viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

     А.С. Якимов, ("ОАО РИТЭК")

 

 

 

Oдной из основных проблем нефтяной отрасли в настоящее время является отставание воспроизводства запасов нефти от ее добычи [3]. Значительный вклад в решение задачи восполнения минерально-сырьевой базы вносит интенсификация поисковых и разведочных работ в старых нефтедобывающих районах, таких как Республика Татарстан.

Основная часть нефтяных открытий на территории Татарстана была сделана в 50-70-х гг. XX в. При этом оставались значительные площади, включающие и некоторые районы Северного Татарстана (рис. 1), на которых разработанные в регионе традиционные подходы освоения нефтеносного потенциала, нацеленные на открытие относительно крупных и средних по размерам высокопродуктивных залежей, не принесли значительных результатов. Так, к началу 2005 г. на Мензелинском участке (северо-восточный склон Южно-Татарского свода) на площади более 2000 км2 из 37 поисково-­разведочных скважин только четыре оказались нефтеносными, вскрыв по одной небольшой залежи (три в тульском горизонте и одна в кыновском).

 

 

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКОВ ОАО “РИТЭК” НА ОСНОВЕ ТЕКТОНИЧЕСКОЙ СХЕМЫ СЕВЕРНОГО ТАТАРСТАНА
1 – границы тектонических элементов I порядка: I – Северо-Татарский свод, II – Южно-Татарский свод, III – Верхнекамская впадина, IV – Сарайлинская седловина; 2 – границы зон Камско-Кинельской системы прогибов; 3 – структуры II порядка и их номера (по Р.Х.Муслимову) – валы: (3 ) – Дигитлинский, (7 ) – Елабужский, (8 ) – Первомайский, (9 ) – Бондюжский, (10 ) – Усть-Икский, (11 ) – Азево-Салаушский, (12) – Уратьминско-Черемшанский; зоны валообразных поднятий: (1 ) – Нижне-Шуньская, (2 ) – Мало-Кирменская, (4 ) – Шийская, (5 ) – Грахово-Шурнякская, (6 ) – Грахано-Сентякская; 4 – структуры III порядка; зоны Камско-Кинельской системы прогибов: 5 – внешняя бортовая, 6 – внутренняя бортовая, 7 – осевая; 8 – границы участков месторождений; 9 – лицензионные участки ОАО "РИТЭК"

 

На Агрыз-Чекалдинском участке в зоне сочленения юго-восточного склона Северо-Татарского свода и Верхнекамской впадины до недавнего времени была открыта лишь одна небольшая залежь в пласте Стл2 тульского горизонта с дебитом нефти 2 т/сут (Волковское месторождение). Как показали проведенные в последние годы исследования, такие скромные результаты связаны с более сложным геологическим строением природных резервуаров, чем предполагалось ранее, и нетипичными геологическими условиями размещения здесь залежей.

На современном этапе разведки и освоения этих районов базой для развития новых геологических идей являются, во-первых, значительный объем проведенных в последние годы высокоточных сейсморазведочных работ 2D и выполнение целого комплекса геолого-геофизических и геолого-геохимических методов исследования [4], во-вторых, развитие новых компьютерных технологий обработки информации, нацеленных на решение актуальных геологических задач.

Рассмотрим геологические идеи, которые возникли на протяжении последнего 10-летия и должны быть положены в основу первоочередных мероприятий для ускорения геолого-разведочного процесса на территории Северного Татарстана.

    1. Строение некоторых секций разреза определяется сильной латеральной изменчивостью свойств природных резервуаров. В сторону, обращенную к Кукморской вершине, она связана с последовательным выклиниванием продуктивных пластов терригенного девона, в сторону погружения склонов Северо-Татарского и Южно-Татарского сводов – с фациальным замещением коллекторов кыновского и тульского горизонтов. К границам выклинивания и фациального замещения могут быть приурочены структурно-стратиграфические и структурно-литологические ловушки нефти.

    2. Выявлено клиноформное залегание заволжских и турнейских терригенно-карбонатных отложений в прибортовых зонах Камско-Кинельской системы прогибов и радаевско-елховских терригенных отложений в осевых зонах прогибов. Выклинивание по восстанию слоев продуктивных пластов, приуроченных к клиноформным пачкам, – дополнительный резерв для поиска неантиклинальных ловушек.

    3. В строении бобриковского резервуара существенную роль играет ложная покрышка, толщина которой в сочетании с амплитудой локального поднятия определяет возможность консервации залежей нефти.

    4. Весьма значительный объем перспективных ресурсов, особенно в отложениях терригенного девона, приурочен к массе мелких сложно картируемых антиклинальных объектов, которые необходимо опоисковать и ввести в разработку.

