Закономерности заполнения ловушек углеводородов на территории Ножовского выступа Пермского края

Пермский край является старым, высокоизу-ченным нефтегазодобывающим регионом, в котором достаточно остро стоят проблемы восполнения минерально-сырьевой базы и компенсации уровней добычи УВ. Актуальность исследований обусловлена необходимостью минимизации рисков неподтверждения ресурсов локальных объектов и необходимостью наиболее рационального исполь- зования недр за счет доразведки разрабатываемых месторождений. Недоучет риска неполного заполнения ловушки может привести к ошибкам в ресурсной оценке и, как следствие, — к ошибкам в выборе приоритетных объектов бурения для прироста запасов. В связи с этим целью исследований является установление закономерностей заполнения ловушек УВ для повышения достоверности прогноза ресурсов на перспективных поднятиях. Объек-

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Масштаб 1 : 6 000 000

Рис. 1. Обзорная схема территории исследований

Fig. 1. Overview map of the study area

Границы ( 1 , 2 ): 1 — крупных тектонических элементов, 2 — Предуральского краевого прогиба.

БаС — Бабкинская седловина, БКМ — Бымско-Кун-гурская моноклиналь, БС — Башкирский свод, ВисМ — Висимская моноклиналь, ВКВ — Верхнекамская впадина, ВП — Вычегодский прогиб, ВПД — Верхнепечорская депрессия, КЧС — Косьвинско-Чусовская седловина, ПСУ — передовые складки Урала, РакС — Ракшинская седловина, СолД — Соликамская депрессия, Т — Тиманский кряж, ЦУП — ЦентральноУральское поднятие, ЮСД — Юрюзано-Сылвенская депрессия

Boundaries ( 1 , 2 ): 1 — large tectonic elements, 2 — Urals Foredeep.

БаС — Babkinsky saddle, БКМ — Bymsky-Kungursky monocline, БС — Bashkirsky arch, ВисМ — Visimsky monocline, ВКВ — Verkhnekamsky depression, ВП — Vychegodsky trough, ВПД — Verkhnepechorsky depression, КЧС — Kos’vinsky-Chusovsky saddle, ПСУ — Urals frontal folds, РакС — Rakshinsky saddle, СолД — So-likamsky depression, Т — Timansky ridge, ЦУП — Central Urals uplift, ЮСД — Turtuzano-Sylvensky depression том настоящего исследования являются локальные ловушки УВ на территории Ножовского выступа Пермского края (рис. 1).

Согласно поставленной цели сформулирован ряд задач, основными из которых являются:

• 1)    разработка зональных методик прогноза заполнения ловушек;

• 2)    переоценка ресурсов перспективных объектов;

• 3)    прогноз заполнения залежей на уже открытых месторождениях.

Методология исследований

Для решения поставленных задач на первом этапе исследований сформирована база данных, содержащая исходную информацию для анализа и прогноза по всем изученным бурением нефтегазоводонасыщенным локальным поднятиям территорий исследования. База данных включает 146 региональных и локальных параметров для 348 ловушек, характеризующих особенности их геологического строения по площади и в разрезе 11 перспективных пластов (абсолютные отметки ОГ и продуктивных пластов, амплитуды структур, ловушек и залежей, характеристики залежей УВ, региональные геохимические данные и др.).

Затем выполнены расчет и оценка достоверности коэффициентов заполнения ( К _зап) ловушек по трем вариантам: утвержденному, вероятному, возможному.

Утвержденный К _зап определялся по материалам подсчета запасов и рассчитывался на основании утвержденного уровня флюидального контакта (водонефтяного, газонефтяного и газоводяного) или условного подсчетного уровня. Для тех объектов, на которых водонефтяной контакт доказан данными скважин при условии контроля расстояния подошва нефти – кровля воды или водонефтяной контакт совпадает с замыкающей изогипсой по кровле пласта ( К _зап = 1 доли ед.), рассчитывался достоверный К _зап.

В случае низкой неопределенности оценки положения водонефтяного контакта, рассчитывался вероятный К _зап как промежуточный вариант между максимальной и минимальной оценками на основании имеющихся данных.

