Выделение нефтеперспективных зон на основе корреляции проницаемых пластов верхневендской толщи с помощью методов ГИС

Основой добычи и восполнения минерально-сырьевой базы углеводородного сырья на территориях Пермского края и Удмуртской Республики являются перспективные отложения нефтегазоносных комплексов палеозоя, которые на сегодняшний день в значительной степени освоены. Сложившаяся ситуация создаёт необходимость поисков новых запасов углеводородов в «нетрадиционных» отложениях, т.е. в глубоко погруженных. На изучаемых нами территориях к «нетрадиционным» относятся коллекторы в отложениях додевонского возраста и в первую очередь в терригенных толщах вендского комплекса. Вендский терригенный комплекс на исследуемой территории представлен преимущественно верхним отделом мощностью от нескольких сотен мет- ров до 2,5–3 км в северо-восточных районах Пермского края (Башкова, 2009; Карасёва (Белоконь), 2005).

В данной работе рассматриваются особенности строения и перспективы нефтегазоносности верхневендских отложений на территории Удмуртской республики и Пермского края посредством корреляции проницаемых пластов в терригенной толще верхнего венда, перспективы нефтеносности которого подтверждены открытыми промышленными залежами нефти.

Методика работ

Для того чтобы выделить нефтеперспективные зоны, необходимо было решить ряд задач:

Проницаемые пласты выделялись по материалам геофизической обработки и переинтерпретации данных ГИС, выполненных в скважинах: 1060 Шарканской, 608 Титпинской, 1012 и 1018 Поломской, 52 Соколовской, 1,2 и 3 Сивинской, 60 и 37 Верещагинской площадей бурения. Корреляция разрезов скважин проходила с приведением геологических разрезов к поверхности отложений кыквинской свиты.

Стратиграфическая корреляция разрезов скважин по каротажным диаграммам требует сбора и подготовки материалов по скважинам. Для изучения разрезов скважин, как считает В.А. Долицкий (1966), необходимо использовать стандартный каротаж – кажущееся сопротивление (КС), радиоактивный каротаж (РК) и кавернометрию (КВ=ДС). Характер насыщения и мощность коллектора определяются по результатам БК, ИК или БКЗ (Та-рунина, 2008).

Стоит отметить, что все анализируемые скважины пробурены в зоне развития нефтематеринских пород и установленных нефтебитумопроявлений в верхневендских отложениях на территории Верхнекамской впадины. Мощность верхневендских отложений в исследуемых скважинах изменяется от 190 до 700 м при относительно неглубоком залегании кровли венда (2-3км).

Результаты

На построенном корреляционном профиле (рис.1) нанесены скважины, в которых установлены нефтепроявления по керну либо получены притоки нефти, сконцентрированные в нижней части вендского разреза (верещагинская и кык-винская свиты). В трех скважинах (1060

Шарканской, 608 Титпинской и 60 Верещагинской площадей) был получен промышленный приток нефти в отложениях верещагинской свиты. Таким образом, данные скважины вскрыли единый песчаный проницаемый пласт IV. Этот пласт хорошо прослеживается в подошве верещагинской свиты и в остальных скважинах данного профиля, представлен песчаниками, переслаивающимися с аргиллитами и алевролитами. Его мощность изменяется от 4 (скв. 1018 Поломская) до 18 м (скв. 52 Соколовская). При опробовании пласта IVв открытом стволе скважины 52 Соколовской площади был получен приток воды.

В разрезах скважин 1 и 2 Сивинской площади, 60 и 37 Верещагинской площади выделен пласт V^I в отложениях кык-винской свиты (рис. 1). Опробования как в открытом стволе, так и через эксплуатационную колонну, не проводились. По показателям стандартного электрокаротажа пласт имеет повышенное сопротивление в трех из перечисленных скважин. В скважине 37 между пластами IV и V^I выделяется пласт V^II. Пласт имеет повышенное сопротивление (30 Омм), кроме того, результаты геохимических исследований керна из данного пласта показывают высокие значения С орг – 1,65% иБ хл – 0,156 %.

В тех же отложениях кыквинской свиты прослеживается пласт V, который фиксируется по каротажным диаграммам в разрезах девяти скважин: 1060 Шаркан-ской, 608 Титпинской,1018 Поломской, 52 Соколовской, 3,1 и 2 Сивинской, 60 и 37 Верещагинской площадей. Этот пласт-коллектор имеет ограниченное распространение и «выпадает», к примеру, из разреза скважины 1012 Поломской. Пласт имеет меньшую среднюю мощность, чем вышезалегающий пласт IV, за исключением разрезов скважин, находящихся в западной части данного профиля. Его толщина варьирует в диапазоне от 3,5 (скв. 52 Соколовская) до 32 м (скв. 608 Титпин-ская).

60 Верещагинская

Рис. 1. Корреляционный профиль 1060 Шарканская – 37 Верещагинская

Из пласта V в процессе испытаний через эксплуатационную колонну в скважине 52 Соколовской площади был получен приток нефти с промышленным дебитом 3,6 т/сут.

