В  пределах зон нефтегазонакопления типична ситуация, когда рядом с локальными структурами, хорошо изученными бурением и сейсморазведкой, находятся районы с редкой сеткой скважин и слабой освещенностью детальными сейсморазведочными работами и неоднозначно оцененными геологическим строением и границами распространения открытых и прогнозных залежей. Примером может служить область развития рифогенной системы Центрально-Хорейверской зоны поднятий Тимано-Печорской провинции (рис. 1), где практически все открытые залежи необходимо доразведать и уточнить их строение.

Эффективность прогноза может быть повышена детальным моделированием отдельных участков в рамках единой зональной модели, в которой будет интегрирована геолого-геофизическая информация по всей зоне.

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЯ

Трудности изучения и формализации карбонатных резервуаров хорошо известны. Разнообразие органогенных сооружений определяет многовариантность типов приуроченных к ним ловушек. Ритмичность накопления фаций, многократная смена по вертикали различных пород, расчлененность морфологически простых и сложных массивов внутриформационными поверхностями перерывов, резкие границы фациальных переходов приводят к формированию сложных многопластовых ловушек.

В России и за рубежом накоплен большой опыт моделирования резервуаров, приуроченных к рифогенным образованиям. Анализ показывает, что методика моделирования органогенных сооружений разработана гораздо слабее методик моделирования терригенных тел. Стандартные алгоритмы формализации карбонатных построек требуют бурения большого числа скважин и построения детальных сейсмических поверхностей (желательно 3D). Для использования специальных алгоритмов необходимо знать практически все параметры органогенного сооружения (размеры по трем измерениям, форма в плане и разрезе, протяженность и многое другое). Как известно, геологам чаще приходится работать в условиях недостатка информации, чем ее переизбытка, а моделирование условий осадконакопления, выходящее в этом случае на первый план, в алгоритмах не предусмотрено. Можно сказать, что разработка методологий, методик и способов моделирования карбонатных резервуаров продолжается и будет еще долго оставаться актуальной проблемой.

Анализ природных резервуаров, приуроченных к рифогенным массивам, наиболее эффективен, если основывается на комплексе методов – формационном и литолого-фациальном анализах, анализе ритмичности и секвенстратиграфии, на методах атрибутного анализа сейсмического материала и специальных промыслово-геофизических исследованиях, на методах палеореконструкций и др.

Рис. 2. ФРАГМЕНТ 3-МЕРНОЙ ПАЛЕОСТРУКТУРНОЙ МОДЕЛИ ВЕРХНЕДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНО-ХОРЕЙВЕРСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ Граница выравнивания к концу: А – D3fm1, Б – D3f3, B – D3dm, Г – D3tm+sr; Д – схематический палеоструктурный профиль

Рассмотрим возможности 3-мерного палеоструктурного анализа применительно к прогнозу зон распространения разнотипных верхнедевонских органогенных сооружений, составляющих единый природный резервуар в районе Центрально-Хорейверской зоны поднятий.

Вопросы палеогеоморфологии рифогенных сооружений Тимано-Печорской провинции впервые описаны в работах М.М.Грачевского, который разработал специальный комплекс исследований для расшифровки палеогеоморфологической ситуации при корреляции разнофациальных толщ, позволяющий эффективно прогнозировать погребенные рифы. Изучение палеогеоморфологической обстановки и разработка типизации органогенных построек по морфологическим и палеогеографическим признакам в Тимано-Печорской провинции получили развитие в трудах Т.И.Кушнаревой, Н.Д.Матвиевской, А.В.Соломатина, Б.П.Богданова, В.В.Меннера, Г.А.Шуваловой, А.В.Барановой, М.В.Михайловой, Н.И.Никонова, Л.В.Пармузиной, В.И.Богацкого, В.А.Жемчуговой, Н.В.Беляевой, Н.К.Фортунатовой. Этими исследователями доказано, что на литолого-фациальный характер седиментационных циклов определяющее влияние оказывает палеогеоморфологическая обстановка, а реконструкция погребенного рельефа представляет собой важнейшее условие правильного сопоставления разнофациальных толщ [4].

В Центрально-Хорейверской зоне поднятий имеются практически идеальные условия для проведения палеогеоморфологических реконструкций.