    5. Формирование залежей в верхнедевон-турнейском рифогенном комплексе подчинено не только морфоструктурным особенностям органогенных построек, но и закономерностям распространения карбонатных коллекторов в пределах их вершин и склонов. В башкирско-верейском комплексе особую роль выполняет верхняя часть башкирского яруса, которая может формировать собственную внутрирезервуарную покрышку над карбонатными коллекторами, залегающими в средней части башкирского резервуара.

Эти новые геологические идеи и связанные с ними проблемы
выдвигают в качестве первоочередных следующие задачи:

1. Адекватное восстановление структурного плана продуктивных пластов, особенно в отложениях терригенного девона.
2. Картирование зон улучшенных коллекторов и границ выклинивания или фациального замещения продуктивных пластов.
3. Выделение, корреляция клиноформных пачек и прослеживание границ их выклинивания.
4. Выделение элементов бобриковского резервуара и выявление локальных поднятий, выходящих выше уровня развития ложной покрышки.
5. Индивидуализация строения вершин и склонов рифов с выделением участков развития коллекторов.

Новые технологии при решении актуальных геологических задач,
вытекающих из сформулированных концепций

Решение поставленных задач стало возможным в связи с разработкой в последнее время целого комплекса инновационных технологий, направленных на адекватное картирование локальных структур, прогноз коллекторов или прямые поиски залежей нефти.

Основными составляющими мероприятий по изучению девон-каменноугольных осадочных комплексов Северного Татарстана являются:

  • оптимизированная обработка данных сейсморазведки в рамках структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения (СЛИ);
  • применение прогрессивных технологий структурных построений, основанных на методе взаимных точек, позволяющих адекватно восстанавливать структурные планы продуктивных пластов, что особенно важно для терригенного комплекса девона, расположенного под мощной толщей верхнедевон-нижнекаменноугольных рифогенных образований;
  • применение некоторых новых сейсмических технологий, направленных на картирование как зон улучшенных коллекторов, так и границ выклиниваний и фациальных замещений продуктивных пластов, таких как спектрально-временной анализ (СВАН) сейсмической записи, факторный анализ спектрально-временных параметров (ФА СВП) (Славкин В.С., Беспрозванный П.А., Сапрыкина А.Ю.) и параметров спектра (ФА ПАРС);
  • комплексирование методов сейсморазведки с другими видами исследований (геолого-геохимическими – БГХТ, ГГХМ и др., геолого-геофизическими – электроразведка; "Нейросейсм" и др.).

Рассмотрим некоторые результаты применения новых подходов и технологий по каждому из региональных нефтеносных комплексов.

Начнем с карбонатно-рифогенного верхнедевон-турнейского комплекса. Большая часть органогенных построек в нем нефтеносна. Их выявление по материалам сейсморазведки обычно не является проблемой. Так, четко выделяются и картируются отдельные рифовые массивы и одиночные рифы в Агрыз-Кучуковской зоне нефтенакопления и сопредельных частях Камско-­Кинельской системы прогибов (Контузинский, Бастрыкский и другие органогенные постройки).

Однако в сложнопостроенных массивных органогенных образованиях типа бортовых уступов Камско-Кинельской системы прогибов при традиционных подходах не всегда возможно выявление тех локальных органогенных морфоструктур, которые могут являться нефтеносными объектами. Так, в южной бортовой зоне Мензелинского участка из 16 пробуренных скважин лишь одна (скв. 112) вскрыла зону водонефтяного контакта (после СКО получено 40 л густой окисленной нефти и 2,7 м3/сут воды с уровня 710 м), но недостаточная четкость морфоструктурной основы не позволила развить этот успех.

В 2004 г. в ОАО "РИТЭК" была проведена переобработка всего массива материалов сейсморазведки разных лет по Мензелинскому участку с использованием современных программных средств, что позволило решать подобные задачи. В районе скв. 112 и в других местах рассматриваемой части карбонатного бортового уступа были выявлены рифогенные положительные морфоструктуры – перспективные объекты площадью до 23 км2 с амплитудами ловушек более 30 м, рекомендованные к бурению.

Подтверждением примененного комплекса исследований было открытие ОАО "РИТЭК" в 2005 г. Мензелинского месторождения в депрессионной части Камско-Кинельской впадины на северо-западе Мензелинского участка. Здесь ранее по результатам работ сейсмопартии 10/01 ОАО "Татнефтегеофизика" к северу от скв. 88 было выявлено небольшое локальное поднятие по кровле верхнего девона высотой до 20 м. По кровле тульского горизонта высота структуры увеличивалась до 40 м. Перспективность данного объекта была подтверждена результатами переинтерпретации данных сейсморазведки, проведенной ЗАО "Геотэкс", а в 2004 г. – структурными построениями на основе метода взаимных точек (рис. 2, А).