Возможный К _зап определялся по итогам прогноза понижения контакта на основании установленных зависимостей, насколько это возможно при имеющихся фактических данных.

Разработка зональных методик прогноза выполнена на основании анализа имеющейся геолого-геофизической информации с применением статистических методов исследований [1, 2]. Подход к исследованию заключается в определении критериев нефтеносности и закономерностей степени заполнения по группам геологических факторов риска: генерационного потенциала нефтегазоматеринских толщ, наличия и морфологических характеристик структуры, наличия и свойств коллектора, наличия и свойств покрышки, заполнения и сохранности залежи [3–6].

Закономерности заполнения ловушек на территории Ножовского выступа

Ножовский выступ Верхнекамской впадины расположен на юго-западе Пермского края, в его границах находятся девять разрабатываемых месторождений, три подготовленные и три выявленные структуры. Территория относится к землям с высокой степенью изученности: сейсморазведочными работами 3D покрыты все месторождения и 5 из 6 структур фонда (65 % площади); плотность глубокого бурения составляет 5,7 км2/скв. (145 глубоких скважин), плотность структурного бурения — 1,28 км2/скв. (642 структурные скважины).

Все открытые в пределах Ножовского выступа месторождения УВ приурочены к северо-западному борту позднедевонских рифовых гряд Камско-Кинельской системы прогибов. Участок находится в Ножовской зоне нефтегазонакопления, в границах которой установлена промышленная нефтеносность четырех нефтегазоносных комплексов (НГК): верхнедевон-турнейского (D₃–C₁t) карбонатного, нижне-средневизейского (C₁v) терригенного, верхневизей-башкирского (C₂b) карбонатного и верейского (C₂vr) терригенно-карбонатного ¹ .

Анализ изменения коэффициентов заполнения по разрезу

На первом этапе выполнен анализ изменения коэффициентов заполнения по разрезу. По результатам 1D-бассейнового моделирования, проведенного по скв. Ножовская-1, установлено отсутствие дефицита преобразованного ОВ — нефтегазоматеринские толщи характеризуются достаточной степенью катагенетической преобразованности и преимущественно находятся на стадиях мезокатагенеза MK1–MK3, соответствующих нефтяному окну [7, 8]. Теоретически все ловушки могут быть заполнены полностью, а главную роль в недозаполнении играют литофациальный и структурный факторы (рис. 2 A).

Диаграммы размаха медианных значений К _зап (см. рис. 2 B) показывают, что для 8 из 11 пластов ловушки характеризуются заполнением, близким к полному ( К _зап = 0,8–1 доли ед.). Для большинства промышленных залежей отмечается сложное блоковое строение поверхности водонефтяного контакта.

Каширский пласт К является повсеместно водонасыщенным. В ходе анализа данных бурения скважин установлено, что залежи не сформировались из-за затруднения вертикальной миграции ввиду наличия выдержанной мощной (34–36 м) региональной карбонатно-глинистой верейской покрышки, а также отсутствия надежной локальной покрышки над самим пластом (см. рис. 2 C).

Анализ гистограмм распределения коэффициентов заполнения показал, что для территории Ножовского выступа построение вероятностно-статистических моделей прогноза возможно для среднекаменноугольных продуктивных пластов и затруднено для пластов нижнекаменноуголь- ных отложений ввиду малой дисперсии и большой асимметрии распределений, иногда — малого объема выборки (см. рис. 2 D). Однако высокая степень изученности территории сейсморазведочными работами 3D, поисково-разведочным, эксплуатационным и структурным бурением позволяет выполнить детальный анализ особенностей геологического строения и изучить закономерности размещения залежей, а также степени заполнения ловушек УВ отдельно для каждого пласта.