Изучаемая верхнедевонская толща подстилается и перекрывается субгоризонтальными слоями доманикового и визейского возраста соответственно.

Основой для палеопостроений послужила детальная 3-мерная зональная структурная модель Центрально-Хорейверской зоны поднятий. При всех построениях использовался стандартный программный комплекс 3-мерного моделирования, обычно применяемый для моделирования локальных природных резервуаров. Прежде всего, построена 3-мерная структурная модель ОГ D₃fm, включающая обширную территорию площадью более 20 000 км². Далее строились более детальные структурные поверхности отдельных локальных объектов масштаба 1:50 000. Все структурные поверхности были откоррелированы по стратиграфическим разбивкам 180 глубоких скважин. Из зональной модели взяты 3-мерные структурные построения по границам горизонтов изучаемого нефтегазоносного комплекса, и построены карты толщин отдельных стратиграфических подразделений. В последних учитывались все сейсмогеологические данные, включающие информацию по скважинам и структурно-морфологические планы стратиграфических единиц. Это одно из главных преимуществ перед стандартными 2-мерными методами моделирования: учитываются все особенности изменения структурно-морфологического плана, в том числе и регионального, в зонах отсутствия детальных сейсмических исследований. После этого все структурно-стратиграфические поверхности перестраивались с последовательным прибавлением толщин от поверхности выравнивания. За поверхность выравнивания принята граница предвизейского перерыва. Таким образом получены 3-мерные палеоструктурные поверхности (рис. 2), отражающие геологическое строение на предвизейское время. По полученным структурным и палеоструктурным поверхностям построены соответствующие объемные сеточные модели в едином цифровом пространстве (рис. 3).

Рис. 3. ЭКСТРАПОЛЯЦИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ПАЛЕОГЛУБИН ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ РАННЕФАМЕНСКОГО ВРЕМЕНИ НА СОВРЕМЕННЫЙ СТРУКТУРНЫЙ ПЛАН

Построенная палеоструктурная модель используется как основа для интеграции имеющихся по району исследований, наиболее важные из которых – седиментологические исследования и анализ ритмичности, так как именно от этих исследований зависит точность всех последующих построений.

С учетом особенностей образования органогенных сооружений, заключающихся в наличии условий для существования и роста рифов в активной зоне фотосинтеза, каждая палеоповерхность была приведена к относительному нулевому уровню моря (рис. 4). Полученные 3-мерные построения позволяют отобразить для различных временных интервалов гипотетические палеоглубины осадконакопления по площади палеорельефа. Пересечение поверхности глубины с палеоповерхностью дает контур развития определенной литофации, характерной для этой глубины. Распределение глубин седиментации разных генетических типов отложений остается открытым вопросом седиментологии, разработка таких схем продолжается. В данной статье использована схема седиментации, предложенная Н.В.Беляевой [3].

Рис. 4. ПРИНЦИП ВЫДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ УРОВНЕЙ ПАЛЕОМОРЯ НА ПАЛЕОГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКОЙ ПОВЕРХНОСТИ

Если по территории имеется несколько равновероятных экспертных оценок границ распределения литофаций или применяются различные подходы к их выделению, то можно использовать вероятностный подход с параллельным моделированием каждого варианта и выбором оптимального. Методы вариационной статистики сейчас реализованы практически в каждом стандартном комплексе 3-мерного моделирования и продолжают совершенствоваться. Существование нескольких независимых позиций по геологическому строению исследуемого объекта даже предпочтительней одностороннего подхода, так как позволяет оценить геологическую чувствительность его параметров и произвести оценку геологических рисков.

Как отмечалось, все палеопостроения производятся в едином цифровом пространстве наравне с построениями современного геоструктурного плана. Следовательно, полученные границы предполагаемых по палеореконструкциям фациальных переходов можно экстраполировать на модель современного структурного строения территории (см. рис.3) с привлечением данных по исследованию керна в глубоких скважинах. Сопоставление контуров развития депрессионных отложений (или контура развития мелководно-шельфовой, рифовой, склоновой литофации) по каждой палеоповерхности в 3-мерной палеогеоморфологической модели позволяет создать трендовое распределение этого параметра в пространстве и учитывать его при последующем детальном моделировании любого локального объекта в пределах зональной модели. В нашем случае получена 3-мерная фациально-морфологическая модель Центрально-Хорейверской зоны поднятий с распределением основных литофаций отдельно по анализируемым горизонтам франского и фаменского времени, контролирующих эффективный объем коллекторов (рис. 5-8).