 

Рис. 2. МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕНЗЕЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А – структурная карта по кровле турнейского яруса, Б – сейсмогеологический разрез, В – разрез эффективных коэффициентов отражения; типы пород: 1 – песчаники, песчаные алевролиты, 2 – аргиллиты, 3 – известняки, 4 – известняки глинистые, 5 – известняки биогермные; 6 – шлейфы обломочных карбонатных пород; 7 – скважина (числитель – номер, знаменатель – абсолютная отметка кровли турнейского яруса); 8 – стратоизогипсы турнейского яруса по данным сейсморазведки; 9 – линии сейсмических профилей; 10 – дизъюнктивные дислокации, выделенные по данным сейсморазведки; 11 – линия геологического разреза; 12 – граница лицензионного участка

 

На переработанных, улучшенных временных разрезах было выявлено рифогенное ядро структуры, фиксируемое аномалией сейсмической записи, аналогичной рифовой сейсмофации. Затем, как и во всех случаях детального изучения перспективных объектов, была применена расширенная интерпретационная обработка. Она включает осуществление по полученным разрезам мгновенных фаз контроля однозначности корреляции. Последующее преобразование временных разрезов в дискретные разрезы эффективных отражений (ЭКО) хорошего качества при увеличении разрешенности и когерентности позволили уточнить очертания объекта и перейти к расшифровке его структуры и индивидуальных особенностей.

    Построенная затем геологическая модель (см. рис. 2, А-В) представляет Западно-Юртовскую структуру как тектоноседиментационную, включающую:

  • поднятие по кровле терригенного девона, по-видимому рифоконтролирующее;
  • верхнедевон-турнейскую органогенную постройку – одиночный столбообразный риф размером 2,0´2,8 км в поперечнике и 360 м высотой, окруженный карбонатно-обломочным шлейфом;
  • посттурнейскую структуру облекания вершины рифа, включающую нижне- и среднекаменноугольные продуктивные горизонты.

Особо следует отметить уникальность обнаружения в депрессионной зоне Камско-Кинельской системы прогибов столбообразного рифа столь малого диаметра.

    К настоящему времени здесь двумя скважинами (субвертикальной скв. 895 и наклонной скв. 896) вскрыты три нефтеносные структурно-фациальные типы рифогенных, по-видимому турнейских, образований:

1 толща обломочно-карбонатных пород, облекающая вершину рифа;
2 биогермное ядро рифа, сложенное пластами карбонатных пород-коллекторов, по-видимому обломочно-карбонатных пород;
3 северо-восточная часть карбонатно-обломочного шлейфа, включающего пласты обломочно-карбонатных пород-­коллекторов.

Кровля толщи обломочно-карбонатных отложений мощностью 12,5 м включает (по данным ГИС) три пласта карбонатных пород-коллекторов (Нэф = 4,4 м; Кп = 6,1-13,9 %; Кгл = 0 %). Интервал толщи облекания и вышележащий пласт нижневизейского песчаника при испытании объединены в один объект. После СКО получен периодический перелив газированной нефти – 0,9 т/сут. Судя по результатам испытаний скв. 895 вскрыла на самой вершине рифа неоптимальный тип разреза толщи облекания. Ниже толщи облекания вскрыта обычная в этой части региона мощная однородная плотная секция биогермного ядра с неравномерным развитием трещиноватости, толщина которой составляет 19 м.

По данным И.А.Антропова и В.Г.Кузнецова [2] нижнекаменноугольные (турнейские) органогенные постройки на востоке Русской платформы были в основном ассоциациями разнообразных водорослей, включавших фораминиферы, кораллы и другую фауну. При этом формировался бескаркасный массивный тип строения органогенной постройки с преобладающими низкими фильтрационно-емкостными свойствами органогенной матрицы.

Ранее изучавшиеся нами рифогенные объекты Агрыз-Кучуковской зоны нефтенакопления отличались очень малым коэффициентом заполнения ловушек. Нефтяные залежи вязкой нефти были связаны исключительно с толщей облекания вершин рифов, формировавшейся на регрессивном этапе завершения рифообразования из фрагментов деструкции обломочно-карбонатных пород биогермных ядер. Она включает высокопродуктивные карбонатные породы-коллекторы, обеспечивающие промышленные притоки нефти даже при ее повышенной вязкости. Выявление и прогнозирование зон развития таких коллекторов оказались возможными при применении новейших технологий прогноза типов разрезов в межскважинном пространстве (Славкин В.С., Беспрозванный П.А., Сапрыкина А.Ю., 2003).

В отличие от Кучуковского месторождения в рассматриваемом районе проявляется значительно более высокий коэффициент заполнения рифогенной ловушки. И нефтеносной является также "коренная" часть органогенной постройки. Под 19-м пачкой плотных биогермных известняков скв. 895 вскрыта 68-м секция биогермного ядра. Она отличается тем, что плотные биогермные известняки разделены на отдельные пачки толщиной от 0,6 до 15,0 м 10 пластами карбонатных пород-­коллекторов (толщина от 0,4 до 7,7 м, Кп = 7,2-18,7 %; Кгл = 1,9-20,7 %). Аналогичное ритмичное переслаивание отмечал Е.Д.Войтович (1975) как характерный признак турнейской толщи в разрезах прибортовых типов. Обычно в разрезе турне выделяется до четырех пластов-коллекторов.