Закономерности заполнения ловушек верхне-девон-турнейского карбонатного НГК

Верхнедевон-турнейский карбонатный НГК является вторым по объемам начальных извлекаемых запасов УВ на территории Ножовского выступа, в нем сосредоточено 35 % нефти. В комплексе выделяется три промышленно-продуктивных пласта — Т2, Т1, Т0, приуроченных к структурам облекания разновозрастных позднедевонских рифовых построек. В общем характер нефтеносности пластов определяется изолирующими свойствами покрышек и гипсометрическим положением ловушек (рис. 3).

Промышленная продуктивность самого нижнего пласта Т ₂ установлена на двух поднятиях, пласт характеризуется относительно низкой степенью изученности, сложным типом коллектора, представленным известняками и доломитами с неоднородным составом и признаками трещиноватости. Основным критерием нефтеносности является наличие локальной глинистой покрышки над пластом с коэффициентом глинистости ( К _гл) больше 0,12 доли ед. При отсутствии покрышки или меньшем К _гл залежь не формируется. Степень заполнения ловушек определяли методом геологических аналогий. Среднее значение прогнозного К _зап по данным поднятий-аналогов составляет 0,58 доли ед.

На территории Ножовского выступа большая часть ловушек пласта Т ₁ заполнена. На долю пласта приходится 97 % всех начальных извлекаемых запасов нефти верхнедевон-турнейского карбонатного НГК. Критериями нефтеносности являются гипсометрическое положение поднятия и мощность локальной карбонатно-глинистой покрышки над пластом. Установлено, что, если абсолютные отметки свода и замка структуры по ОГ II ^П меньше -1391 и -1405 м соответственно или толщина карбонатно-глинистой локальной покрышки составляет менее 2,5 м, ловушка будет водонасыщенной. В целом изолирующие свойства покрышек (глинистость) выше на севере территории, чем на юге: среднее значение К _гл по ГИС составляет 0,24 против 0,17 долей ед. Это объясняется особенностями сноса и седиментации глинистого материала с северо-запада в условиях мелководного шельфа при постепенном удалении от береговой линии и снижении интенсивности гидродинамического режима. Наиболее рациональным при прогнозе К _зап является вариант

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 2. Анализ изменения коэффициентов заполнения по разрезу

Fig. 2. Analysis of changes in factor of trap filling through the section

A

B

R o , %

D

0  0,2  0,4  0,6  0,8   1

Раннее нефтяное окно

ir

C mc

C 1 s

D fm

D ef

Пласты

Большинство промышленных залежей характеризуется заполнением, близким к полному

0,2  0,4  0,6  0,8   1

0   0,2  0,4  0,6  0,8   1

0  0,2  0,4  0,6  0,8   1

A — степень преобразованности ОВ, скв. Ножовская-1, B — диаграмма размаха значений К _зап, утвержденного по подсчету запасов для промышленных залежей (П₃), C — радиоактивный каротаж в скв. Ножовская-2, D — гистограммы распределения К _зап, утвержденного по подсчету запасов для промышленных залежей.

• 1    — R _о, %, в скв. Ножовская-1; 2 — R _о, %, по Sweeney&Burnham; 3 — медиана; 4 — размах значений 25–75 %; 5 — исходные данные

A — OM transformation degree, Nozhovskaya-1 well, B — diagram of К _зап value ranges approved in accordance with reserves assessment for commercial accumulations (П₃), C — nuclear logging in Nozhovskaya-2 well, D — histograms of К _зап approved in accordance with reserves assessment for commercial accumulations.

• 1    — R _о, %, in Nozhovskaya-1 well; 2 — R _о, %, according to Sweeney&Burnham; 3 — median; 4 — 25–75 % range of values; 5 — input data

использования данных по ближайшим аналогам, которые будут схожи с оцениваемой структурой по генезису, морфологическим характеристикам и параметрам покрышки. Среднее значение прогнозного К _зап по территории составляет 0,84 доли ед.