Рис. 5. ОБЪЕМНАЯ МОДЕЛЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ РАЗНОВОЗРАСТНЫХ РИФОВЫХ ЛИТОФАЦИЙ ЦЕНТРАЛЬНО-ХОРЕЙВЕРСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ

Несмотря на то, что история геологического развития и принципиальная модель строения Центрально-Хорейверской зоны поднятий рассматривались целым рядом исследователей в большом числе публикаций, не до конца понятны строение и формирование природных резервуаров и залежей как в рифовых, так и надрифовых частях.

Палеореконструкции подтверждают, что на формирование органогенных сооружений в районе Центрально-Хорейверской зоны поднятий решающее влияние оказал тектонический режим. Прогибание отдельных блоков на фоне общего регионального наклона пластов севера Хорейверской впадины повлияло на распространение рифогенных массивов. Особенно наглядно это проявляется в районе Висовой рифогенной постройки и Северо-Хоседаюской изолированной банки. Сооружения расположены в непосредственной близости друг от друга, но имеют принципиально различное строение и находятся на различных палеогипсометрических уровнях. Из этого можно сделать вывод о том, что Висовое и Северо-Хоседаюское органогенные сооружения находятся в разных тектонических блоках и испытывали дифференцированные, вероятно, разновременные тектонические движения. Судя по синхронным разрезам скважин, Северо-Хоседаюская изолированная банка чаще Висового рифа оказывалась выше уровня моря и подвергалась воздействию субаэральных процессов. В результате этих процессов над Висовой структурой образуется мощная надрифовая толща, являющаяся здесь основным продуктивным горизонтом, а на Северо-Хоседаюской банке развиваются высокоемкие коллекторы в верхней части органогенной постройки.

Расходятся мнения специалистов по строению мелководно-шельфовых надрифовых толщ. Такие толщи обычно называют “толщами облекания”, тем самым определяя их границы непосредственно над рифовыми массивами и органогенными банками. Более корректно разделение собственно толщ облекания и надрифовых толщ по структурно-генетическим особенностям.

Облекание образуется, как правило, при выравнивании неровностей рельефа дна бассейна осадконакопления, т.е. имеет преимущественно конседиментационный генезис. В районе Центрально-Хорейверской зоны поднятий толщи облекания и связанные с ними органогенные формы рельефа типа банок развиты в верхах разреза нижнефаменского подъяруса непосредственно над краевыми рифогенными образованиями. Пласты индексируются А-III и связаны, как правило, с биостромными постройками. Их развитие ограничено седиментационным уплотнением, в большей мере возникающим в предрифовых областях.

По результатам работ многих исследователей фаменское рифообразование характеризуется ограниченным развитием строматопорат, главными каркасообразователями являются водоросли [2, 5]. Основной объем массивов представлен сферово-сгустковыми известняками с узорчатой текстурой, образующими постройки типа агглютигермов. В тыловых частях массивов широко распространены обломочные известняки тыловых шлейфов. К таким отложениям приурочен продуктивный пласт Д-IV. Коллекторы пласта имеют более широкое площадное распространение, чем рифовые резервуары в залежах Д-I-III и толще облекания А-III (см. рис. 6).