При испытании этой секции разреза после СКО дебиты достигали 23 т/сут газированной нефти через штуцер 7 мм. По свойствам нефть приближается к девонской (плотность 0,871 г/см3 при Т = = 20 оС). Обводненность нефти по двум нижним объектам составляет 0,6-1,0 %. Водонефтяной контакт не вскрыт. Высота массивной залежи на вершине рифа не менее 82 м.

    По данным ГИС и результатам испытаний нефтеносными составляющими надрифовой части разреза по скв. 895 также являются:

1 верейский горизонт, давший при испытании в процессе бурения 129,8 м3/сут нефти (КИИ-146);
2 башкирский ярус, из которого получено при испытании в процессе бурения 57,5 м3/сут нефти (КИИ-146);
3 тульский горизонт с эффективной толщиной терригенных коллекторов 5,8 м;
4 бобриковский горизонт, из которого при испытании получен приток нефти около 10 т/сут (штуцер 5 мм) с эффективной толщиной терригенных пород-коллекторов 10,2 м;
5 базальный пласт песчаников малиновского надгоризонта (Нэф = 1 м), испытанный совместно с верхней пачкой турнейского карбонатного комплекса.

Нефтенасыщение также отмечено в надверейской части среднего карбона, в карбонатных коллекторах каширского и подольского горизонтов.

Второй скважиной (скв. 896) в 400 м северо-восточнее скв. 895, на склоне органогенной постройки под глинистой елховско-радаевской толщей мощностью 150 м, карбонатный разрез вскрыт на 218,5 м ниже, чем на вершине рифа. Его верхняя секция толщиной 192 м по данным описания керна из интервала глубин 1606-1627 м (выход керна 34,8 %) представлена переслаиванием пачек известняков серых, плотных, крепких и пластов карбонатных пород-коллекторов – известняков серых, средней плотности, пористых, трещиновато-кавернозных, нефтенасыщенных, а также прослоев глинистых известняков.

По данным ГИС охарактеризованы верхние 103,5 м этой секции, в которых выделено 16 нефтенасыщенных пластов пород-коллекторов эффективной толщиной от 0,6 до 8,2 м каждый и 37,6 м суммарно (Кп = 5,9-19,1 %; Кгл = 0 %). Толщина разделяющих плотных пачек варьирует от 1,0 до 15,6 м.

Отмечается сходство строения сводового (рифового) и склонового разрезов. В них присутствуют образования, сформированные одновременно, но различающиеся по генезису. К кровле склонового разреза как и к кровле рифа приурочена толща облекания включающая три пласта-коллектора (Нэф = 6,6 м), ниже также залегает плотная карбонатная пачка мощностью 13,5 м. Еще ниже отмечается переслаивание пачек плотных известняков и обломочно-карбонатных пород. Мощность толщи переслаивания в сводовом разрезе 34,8 м, Нэф = 7,4 м, Кгл = 1,9-5,1 %; в бортовом разрезе – 47,9 м, Нэф = 17,0 м, Кгл = 0 %.

Одной из составляющих нового подхода служит разработка индивидуализированных реконструкций условий образования типов потенциально продуктивных разрезов, а также вероятного ареала их распространения.

В данном случае склоновый тип разреза является в своей основе обломочно-карбонатным, сложенным обломочно-карбонатными породами (как и толща облекания вершины рифа). Он образован при неоднократном переотложении фрагментов биогермных известняков, накапливающихся при постоянном частичном разрушении вершины рифа. Наибольшие объемы обломочного материала поступали в моменты экстремальных возмущений водной среды. При этом часть продуктов деструкции поверхности биогермного ядра рифа с внесенной мутьевой глинистостью могла оставаться на этой поверхности, сохраняясь в виде пластов карбонатных коллекторов, остальная – сбрасывалась на склон и к подножию рифа с последующим переотложением и формированием переслаивания, аналогичного сводовому типу.

Из этого следует, что Актаныш-­Чишминская "ванна" Камско-Кинельской системы прогибов отличалась специфическим гидродинамическим режимом, способствующим формированию и периодическому разрушению "тонких" столбообразных "слоистых" рифов, вертикально и латерально экранированных нижневизейской глинистой толщей компенсации Камско-Кинельской системы прогибов. Возможно, выявлен и осваивается первый представитель таких органогенных карбонатных построек.

Решение проблемы локализации пород-коллекторов в еще большей степени актуально для терригенных комплексов, особенно в связи с малоамплитудностью преобладающего числа локальных поднятий и необходимостью поиска перспективных объектов нетрадиционного типа.