Верхний пласт Т0, приуроченный к подошве черепетского горизонта турнейского яруса, ха- рактеризуется наибольшей литологической неоднородностью и наиболее сложным характером нефтенасыщения в рассматриваемом НГК. Замещение коллектора в пласте связано со свойствами так называемой ложной покрышки, которая с точки зрения трехчленного строения резервуара представляет собой промежуточную толщу меж-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 3. Закономерности заполнения ловушек D₃–C₁t НГК на примере пласта Т₀ Fig. 3. Filling patterns of D₃–C₁t play traps by the example of Т₀ reservoir

К возможный

Пласт Т:

• -    промышленно продуктивен на 10 поднятиях;

• -    литологически неоднородный;

• -    сложный характер насыщения

Ножовский выступ

ЛП выполняет роль истинной Критическое значение толщины ложной покрышки 17 м

Больше – замещение коллектора

Свойства локальной покрышки

Критическое значение К = 0,082 доли ед.

Критическое значение К = 6,2%

Мощность промежуточной толщи 12

Коэффициент глинистости локальной покрышки пласта Т

¥ 10

2 о

24  26  28

16  18  20  22

Н ПТ, м

8   10  12  14

2 о

1=1 3

МВ 12

0,04  0,06  0,08  0,1

мя 13

0,12  0,14  0,16  0,18

К гл , доли ед.

0,2  0,22

1,0 –1390

Критерии нефтеносности

• 1)    АО свода по ОГ ≥ –1374 м;

• 2)    АО замка по ОГ ≥ –1390 м;

• 3)    5 структуры > 1892 тыс. м²

Если хотя бы один из параметров структуры меньше критических значений – залежь не прогнозируется

!Риск замещения коллектора!

Понижающий коэффициент к площади нефтеносности К = 0,82 доли ед.

И7

@

8Г-----19

1 — обобщенный контур водонефтяного контакта месторождений УВ; 2 — контуры структур по ОГ IIП (кровля D3– C1t); 3 — возможный Кзап перспективных структур по пласту; 4 — литологически экранированная залежь; 5 — вода; 6 — неколлектор; залежь (7, 8): 7 — непромышленная, 8 — непромышленная в условном радиусе дренажа скважины; структуры (9, 10): 9 — подготовленные, 10 —рекомендуемые в фонд подготовленных; 11 — намеченные приподнятые зоны; залежи нефти с возможным Кзап, доли ед. (12, 13): 12 — 1, 13 — 0,7–1; 14 — числитель — Кзап возможный, доли ед., знаменатель — возможный водонефтяной контакт, м; пласты Т0 (15, 16): 15 — проницаемый, 16 — плотный; структуры (17, 18): 17 — нефтенасыщенные, 18 — водонасыщенные; 19 — замещение коллектора ду кровлей коллектора и региональной глинистой визейской покрышкой [9–13]. Установлено, что ложная покрышка на территории Ножовского выступа выполняет роль истинной и через нее не рассеиваются скопления УВ. При толщине ложной покрышки больше 17 м наблюдается замещение коллектора плотными породами. При наличии коллектора нефтеносность определяется изолирующи- ми свойствами локальной карбонатно-глинистой покрышки. Выявлено, что, если локальная покрышка характеризуется Кгл меньше 0,082 доли ед. или коэффициентом пористости (Кп) больше 6,2 %, ловушка будет водонасыщенной.

В целом для пласта установлены критические значения абсолютных отметок свода (-1374 м), замка структуры (-1390 м) по ОГ II ^П и размера площади

0 OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION

S (1892 тыс. м ² ), ниже которых наличие промышленных залежей не прогнозируется. При оценке К _зап применяется метод геологических аналогий, среднее значение К _зап на поднятиях-аналогах составляет 0,89 доли ед. При расчете площади нефтеносности для учета риска возможного частичного замещения коллектора рекомендуется применять понижающий коэффициент К _S = 0,82 доли ед., вычисленный по данным поднятий-аналогов.

Закономерности заполнения ловушек ниж-не-средневизейского терригенного НГК

Нижне-средневизейский терригенный НГК является основным на территории Ножовского выступа Пермского края, содержит наибольшее (50 %) количество начальных извлекаемых запасов нефти. В комплексе выделяется три промышленно-продуктивных пласта — Бб, Тл_2-б, Тл_2-а, характер нефтеносности которых определяется главным образом строением визейской палеодельты [14]. Каждый пласт характеризуется собственными закономерностями заполнения ловушек ² .

