдл, м3962,21±2303,89 849,46-10418,393000,64±917,46 1144,61-4839,702,35 0,021 Lк, м2435,01±1533,47 397,99-7448,081691,22±424,50 996,30-2835,582,80 0,006 К, д.е.1,73±0,52 1,07-3,151,81±0,51 1,06-3,34-0,66 0,510 A_Dт, м21,33±13,57 8,0-40,025,12±22,43 7,0-100,0-0,39 0,704 S_Dт, км29,50±8,55 2,60-26,209,98±10,41 2,20-40,0-0,10 0,920 I_Dт, м/км7,02±2,49 4,91-11,599,03±6,03 3,16-20,87-0,78 0,441 A_D3, м81,77±38,98 8,0-150,033,44±22,72 7,0-100,06,47 0,000 S_D3, км217,66±17,11 1,40-71,309,55±9,03 2,20-40,02,52 0,014 I_D3, м/км23,42±13,00 4,91-54,9112,95±9,38 3,02-41,834,00 0,000 A_С1v, м77,63±38,91 8,0-150,034,26±22,67 7,0-100,05,82 0,000 S_C1v, км218,59±28,90 0,50-192,509,53±9,04 2,20-40,01,76 0,082 I_C1v, м/км23,04±12,62 4,91-56,5713,20±9,21 3,0-40,413,86 0,000 A_C2b, м61,88±31,66 8,0-120,027,65±20,12 3,0-100,05,53 0,000 S_C2b, км217,99±27,92 1,40-185,08,63±8,88 2,10-40,01,88 0,063 I_C2b, м/км18,34±10,01 2,65-48,1810,94±7,16 1,34-29,883,69 0,000 A_C2vr, м49,04±26,21 8,0-120,025,33±21,10 2,0-100,04,29 0,000 S_C2vr, км216,36±26,92 1,40-180,07,73±8,62 2,0-40,01,78 0,080 I_C2vr, м/км15,49±8,34 2,65-37,9511,30±10,66 1,15-57,971,96 0,054 A_P1, м34,66±23,98 7,0-130,022,20±21,48 5,0-100,02,08 0,042 S_P1, км211,03±10,46 1,20-52,507,81±9,32 0,30-40,01,24 0,221 I_P1, м/км4,20±2,91 0,85-15,762,69±2,61 0,61-12,132,08 0,042 Анализируя табл. 3, можно сказать, что средние площади нефтяных структур превышают средние площади пустых структур более чем в 2 раза. Также для нефтяных структур характерны большие значения длин осей. Соотношение длин осей роли не играет. В целом по всем отражающим горизонтам амплитуды, площади и интенсивности для нефтяных структур больше, чем для пустых структур. Достаточно много показателей имеют значимый t-критерий. Далее с помощью применения пошагового дискриминантного и регрессионного анализов были построены уравнения для определения вероятности нефтегазоносности по региональным, зональным и локальным показателям: Ррег = 1,3660 - 4,64∙10-6LККСП + 7,48∙10-4Уразл - 7,63∙10-2Kн.а + 3,27∙10-6Lнео, Fр > Fт; R = 0,991; p = 0,000; Рзон = 0,3481 + 2,18∙10-3m_D3 + 1,59∙10-3m_C2b + 2,13∙10-3AO_D3 + + 1,21∙10-2Птл - 1,99∙10-3АО _С2vr, Fр > Fт; R = 0,88; p = 0,000; Рлок = 0,0341 + 4,41∙10-3A_D3 + 1,01∙10-2Sк + 2,71∙10-3A_C1v, Fр > Fт; R = 0,98; p = 0,000. Показатели входят в модель в порядке их значимости. Все построенные уравнения являются статистически значимыми и имеют высокий коэффициент корреляции. Также было построено уравнение комплексной вероятности нефтеносности, которое имеет следующий вид: Pкомп = -0,222 + 08606Рлок + 0,4841Ррег + 0,0785 Рзон, Fр > Fт; R = 0,91; p = 0,000. На основе полученной модели были определены комплексные вероятности нефтегазоносности для структур Соликамской депрессии и построена схема распределения вероятности (рисунок). Здесь видно, что наиболее перспективная зона выделяется в центральной части Соликамской депрессии, приуроченной к Верхнекамскому месторождению калийно-магниевых солей. По построенным моделям были вычислены комплексные вероятности нефтегазоносности для подготовленных структур Соликамской депрессии и проведено их ранжирование (табл. 4). - подготовленная структура - граница ВКМКС Рис. Схема распределения вероятности нефтегазоносности на территории Соликамской депрессии Таблица 4 Комплексные вероятности подготовленных структур Название структурыРкомпНазвание структурыРкомп Ростовицкая0,998Брусничная0,519 Зырянская0,996Восточно-Пашковская0,515 Легчимская0,993Новологовская0,462 Пашковская 0,857Аристовская С0,437 Долгая 0,845Восточно-Бельская0,412 Западно-Долгинская0,832Клестовская0,389 Профильная0,815Южно-Жилинская0,361 Восточно-Долгинская 0,760Аристовская Ю0,346 Большесимская0,723Западно-Озерная С0,345 Голухинская0,571Западно-Озерная Ю0,345 Северо-Чашкинская0,551 По данным табл. 4 видно, что наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности являются Ростовицкая, Зырянская, Легчимская и Пашковская структуры. Необходимо отметить, что эти структуры находятся в пределах распространения калийно-магниевых солей. Таким образом, статистический анализ показал, что наибольшим успехом будут обладать подготовленные структуры, приуроченные к Верхнекамскому месторождению солей. Но при этом следует отметить, что бурение на этих структурах будет возможным лишь при соблюдении определенных условий по охране солей.