Проиллюстрируем применение новых технологий прогноза типов разреза и их результаты на примере Дружбинского месторождения (Мензелинский участок).

Дружбинское месторождение открыто в 1961 г. в результате бурения скв. 25, заложенной в сводовой части небольшого поднятия, выявленного в осевой зоне Актаныш-Чишминского прогиба по данным структурного бурения. Залежь приурочена к алевритопесчаным коллекторам пласта Стл3. Освоение месторождения началось в 2002 г. после передачи лицензии на его эксплуатацию ОАО "РИТЭК". На месторождении пробурены две эксплуатационные скважины: 801 и 802, давшие при испытании соответственно 9,0 и 6,3 м3/сут нефти. Все скважины вскрыли пласт практически на одной и той же абсолютной отметке: -1033 м. Водонефтяной контакт в скважинах не был установлен.

При подсчете запасов (как принятом, так и при новых пересчетах) рассматривалась исключительно антиклинальная модель строения залежи. В то же время уже анализ структурной карты по кровле тульского горизонта, построенной ОАО "Татнефтегеофизика", показывает отсутствие структурного контроля залежи, приуроченной к пласту Стл3. На Дружбинском месторождении изогипса -1030 м образует структурный мыс, замкнутый по падению на север и открытый по восстанию слоев на юг. Согласно модели 2003 г., основанной на данных непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП), локальное поднятие имеет замыкание по изогипсе -1040 м и осложнено двумя куполами, "удачно" расположенными вне скважин, к западу и востоку от них. Каждый из куполов оконтуривается изогипсой -1030 м. Условный подсчетный уровень (УПУ) водонефтяного контакта принят на абсолютной отметке -1036 м. Не контролируется структурным планом и контур перспективного участка, выявленного по данным геолого-геохимических методов исследования.

Переобработка сейсмического материала и новые структурные построения, осуществленные на основе метода взаимных точек, подтверждают отсутствие локального поднятия в районе скв. 25, 801 и 802. Заключения ГИС по данным бурения скв. 4 и 26, расположенных соответственно в 3,0 км к юго-востоку и в 2,5 км к юго-западу от скв. 25, показывает замещение коллекторов пласта Стл3 непроницаемыми породами, причем в скв. 4 коллекторы в тульском горизонте вообще отсутствуют. Это свидетельствует о возможности существования к юго-востоку­ и юго-западу от залежи литологического экрана.

Для проверки этого предположения был осуществлен прогноз типов разреза тульского горизонта на основе геологической типизации и ФА СВП.

    С учетом возможности замещения коллекторов в пласте Стл3 в отложениях тульского горизонта выделено четыре типа разреза.

    I тип разреза характеризуется наибольшей эффективной толщиной коллекторов пласта Стл1-3 (6-11 м) и высокими дебитами нефти (11,0-15,5 м3/сут). По данным лабораторных определений пористость коллекторов в разрезах I типа составляет 21-25 %, проницаемость – (74-350) ×10-3 мкм2.

    II и III типы разреза, не отличаясь в целом по эффективной толщине коллекторов, составляющей 1,2-6,0 м, различаются по наличию или отсутствию в разрезе горизонта основного продуктивного пласта Стл3.

Ко II типу отнесены разрезы скважин, в которых присутствует пласт Стл3, из которых при испытании получены средние дебиты флюидов: 2-9 м3/сут. К этому типу отнесена скв. 25 на Дружбинском месторождении, которая при толщине коллекторов 5,6 м дала при испытании 2 т/сут нефти, и эксплуатационные скв. 801 и 802 (толщины 5,6 и 4,0 м), давшие соответственно 9,0 и 6,3 т/сут нефти. Скважины, охарактеризованные разрезом III типа, с отсутствием пласта Стл3 не испытаны. Этот тип разреза может быть перспективным только на высокоамплитудных поднятиях.

    Разрезы IV типа характеризуются очень низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов или отсутствием проницаемых разностей.

Построенная на основе геологической типизации разреза и ФА СВП карта типов разреза тульского горизонта полностью подтвердила предположение о существовании литологического ограничения залежи по восстанию слоев на Дружбинском месторождении. Аналогичный прогноз получен по данным СВАН сейсмической записи и анали­зу разрезов псевдоакустической жесткости (ПАЖ). Обращают на себя внимание изолированные, линзовидные участки разреза II типа, развитые в пределах Дружбинского месторождения и его окружении: к востоку, юго-востоку, северу и западу от него. Таким образом, сейсмический прогноз подтверждает приуроченность залежи на данном месторождении к ловушке структурно-­литологического типа.