Нижний пласт Бб промышленно продуктивен на 12 поднятиях. Для него характерны коллекторы большой мощности с высокими фильтрационно-емкостными свойствами и наиболее сложный в комплексе характер насыщения. Нефтеносность ловушек зависит от наличия коллектора, соотношения фильтрационно-емкостных свойств и гипсометрического положения ловушек. Бобриковский пласт отделяется от вышележащих тульских аргиллитовой толщей мощностью 1–20,2 м, являющейся надежным литологическим экраном. Для территории Ножовского выступа нефтеносность пласта Бб не зависит от региональных геохимических факторов. Наличие нефтегазоматеринской толщи и достаточного количества сгенерированных УВ не вызывает сомнений, о чем свидетельствует факт полного заполнения некоторых ловушек пласта Бб и ловушек вышележащих пластов.

При исследовании протрассированы палеорусла, соответствующие этапу раннебобриковской регрессии, на основании которых территория разделена на четыре зоны (рис. 4). Зона I выделена по первому — западному — рукаву палеодельты, в ней расположены только водонасыщенные поднятия. Зона II приурочена к палеоводоразделу, в ней наблюдается преимущественное замещение коллекторов плотными глинистыми породами. В данных зонах водонасыщение ловушек связано с миграцией УВ вверх по разрезу, наличие нефтенасыщенных ловушек не прогнозируется. В зоне III, выделенной по второму рукаву палеодельты, расположены нефтенасыщенные ловушки, характеризующиеся неполным заполнением ( К _зап = 0,65 доли ед.). Установлено, что в зоне III пласты Тл_2-б и Бб представ-

RESULTS ляют собой единую гидродинамическую систему. В качестве критериев нефтеносности определены критические значения абсолютных отметок свода поднятия по пласту, ниже которых ловушки будут водонасыщенными. В зоне IV, приуроченной к третьему и четвертому рукавам палеодельты, находятся нефтенасыщенные ловушки с близким к полному заполнением (Кзап = 0,93 доли ед.), залежи пласта Бб независимые.

Вышележащий пласт Тл _2-б выдержан по характеру насыщения и степени заполнения ловушек, приурочен к подошве терригенной пачки тульского горизонта и промышленно продуктивен на всех месторождениях Ножовской группы. Основным фактором, определяющим наличие залежи, можно считать относительно мощные врезовые тела тульского возраста с высокими фильтрационными свойствами и их соотношение со свойствами коллекторов ловушки. Особенности литофациальных условий осадконакопления и, как следствие, различие фильтрационных свойств оказали влияние на процессы вторичной миграции при формировании залежей.

Водонасыщение установлено только на одном поднятии и связано с наличием относительно мощного тульского палеовреза с высокой (больше в 3–6 раз) проницаемостью. Вероятно, залежь не сформировалась из-за вторичной миграции УВ вдоль высокопроницаемого руслового канала. Для всех остальных ловушек характерно частое тонкое переслаивание коллекторов, преимущественно алевролитового состава с глинистыми пропластками. Анализ уровней водонефтяного контакта показывает, что ловушки характеризуются заполнением, близким к полному, не зависимо от размеров и гипсометрического положения. Среднее значение К _зап составляет 0,92 доли ед.

Пласт Тл _2-а приурочен к кровле терригенной пачки тульского горизонта и промышленно продуктивен на пяти из девяти месторождений Ножовской группы. Нефтеносность пласта Тл_2-а зависит главным образом от наличия коллектора. Для пласта характерна наибольшая в комплексе изменчивость литологического состава, которая связана со строением палеорусел тульского возраста. На основании строения палеорусел, соответствующих этапу тульской регрессии, территория участка разделена на две зоны (рис. 5). В зоне I, выделенной на западе территории, находятся нефтенасыщенные ловушки с заполнением, близким к полному. Среднее значение коэффициентов заполнения составляет 0,93 доли ед., при расчете площади нефтеносности также рекомендуется применять вычисленный понижающий коэффициент К _S = 0,8 доли ед. Зона II приурочена к палеоводоразделу между основным руслом и меандром второго протрассированного рукава. Здесь наблюдается преимущественное замещение коллектора плотными глинистыми разностями, наличие промышленных скоплений не прогнозируется. Возможны непромышленные за-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 4. Закономерности заполнения ловушек бобриковского пласта Бб