Рис. 6. СХЕМАТИЧЕСКАЯ СТРУКТУРНАЯ КАРТА СОВМЕЩЕННЫХ КОНТУРОВ ЗАПАДНО-ХОСЕДАЮСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Пласты: 1 – Д-IV, 2 – A-III, 3 – Д-III; 4 – скважины (числитель – номер, знаменатель – абсолютная отметка, м): а – поисковая, давшая приток нефти, б – ликвидированная поисковая, давшая приток нефти, в – поисковая, давшая приток воды, г – рекомендуемая

Контур водонефтяного контакта залежей в надрифовых толщах контролируется амплитудой поднятия преимущественно тектонического происхождения. Кон- и постседиментационные процессы уплотнения, без сомнения, участвуют в образовании, но их роль здесь вторична. Это подтверждается незначительным увеличением мощностей средне-верхнефаменской толщи на крыльях в надрифовой и зарифовой областях и единым литологическим составом ее нижней части, из чего вытекает вывод о почти полном выравнивании палеорельефа в период начала накопления осадков толщи. О влиянии тектоники на образование залежей свидетельствует также амплитуда подошвы органогенного сооружения при палеопостроениях – она примерно совпадает с амплитудой надрифовых толщ [5]. Распространение контуров разнотипных построек в зонах предрифового и зарифового пространств непосредственно в Центрально-Хорейверской области краевого рифового сооружения представлено на карте их предполагаемого развития (см. рис. 8). Картирование границ предполагаемого развития построек позволяет переоценить перспективные направления поисково-разведочных работ в районе Центрально-Хорейверской зоны поднятий.

В пределах Центрально-Хорейверской зоны поднятий наиболее перспективны в основном франско-фаменские отложения, к которым приурочены открытые здесь залежи нефти. С ними связаны наиболее высокого качества коллекторы порового и каверново-порового типов (I и II класс по классификации К.И.Багринцевой [1]). Поисковый объект выделяется в амплитудном поднятии по простиранию рифового барьера между Восточно-Ошкотынской и Сихорейской структурами. Для постановки детальных сейсморазведочных работ с целью уточнения границ рифового массива перспективен район между Висовой и Западно-Хоседаюской структурами.

Весьма перспективно направление на разведку пластовой залежи Д-IV в фаменской надрифовой толще. Исходя из палеогеоморфологических построений, развитие мелководно-шельфовых банковых построек, обломочных шлейфов барьерно-рифового массива и построек типа агглютигермов могло проходить на более широкой площади, соответственно природные резервуары в этом пласте не ограничиваются контуром распространения органогенных сооружений раннефаменского возраста. Проведение сейсморазведочных работ 3D в пределах выявленных поднятий с использованием элементов представляемой в статье пространственной модели позволит значительно уточнить площадное распространение контуров залежей. Коллекторы в мелководно-шельфовых отложениях представлены среднеемкими трещинно-поровыми и каверново-трещинными коллекторами V-VI классов и низкоемкими поровыми III-V классов.

Меньшими перспективами обладают предрифовые и депрессионные отложения. Низкоемкие и практически непроницаемые породы депрессионных и склоновых фаций относятся к VII классу. В предрифовых отложениях перспективы связаны преимущественно с обломочными шлейфами и фанами и прогнозируемыми в их пределах карбонатными постройками. Небольшой перспективный объект выделяется юго-восточнее Восточно-Ошкотынской структуры. В зонах развития органогенных сооружений доманикоидные отложения не перекрывались покрышкой и служили источниками миграции УВ в вышележащие ловушки. Отложения доманикоидной фации могут быть перспективны восточнее Висового месторождения в области развития дизъюнктивной тектоники.

Выполненные построения показывают, что контуры многих залежей Центрально-Хорейверской зоны поднятий необходимо уточнить. Так, по Северо-Сихорейскому месторождению по модели предлагается различный уровень водонефтяного контакта по продуктивным пластам D₃fm-III и D₃fm-IV. Но, опираясь на 3-мерные структурные построения и тот факт, что в разрезе практически всех месторождений Центрально-Хорейверской зоны поднятий отмечено наличие рассеивающих пород и залежи контролируются уровнем перегиба покрышки, для залежи D₃fm-IV водонефтяной контакт можно достаточно уверенно провести на 31 м ниже принятого. При этом запасы по пласту D₃fm-IV увеличатся более чем в 2 раза. Соответственно структурная и общая модели геологического строения месторождения будут несколько иными.