На основе совмещения карты типов разреза со структурной картой по кровле продуктивного пласта  разработано два варианта строения залежи Дружбинского месторождения. В обоих вариантах на западе залежь имеет структурный контроль, на востоке и юге – литологический. Согласно первому варианту условный подсчетный уровень водонефтяного контакта принят по наиболее низкому гипсометрическому положению подошвы нефтенасыщенного коллектора в скв. 25 на абсолютной отметке -1037 м. Согласно второму варианту (рис. 3) условный подсчетный уровень водонефтяного контакта возможен на абсолютной отметке -1048 м (кровля водонасыщенного коллектора в скв. 801 и 802), что существенно увеличивает ресурсную базу месторождения.

 

Рис. 3. МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ДРУЖБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А – карта залежи и перспективных объектов тульского горизонта, Б – сейсмогеологический разрез; типы пород: 1 – песчаники нефтеносные (залежь), 2 – песчаники водоносные, 3 – чередование алевролитов и аргиллитов, 4 – аргиллиты, 5 – известняки; 6 – разведочная скважина (числитель – номер, знаменатель – абсолютная отметка кровли пласта Стл3);7 – эксплуатационная скважина; 8 – эффективная тол­щина/ эффективная нефтенасыщенная толщина, остаточное нефтенасыщение; 9 – флюидонасыщение: а – нефть, б – вода по ГИС; 10 – стратоизогипсы пласта Стл3; 11 – чистонефтяная зона; 12 – водонефтяная зона; 13 – перспективный объект; 14 – зона замещения коллектора; 15 – линия сейсмогеологического разреза; 16 – линии сейсмических профилей

 

К востоку от Дружбинского месторождения на основе карты типов разреза выделен Восточно-Дружбинский перспективный объект. Проведенные в пределах Дружбинского месторождения и его окружения детальные электроразведочные работы позволили локализовать участки с наиболее вероятной нефтеносностью тульских отложений.

Дальнейшее изучение Дружбинского месторождения в процессе опытно-промышленной эксплуатации должно прояснить очень многое, и прежде всего взаимоотношение между зонами развития коллекторов и ограничивающими их литологическими экранами. Иными словами, Дружбинское месторождение подлежит не только эффективному освоению, но и должно стать полигоном для создания методики поиска и разведки неантиклинальных ловушек в отложениях тульского горизонта.

Еще одним резервуаром, для которого успешно решается проблема распространения коллекторов, является пласт Д0 кыновского горизонта.

На территории Северного Татарстана известно достаточно много залежей, приуроченных к кыновскому резервуару: на Бахчисарайском, Азево-Салаушском, Нуркеевском, Лякинском и других месторождениях. Однако на землях ОАО "РИТЭК" выявлена только одна залежь (Юртовская) с хорошей проницаемостью, но недоступная для освоения в силу географических обстоятельств. В пашийском резервуаре в окрестностях Мензелинского участка открыты Сакловская залежь, Азево-Салаушское, Муслюмовское и Южно-Бастрыкское месторождения. Нельзя не отметить, что совсем недалеко на юге расположен огромный нефтенасыщенный резервуар терригенного девона – Ромашкинский.

Пашийский и кыновский резервуары включают отложения двух трансгрессивных седиментационных циклитов: соответственно пашийского (пласт Д1) и кыновского (пласт Д0), являющихся составными частями более крупного позднедевонского цикла осадконакопления. Пласт Д1 базальный и поэтому имеет существенно песчаный состав и высокие фильтрационно-емкостные свойства. Прогноз коллекторов для пашийского резервуара неактуален.

Пласт Д0 характеризуется значительно большей литологической изменчивостью (эффективная толщина 0-11 м; пористость 14-21 %; проницаемость (0,1-700) × 10-3 мкм2). По данным бурения в пределах юго-восточного склона Северо-Татарского свода и северо-восточного склона Южно-Татарского свода песчаники кыновского горизонта с северо-запада на юго-восток регионально замещаются глинистыми отложениями. В этих условиях особенно остро встает вопрос сейсмического прогноза коллекторских свойств природного резервуара пласта Д0. По данным скважин выделено четыре типа разреза кыновского горизонта: с высокими, приемлемыми, низкими фильтрационно-­емкостными свойствами и отсутствием коллекторов.