Fig. 4. Filling patterns of the Bobrikovsky Бб traps

К возможный

Пласт Бб:

• -    промышленно продуктивен на 12 поднятиях;

• -    коллекторы большой мощности, высокие фильтрационно-емкостные свойства;

• -    сложный характер насыщения

378.8

Протрассированы русла, соответствующие этапу раннебобриковской регрессии

Ножовский выступ

Illa

-135<Л 8-135:

Ml]

1360,2-1370.6

ЗонаI «Вода»

ЗонаII палеоводораздел «Вода + плотно»

Залежь не прогнозируется

Зона IV «Нефть»

Залежи пласта независимые. Заполнение, близкое к полному. К прогнозируемый = 0,93 доли ед.

ЗонаIII «Нефть»

Единая гидродинамическая система Тл 2-б – Бб, неполное заполнение

1 I ^шмнвн 2 ив 3

1 — контуры структур по ОГ II^К (кровля C₁tl_тер); 2 — границы зон перспективности пласта; 3 — вода + плотные породы; бобриковские палеорусла ( 4 – 6 ): 4 — по данным региональных работ², 5 — выделенные в рамках исследования, 6 — выделенные сейсморазведкой 3D; залежи нефти с возможным К _зап ( 7 , 8 ): 7 — 0,5–0,7, 8 — < 0,5.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

1 — structure outline in II^К Reflector (C₁tl_тер Top); 2 — boundaries of promising zones of a bed; 3 — water + impermeable rock; Bobrikovsky paleo-channels ( 4 – 6 ): 4 — according to data of regionalworks², 5 — identified during the course of the study, 6 — identified in 3D seismic data; oil pools with possible К _зап ( 7 , 8 ): 7 — 0.5–0.7, 8 — < 0.5.

For other Legend items see Fig. 3

лежи нефти в единичных скважинах вблизи замка структур.

Закономерности заполнения ловушек верхне-визей-башкирского карбонатного НГК

На территории Ножовского выступа промышленная нефтеносность верхевизей-башкирского карбонатного НГК связана с пластами Бш₁, Бш₂ и Бш. Поднятия данного НГК представляют собой органогенные постройки башкирского возраста, осложненные останцами предбашкирского размыва и палеокарстом ³ . Для башкирских залежей характерна особенность, заключающаяся в совпадении ареалов нефтеносности по башкирским и визейским залежам. Промышленные залежи башкирских пластов распространены по всей территории Ножовского выступа (рис. 6).

В ходе исследований выделены критические значения морфоструктурных параметров (абсолютная отметка свода по ОГ IП — -1073 м, площадь структуры — 486 тыс. м2, периметр — 2,5 км, выраженность — 6), ниже которых нефтеносность на территории не установлена и существует высокий риск отсутствия залежей. Для нефтенасыщенных ловушек установлено, что степень заполнения УВ тем больше, чем больше размер структур и выше их гипсометрическая расположенность.

Поле корреляции наблюдаемых и предсказанных значений К _зап показывает, что по регрессионному уравнению также возможно разделение групп ловушек с хорошим, слабым заполнением и непромышленных залежей (рис. 7).