Кроме всего вышеизложенного, определенный интерес представляют пласты VI^II и VI^I. Пласт VI^II выделен в разрезах скважин 1012, 1018 Поломской и скв. 37 Верещагинской площадей. По результатам испытаний, проведенных в эксплуатационной колонне в интервале залегания этого пласта, в скв. 1018 Поломская был получен непромышленный приток нефти (0,09 м³). Ниже пласта VI^II выделен пласт VI^I, прослеживаемый в разрезах скважин 1018 Поломской, 3 и 1 Сивинской площадей. Испытание его через колонну было проведено только в скважине 1018, где получен непромышленный приток безводной нефти с дебитом 0,3 м³.Кроме того, в интервале залегания пласта отмечены нефтепроявления по керну в скважинах 1018 Поломская и 1 Сивинская. По результатам геохимических исследований керна из скважины 37Верещагинской в песчаниках пластаVI^IIустановлено повышенное содержание С орг – 1,88% и Б хл – 0,47%, а также отмечены нефтепроявле-ния (рис. 2).

Рис. 2. Фрагмент разреза скважины Верещагинская 37

Результаты геохимических исследований образцов пород из нижезалегающих пластов в данной скважине показали также высокое содержание С орг – 1,88% и Б хл – 0,47% (максимальные значения), что позволяет предполагать наличие нефтяной залежи.

Необходимо отметить, что скважина 37 Верещагинская пробурена в неоптимальных условиях, т.к. по структурному плану верхневендского комплекса располагается между двух структур. Проницаемый пласт VIII имеет ограниченное распространение в связи с его литологической изменчивостью и в остальных скважинах, кроме 1018 Поломской, уже не прослеживается.

Пласт VI, залегающий в подошве кык-винской свиты, имеет самое непротяженное распространение по профилю, поскольку был вскрыт лишь скважинами 1 и 3Сивинской площади. В первой скважине были испытаны в эксплуатационной колонне совместно пласты VII и VI, получен приток воды с нефтью дебитом 1,1 м3/сут. В разрезе скважины Сивинская-2 отмечены только нефтепроявления по керну.

Коллекторы в отложениях вендского терригенного комплекса отличаются хорошими емкостными и фильтрационными свойствами. Тип коллектора обычно поровый. Повышенные значения коллекторских свойств пород верхнего венда, как правило, приурочены к границам свит. Флюидоупорами служат мощные пласты-покрышки, представленные аргиллитами и алевро-аргиллитами (Карасева (Белоконь) и др., 2001)

Выявив на выбранном корреляционном профиле три основных проницаемых пласта, автор построил карты изменения мощности этих пластов в границах рассматриваемой площади (рис. 3).

Эти построения наглядно продемонстрировали, что наиболее перспективными для дальнейших исследований являются пласты IV и V, т.к. их мощность и коллекторские свойства увеличены в скважинах, расположенных на юге и юго-востоке площади. На севере и северо-западе пла- сты, особенно пласт V, уменьшаются по мощности и расслаиваются глинистым и алевро-глинистым материалом. По сравнению с этими пластами, пласт VI имеет меньшую мощность, выклинивается в северном и юго-восточном направлении в связи с литологическим замещением.

а                         б                     в

Рис. 3. Карты изменения мощности проницаемых пластов: а – пласт IV, б – пласт V, в – пласт V

Выводы

• 1.    IV пласт, залегающий в подошве верещагинской свиты, имеет самое широкое распространение по площади и отчетливо выделяется по ГИС во всех скважинах профиля. Следовательно, он более интересен для дальнейшего изучения и оценки его перспективности на обнаружение промышленных залежей в ловушках структурного (антиклинального) и неструктурного (литологически экранированного) типов.

• 2.    V пласт, залегающий в отложениях кыквинской свиты, выделяется в большинстве скважин профиля, при этом в двух скважинах при испытании этого пласта получены притоки нефти. Кроме того, в нем установлены незначительные нефте-проявления по керну, а также битумопро-явления. Таким образом, пласт V можно считать вторым по степени перспективности на наличие залежей УВ на территории Верхнекамской впадины.

• 3.    Пласты VI^I и VI^II характеризуются наличием зон выклинивания. Однако результаты проведенных геохимических исследований образцов пород(высокое со-

• держание Сорг и Бхл), испытаний и опробований в процессе бурения скважин свидетельствуют в пользу их нефтеперспективности.

• 4.    VI пласт, залегающий в подошве кыквинской свиты, характеризуется значительной литологической изменчивостью и недостаточной изученностью.

В заключение стоит отметить, что улучшение коллекторских свойств в юговосточном направлении и мощности проницаемых пластов с установленной нефте-насыщенностью, даёт основание считать это направление достаточно перспективным для поисков залежей вендской нефти. Совместное использование материалов ГИС и сейсмопрофилей обеспечивает реальную возможность протрассировать проницаемые пласты, что расширяет перспективы использования отложений глубокопогруженных комплексов.