Результаты СВАН, факторного анализа СВП (ФА СВП) и параметров спектра (ФА ПАРС), с одной стороны, показали бесперспективность кыновского горизонта на Чекалдинском участке, приуроченном к юго-восточному склону Северо-Татарского свода и прилегающей части Верхнекамской впадины, где зоны распространения разреза с приемлемыми свойствами коллекторов развиты в виде небольших линз, спускающихся по склону Азево-Салаушского вала в Верхнекамскую депрессию. С другой стороны, по данным сейсморазведки была уточнена конфигурация линии регионального замещения пласта Д0 в северо-восточной части Южно-Татарского свода. Формирование пласта Д0 здесь происходило под воздействием морских течений, выносивших песчаный материал из прибрежных зон, расположенных далеко на северо-западе, за пределами исследуемой территории, в более глубокие части бассейна в виде протяженных языков северо-западно-юго-восточной ориентировки. В этой полосе распространения пласта Д0 выявлены участки с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и локального замещения коллекторов, а на востоке в зоне регионального замещения пласта Д0 локализованы отдельные изолированные песчаные тела линзовидной и шнурковой формы, не вскрытые бурением. На основе полученных карт типов разреза и структурных карт по кровле терригенного девона в пределах северо-восточного склона Южно-Татарского свода в кыновском горизонте были выделены перспективные объекты, приуроченные к ловушкам структурно-литологического и литологического типов, некоторые из них в настоящее время включены в первоочередные объекты геолого-­разведочных работ.

В отличие от резко изменчивых пластов кыновского и тульского горизонтов, базальные песчаные пласты, сформированные в условиях начального этапа трансгрессий (пашийского в позднем девоне и бобриковского в раннем карбоне), отличаются выдержанностью литологического состава и коллекторских свойств продуктивных пластов и являются объектами поисков антиклинальных залежей. Тем не менее здесь также имеются серьезные трудности выявления залежей, связанные, как отмечалось, с возможным развитием ложной покрышки. Это касается, прежде всего, коллекторов бобриковского горизонта. В связи с трехчленным строением бобриковско-тульского резервуара для оконтуривания в нем ловушки необходимо выявить соотношение структурных планов бобриковского и тульского горизонтов, так как залежь в бобриковском пласте может существовать только в пределах структур, возвышающихся над уровнем подошвы истинного флюидоупора. Таким флюидоупором является верхняя часть тульского горизонта (над пластом Стл3). Если бобриковские структуры оказываются ниже уровня тульской покрышки, исследование этого резервуара должно проводиться только при наличии выявленных перспективных объектов в тульском пласте или нижележащих резервуарах турнейского яруса и терригенного девона.

Например, во внутренней бортовой зоне Сарапульского прогиба (Агрыз-Чекалдинская зона), в пределах которого процессы рифообразования были слабо выражены, ловушки, как отмечалось, приурочены к малоамплитудным поднятиям тектоноседиментационного генезиса. Временные разрезы высокого качества и их модификации, в частности ЭКО-разрезы, позволили выделить и прокоррелировать отражающую границу, привязанную непосредственно к кровле этого резервуара. Как показали данные сейсморазведки, в пределах Агрыз-Чекалдинской зоны кровля бобриковского горизонта не конформна ни турнейской структурной поверхности, ни кровле тульского горизонта, являющимися опорными отражающими горизонтами (рис. 4).

 

Рис. 4. МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ТУЛЬСКО-БОБРИКОВСКОГО РЕЗЕРВУАРА НА ЧЕКАЛДИНСКОМ УЧАСТКЕ
А – карта перспективных объектов бобриковского горизонта, Б – сейсмогеологический разрез; типы пород: 1 – песчаники водоносные, 2 – чередование алевролитов и аргиллитов, 3 – известняки; 4 – разведочная скважина (водоносная по данным ГИС, числитель – номер, знаменатель – абсолютная отметка кровли бобриковского горизонта); 5 – перспективный объект на карте; 6 – перспективный объект на разрезе; 7 – залежь в тульском горизонте; 8 – дизъюнктивные дислокации; 9 – линии сейсмических профилей; 10 – линия сейсмогеологического разреза

 

В этих условиях особенно важным было построение структурной карты непосредственно по кровле бобриковского резервуара. По результатам обработки данных современной сейсморазведки здесь были закартированы мелкие и более крупные тектоноседиментационые поднятия (Чекалдинское, Южно-Чекалдинское, Байбуковское и др.). Анализ их положения относительно положения подошвы тульского флюидоупора в критической седловине показывает, что залежи в бобриковском резервуаре в лучшем случае могут сохраниться в наиболее высоких частях этих структур и из-за малых размеров, по-видимому, не будут иметь самостоятельного промышленного значения. Поэтому их разбуривание должно вестись только при наличии перспектив в нижних этажах или хотя бы в тульском горизонте.

С целью открытия залежи в отложениях тульского горизонта и проверки возможной нефтеносности терригенного девона в своде Чекалдинского поднятия была пробурена скв. 264, которая вскрыла мощное аккумулятивное образование, сложенное радаевско-бобриковскими водоносными песчаниками толщиной более 100 м. По данным сейсморазведки вершина бобриковского поднятия смещена относительно тульской к западу. Возможно, в этой части структуры сохранилась очень мелкая бобриковская залежь. В скв. 264 в кровле пласта Сбб отмечается нефтенасыщение остаточного характера. По кровле тульского горизонта над радаевско-бобриковским песчаным телом сформировалась структура облекания, к которой приурочена нефтяная ловушка – по данным ГИС установлено нефтенасыщение песчаников тульского горизонта (Нэф = 3,8 м). Как показывает анализ структурных планов, небольшая ловушка в бобриковском резервуаре может также существовать в сводовой части Южно-Чекалдинского поднятия.