По промышленным залежам установлена зональность пласта Бш, для прогноза К _зап рассчитано уравнение множественной регрессии:

К зап _Бш = 6,516020 + 0,026357 ∙ h общ ∙ K песч + + 0,00579 ∙ АО сводОГ + 0,000031 ∙ P ОГ - 0,003149 ∙ В (скорректированное значение R ² = 0,57; стандартная ошибка оценки — 0,129),

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 5. Закономерности заполнения ловушек тульского пласта Тл_2-а

Fig. 5. Filling patterns of the Tul’sky Тл_2-а traps

llllll

где К _зап_Бш — прогнозируемый коэффициент заполнения, доли ед.; h _общ — общая мощность пласта, м; К _песч — коэффициент песчанистости, %; АО_сводОГ — абсолютная отметка свода структуры по ОГ I ^П , м; P _ОГ — периметр структуры по ОГ I ^П , м; В — выраженность, равная произведению амплитуды структуры по ОГ на коэффициент, показывающий отклонение от формы круга, м.

Среднее значение К _зап по территории — 0,82 доли ед.

Закономерности заполнения ловушек верейского терригенно-карбонатного НГК

На территории Ножовского выступа нефтегазоносность верейского терригенно-карбонатного НГК менее значительна, чем у нижележащих комплексов. Промышленная нефтеносность связана с пластами В3 и В4. Размещение залежей в верейском НГК совпадает с промышленной нефтеносностью в башкирских отложениях, однако ареал их распространения более ограничен. Промышленные залежи пластов В3 и В4 в большей степени сосредоточены в южной и северо-западной частях Ножовского выступа.

Большинство локальных поднятий среднекаменноугольного комплекса на рассматриваемой территории осложнены останцами предбашкирско-го размыва и палеокарстом. Образование залежей в верейских отложениях главным образом связано с прорывом УВ из нижележащих средне- и нижнекаменноугольных толщ на участках с развитием постседиментационных процессов выщелачивания в карбонатах позднебашкирских отложений и трещиноватости аргиллитов в подошве верейских отложений, которые не всегда обеспечивали надежную изоляцию между среднекаменноугольными от-ложениями2.

Для ловушек, содержащих промышленные залежи УВ, на территории Ножовского выступа характерно отсутствие полного заполнения. Подавляющее большинство ловушек имеет достоверные значения К _зап от 0,14 до 0,92 доли ед., среднее достоверное значение К _зап = 0,69 доли ед.

Поскольку нижележащий пласт В₄ отделен от пласта В₃ прослоем аргиллитов толщиной 2–5 м, проверена гипотеза о наличии зависимости между мощностью покрышки и утвержденным К _зап. По результатам корреляционного анализа зависимость между параметрами не установлена, но выявлено критическое значение мощности: 74 % ловушек с мощностью покрышки менее 4,7 м не заполнялось УВ.

Рис. 6. Закономерности заполнения ловушек башкирского пласта Бш

Fig. 6. Filling patterns of the Bashkirian Бш traps

К возможный

Пласт Бш:

• -    промышленно продуктивен на 22 поднятиях;

• -    совпадение ареалов нефтеносности с залежами в С 1 v НГК;

• -    структуры осложнены органогенными постройками, останцами предбашкирского размыва и палеокарстом

  Ножовский выступ

  
  

  Пласт

  
  
0.2-0.3

Пласты Бш , Бш

Пласт Бш

-1065.2-1067^

- ^-“"

0,45

0,66

-1086,5

3w

-106ЙВ

ОДШ1 -1059,6-1 МО,8

0.74,96   '

1058,0-1069,3

21^_______________ ALtLS___

Диаграмма рассеяния К _зап от выраженности ловушки

о

R ² = 0,57; станд. ошибка оценки — 0,129

К зап _ Бш = 6,516020 + 0,026357 · h общ · K песч + 0,00579 · АО сводОГ + + 0,000031 · P – 0,003149 · В

CD f CD

0,8

0,6

0,4

0,2

t – 0,2

заполнение

Слабое заполнение

^o о—ae-e    Непромышленные залежи

0   20  40   60   80  100  120  140  160

Выраженность ловушки ( К ^. А ), м.

На территории Ножовского выступа по поверхности ОГ I ^К четко выделяется три приподнятых блока, ограниченных изогипсой -1020 м: западный (I), центральный (II) и восточный (III). В зонах I и II возможны залежи только в пласте В₃. Залежи в пласте В₄ не сформировались из-за отсутствия надежной локальной покрышки — толщина глинистой покрышки меньше 4,7 м. Для прогноза заполнения ловушек пласта В₃ рассчитано уравнение множественной регрессии:

Кзап_В3 = 16,57459 + 0,44983 ∙ hобщ ∙ Kпесч – 0,00829 ∙ ∙ Hпокрышки_Бш + 0,01734 ∙ АОсводОГ (скорректированное значение R2 = 0,76; станд. ошибка оценки — 0,157), где Кзап_В3 — прогнозируемый Кзап, доли ед.; hобщ — общая мощность пласта, м; Кпесч — коэффициент песчанистости, %; Hпокрышки_Бш — мощность башкирской региональной покрышки, м; АОсводОГ — абсолютная отметка свода структуры по ОГ IК, м.

В зоне III залежи возможны в пластах В3 и В4, толщина локальной глинистой покрышки (HЛГП) составляет не менее 4,7 м. Для прогноза рекомендуется использовать метод геологических аналогий.

Средние значения К _зап пластов В₃ и В₄ составляют 0,84 и 0,72 доли ед. соответственно.

Для водонасыщенных ловушек определены критические значения морфоструктурных параметров (абсолютная отметка свода по ОГ I ^П — -1000 м, площадь структуры — 819 тыс. м ² , выраженность структуры — 13,2 м). Если значение хотя бы одного из них меньше указанного, залежь не прогнозируется.

Результаты научных исследований

Научная новизна

С точки зрения научной новизны, результаты исследований сводятся к следующему.

• 1.    Сформирована база данных, которая является уникальным источником информации для прогноза продуктивности на новых структурах и поиска пропущенных залежей, так как объединяет исходные данные как по ловушкам и залежам промышленных аналогов, так и по непромышленным и непродуктивным ловушкам. В базу данных включены 146 региональных и локальных характеристик для 348 локальных ловушек в разрезе 11 перспек-

  
  
  

• 2.    Разработаны зональные методики прогноза заполнения ловушек: 10 индивидуальных методик для ловушек пластов В₃, В₄, Бш₁, Бш₂, Тл_2-а, Тл_2-б, Бб, Т₀, Т₁, Т₂ на территории Ножовского выступа Пермского края.

• 3.    Требуемые для прогноза исходные данные доступны на поисковом этапе геолого-разведочных работ. Разработанные методики характеризуются необходимыми показателями качества, что позволило на их основании выполнить переоценку ресурсной базы участка исследований.

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 7. Поле корреляции между предсказанными и наблюдаемыми значениями К _зап, пласт Бш

Fig. 7. Correlation region between the predicted and observed К _зап values, Бш bed

тивных пластов по Ножовскому выступу Пермского края.

Практическая значимость

По результатам апробации разработанных методик отметим следующее.

• 1.    Выполнена переоценка ресурсов перспективных объектов на участке исследования. Для Ножовского выступа по результатам переоценки начальные извлекаемые ресурсы категорий D₀ + D_Л суммарно увеличились на 20 %. Всего проанализировано 66 объектов. Прирост ресурсов обусловлен предложением по включению в фонд четырех новых подготовленных и выявленных структур. Из

• 2.    Выполнен прогноз К _зап для залежей на уже открытых месторождениях с неопределенным флюи-дальным контактом и запасами, не учтенными Государственным балансом. По результатам прогноза сформирован перечень объектов, который рекомендовано учесть при разработке программы доразведки месторождений. Применение К _зап позволяет прогнозировать изменение извлекаемых запасов УВ.

известных на сегодняшний день три выявленные структуры рекомендованы к исключению из фонда. Для объектов нераспределенного фонда, в связи с изменением структурных построений и применением коэффициента заполнения, извлекаемые ресурсы уменьшились на 10 %.

Таким образом, основной вывод по результатам выполненных исследований заключается в следующем: на основании разработанных методик возможно осуществлять прогноз степени заполнения ловушек, который позволяет минимизировать риски неподтверждения ресурсов, выделять объекты для доразведки и оценивать возможные приросты запасов на уже открытых месторождениях УВ.