Рис. 7. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ ПЛАСТА D3fm-III ВЕРХНЕ-КОЛВИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1 – изогипсы кровли проницаемого пласта, м; 2 – водонефтяной контакт, уровень подсчета запасов категории С1; 3 – принятый контур месторождения; 4 – область прироста запасов; остальные усл. обозначения см. на рис. 6

Похожая ситуация наблюдается на Верхне-Колвинском нефтяном месторождении (см. рис. 7). По принятой геологической модели скв. 61 попала в зарифовую область, следовательно, на половине расстояния между скважинами проводится линия замещения коллекторов. Однако в результате моделирования 3D и корректировки корреляции разрезов скважин выяснилось, что скв. 61 попадает в контур органогенной постройки, и из нее получен высокодебитный приток воды гипсометрически ниже принятого уровня водонефтяного контакта. Структурные построения позволяют расширить контур залежи, при этом возможно увеличение запасов месторождения на 35 %. Практически на всех месторождениях Центрально-Хорейверской зоны поднятий ситуация, схожая с описанными примерами.

Для освоения карбонатных коллекторов важными представляются выводы И.И.Абызбаева и М.М.Сатарова (1966), изучающих зависимость потерь нефти от плотности сетки скважин в условиях месторождений, приуроченных к рифогенным отложениям. Одной из характерных особенностей геологического строения описываемых месторождений является линзовидность нефтесодержащих известняков и доломитов. Размеры пористых линз изменяются в широких пределах. Иногда они оказываются меньше принятых расстояний между эксплуатационными скважинами. При разбуривании такие линзы могут быть не вскрыты, и содержащаяся в них нефть будет потеряна. Общие потери при той или иной сетке скважин в значительной степени связаны с числом этих линз малых размеров. Очевидно, чем больше расстояние между скважинами, тем большее число линз окажется неохваченным дренажем.

Рис. 8. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН РАЗВИТИЯ ЛИТОФАЦИЙ ЦЕНТРАЛЬНО-ХОРЕЙВЕРСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ 1 – изогипсы по ОГ IIIf3-fml (D3fm), м; зоны развития литофаций: 2 – депрессионные, 3 – мелководно-шельфовые; прогнозные зоны развития типов карбонатных сооружений: 4 – предрифовых обломочных шлейфов, фанов, 5 – зарифовых агглютигермных и тыловых обломочных шлейфов, 6 – банковые, 7 – рифовых и банковых, биостромных, агглютигермных и тыловых обломочных шлейфов; структуры: 1 – Восточно-Ошкотынская, 2 – Северо-Ошкотынская, 3 – Западно-Сихорейская, 4 – Сихорейская, 5 – Верхне-Сихорейская, 6 – Западно-Хоседаюская, 7 – Северо-Хоседаюская, 8 – Восточно-Хоседаюская, 9 – Лапкотынская, 10 – Восточно-Лапкотынская (Висовая), 11 – Восточно-Сихорейская, 12 – Северо-Сихорейская, 13 – Юньяха-Мусюрская

Учитывая особенности строения комбинированных природных резервуаров, приуроченных к краевой рифовой зоне Центрально-Хорейверской зоны поднятий, для нее наиболее целесообразна ползущая система разведки с использованием первоочередных, зависимых и резервных скважин. Первоочередные скважины следует бурить на расстоянии не более 500 м от скважин, давших нефть. Каждое месторождение индивидуально, а модель его строения может измениться после первой же пробуренной разведочной скважины, поэтому такая система кажется нам наиболее оптимальной.

Для отдельных мелких банок в пределах мелководного шельфа подходит стандартная кольцевая система разведки с расположением скважин в лучах от центра – скважины-первооткрывательницы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. – М.: Изд-во РГГУ, 1999.
2. Баранова А.В. Литология и генезис верхнедевонских карбонатных отложений Центрально-Хорейверской и Дюсушевской зон Тимано-Печорской провинции / А.В.Баранова, М.В.Михайлова. – Рифогенные зоны и их нефтегазоносность / Под ред. В.И.Громеки, В.Вл.Меннера. – М.: Изд-во ИГиРГИ, 1991.
3. Беляева Н.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы: дисс. ... докт. геол.-мин. наук/ Беляева Н.В. – М., 2000.
4. Грачевский М.М. Палеогеоморфологические предпосылки распространения нефти и газа. – М.: Недра, 1974.
5. Меннер В.Вл. Цитологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской платформы. – М: Наука, 1989.