Резервом для увеличения ресурсной базы в нижнекаменноугольных отложениях может стать выявление ловушек нефти в отложениях малиновского надгоризонта. Получение высококачественных сейсмических материалов и анализ представленной на них волновой картины позволили уверенно выделить в этом комплексе элементы так называемых сигмоидных волновых пакетов, или сейсмическую косую слоистость. Особенно отчетливо сейсмическая косая слоистость проявляется на ЭКО-разрезах. Сущность этого явления заключается в том, что между субпараллельными отражающими горизонтами, в данном случае это отражающие горизонты, приуроченные к кровле тульского горизонта и кровле девона, отчетливо просматриваются неконформные указанным горизонтам, падающие на восток и север отражения (рис. 5).

 

Рис. 5. СТРОЕНИЕ РАДАЕВСКО-ЕЛХОВСКОЙ КЛИНОФОРМЫ
А – выделение клиноформных пачек по данным разрезов эффективных коэффициентов отражения (ЭКО-разрезов), Б – карта распространения клиноформных пачек и перспективных объектов; выходы под радаевскую покрышку клиноформных пачек и их индексы: 1 – пачки В, 2 – пачки С, 3 – пачки D, 4 – пачки Е, 5 – пачки F; 6 – скважины: а – давшие воду, б – водяные по ГИС, в – вскрывшие радаевско-елховские глинистые отложения в малых толщинах; 7 – скважина (числитель – номер, знаменатель – абсолютная отметка кровли радаевской покрышки); 8 – изогипсы кровли радаевской покрышки; 9 – границы перехода: а – клиноформных пачек, б – радаевско-елховских отложений в целом в толщинах, неразличимых для сейсморазведки; 10 – перспективные объекты; 11 – сейсмопрофили; 12 – линия сейсмогеологического разреза

 

Разработанная на основе сейсмических и скважинных данных модель радаевско-елховской клиноформы Актаныш-­Чишминского прогиба представляет собой сложнопостроенную секвенцию из серии пачек, последовательно омолаживающихся в северо-восточном и восточном направлениях. Привязка каротажных диаграмм к ЭКО-разрезам позволила изменить корреляцию разрезов скважин и привести ее в соответствие с клиноформной моделью [1]. В составе клиноформ выделяются ундаформные части пачек, сложенные чередованием песчаников и алевролитов, которые формировались в условиях мелководного шельфа, и фондоформные части, представленные алевритоглинистыми отложениями, которые на­капливались в условиях более глубокого шельфа. По старой корреляции первые относились к радаевскому горизонту, а вторые – к елховскому. По данным ЭКО-разрезов откартированы границы выклинивания клиноформных пачек (а точнее, их перехода в неразличимые для сейсморазведки толщины).

Радаевско-елховская толща отделена от резервуара бобриковского горизонта пачкой алевритоглинистых пород, которую на большей части территории можно рассматривать как покрышку. На ЭКО-разрезах отмечаются отражения, отождествляемые как с кровлей этой общей покрышки, так и  алевритоглинистыми прослоями, разделяющими клиноформные пачки. Эти глинистые разделы могут рассматриваться в качестве флюидоупоров, экранирующих потенциально продуктивные резервуары, приуроченные к отдельным клиноформным пачкам.

Региональный подъем поверхности покрышек в западном и южном направлениях, совпадающий с направлением выклинивания клиноформных пачек, создавал благоприятные условия для формирования ловушек неантиклинального типа. К настоящему времени две такие ловушки выделены вдоль границы бортового уступа и одна в восточной части Мензелинского участка. Еще одна стратиграфическая ловушка в нижней части малиновского надгоризонта намечена на юго-восточном погруженном склоне Чекалдинского поднятия.

 

ЛИТЕРАТУРА
1. Ермолова Т.Е. Клиноформное строение радаевско-елховских отложений Камско-Кинельской системы прогибов и проблема поиска в них ловушек неантиклинального типа // Геология нефти и газа. – 2005. – № 5.
2. Кузнецов В.Г. Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. – М.: ГЕОС, 2003.
3. Муслимов Р.Х. Роль новых геологических идей в развитии старых нефтедобывающих районов в первой четверти XXI в. // Геология нефти и газа. – 2004 (спецвыпуск).
4. Тарасов Е.А. Локальный прогноз для "старых" нефтегазодобывающих регионов страны / Е.А.Тарасов, В.В.Ананьев // Геология нефти и газа. – 2004. – № 3.


©  А.С. Якимов, Журнал "Геология Нефти и Газа", 3-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru