Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

ФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮМЫШСКОЙ ПЛОЩАДИ

А.В. Мастин

Научный руководитель – канд. геол.-минерал. наук, доцент В.И. Дурникин Пермский национальный исследовательский политехнический университет

В работе проведен фациальный анализ башкирских отложений Юмышской площади. Фациальное расчленение основано на литологическом анализе осадков, исследовании шлифов и данных ГИС. В башкирских отложениях выделяем фации: мелководного шельфа; среднеглубоководного шельфа; отмелей.

Ключевые слова: фациальный анализ, башкирские отложения, Юмышская площадь, фации отмелей, фации среднеглубоководного шельфа, фации мелководного шельфа, ГИС.

Целью данной работы является установление фациальной принадлежности башкирских отложений Юмышской площади на основании данных ГИС, кернового материала и шлифов.

Основные задачи для реализации нашей цели: проведение фациального анализа и установление корреляции башкирских отложений, постройка карт распределений фаций на территории, выявление закономерностей распространения фации на территории.

Юмышская площадь располагается на территории Бымско-Кунгурской моноклинали в Кунгурском районе Пермского края.

Башкирские отложения Юмышской площади вскрыты 12 скважинами, часть из которых фрагментарно охарактеризована керновым материалом. Карбонатный разрез представлен различными по происхождению известняками с редкими прослоями доломитов. Литологическое описание проведено по шлифам скважины 153 и двум интервалам отбора керна скважины 22. Более полную информацию о литологических разностях пород по всему стволу скважины дает привлечение данных каротажа [1]. Для карбонатных отложений наиболее информативными являются гамма-каротаж (ГК) и нейтроно-гамма-каротаж (НГК).

Известняки преимущественно органогенно-детритовые полиморфные. В разрезе Юмышской площади преобладают фораминиферовые и криноидно-фора- миниферовые сообщества.

Структурные особенности известняков определяются размером биокластового материала и характером цемента. Особенностью башкирских отложений являются преимущественно разные органогенно-детритовые и в меньшей степени шламовые структуры. Характер цемента в большей степени влияет на величину порового пространства. Наиболее часто встречаемый тип цемента – контактово-поровый, регенерационный и пойкилитовый. В меньшей степени развиты цементы контактового и инкрустационного типа. Регенерационный и пойкилитовый цемент всегда известковый, закрывающий поровое пространство. По минеральному составу цемент кальцитовый, иногда с примесью мелкокристаллических доломитов.

31

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Установление фациальной принадлежности проводилось по результатам литологического анализа ископаемых осадков, исследования шлифов и данных ГИС. Учитывая то, что на территории Пермского края в башкирский век существовали морские мелководные обстановки, карбонатные отложения Юмышской площади отнесены к группе морских – мелководных фаций открытого моря (Мм) [2-5].

Здесь выделяем фации: мелководного шельфа (РМДП); среднеглубоководного шельфа (РМДС); глубокой отмели (ОТгл).

Осадконакопление происходило в условиях мелководного шельфа открытого морского бассейна с нормальной соленостью. Дифференцированный гидродинамический режим бассейна способствовал существованию многовидовых поселений, посмертному захоронению скелетных форм и их фрагментов.

Ископаемые фации глубокой отмели (ОТгл) представлены во многих ин-

тервалах бурения скважин: (№ 152 (1537.6–1545.6), № 153 (1491.1–1499.1; 1467.1–1475.1; 1499.1–1506.6; 1529.5–1537.6), № 150 (1542–1550.5; 1559–1567.6),

№171 (1610.3–1618.2), №170 (1574.8–1581.8), №154 (1558.3–1565.3; 1544.6–1551.7),

№151 (1552.8–1560.3)).

Известняки этой фации коричневато-серые, часто нефтенасыщенные, неравномерно битуминозные, пористые с редкими мелкими кавернами.

Основная масса породы сложена хорошо окатанными и гранулированными раковинами фораминифер, детритом трубчатых водорослей, иглокожих, брахиопод. Обломки раковин преобладают размерами 0,2–0,65 мм.

Цемент известняка (5–12 %) крустификационный, поровый и регенерационный, кальцитовый, редко доломитовый.

Поровое пространство (до 10 %) межформенное, реже внутриформенного типа диагенетического выщелачивания, угловатой или щелевидной формы 0,03–0,4 мм с ветвящимися каналами первичной седиментации.

Фации ровного морского дна с подвижным гидродинамическим режи-

мом (РМДП) представлены ископаемыми поселениями фораминифер, водорослей и иглокожих. Известняки этой фации встречены во всех интервалах бурения башкирских отложений.

Известняки светлосерые и коричневато-серые, иногда доломитизированные, фораминиферово-водорослевые, органогенно-детритовые, нефтенасыщенные, с прослоями раковин брахиопод, фрагментами иглокожих и остракод. Цемент (до 10 %) кальцитовый, диагенетически крустификационный, регенерационный, поровый с редкими мелкими включениями ангидрита.

Поры внутриформенные, размер от 0,01 до 0,5 мм, округлой и овальной формы, по происхождению поры седиментационного и диагенетического выщелачивания.

Фации ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом

(РМДС) представлены керном в скважинах 150 (1491.5–1500; 1542–1550.5; 1570.5–1578.5; 1570.5–1578.5; 1587–1595.5), № 154 (1520.6–1537.1; 1537.1–1544.6; 1544.6–1551.7; 1551.7–1558.3; 1558.3–1565.3; 1586.3–1593.3), №171 (1548.3–1555.6).

32

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

Известковые фации РМДС слабо фораминиферовые, светло-серые, серые, коричневато-серые, детритово-микрозернистые, сгустковые, пористые, слабо нефтенасыщенные с гнездами (1–3 мм) минералов-сульфатов.

Известняки сложены органогенным шламом (0,05–0,25 мм) брахиопод, иглокожих водорослей, сгустками и комочками пелитоморфного кальцита по фораминиферам.

Цемент порово-крустификационный, регенерационный кальцитовый и доло- митово-кальцитовый (5–1 %), тонкозернистые поры (до 5–8 %) межформенные, внутриформенные, первичные образованные седиментационным (0,05–0,25) диагенетическим выщелачиванием и перекристализацией, щелевидные, соединенные узкими каналами.

В результате работы выявлено, что особенности состава органических остатков прямо указывают на палеоглубину и характер ископаемого биоценоза морского дна. Отложения фаций мелководного шельфа по площади составляют около 70 % и по отдельным скважинам, при общей мощности башкирских отложений до 80 м, этаж нефтеносности в этой фации составляет 40–50 м.

Список литературы

1.Косков В.Н., Косков Б.В. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. – 317 с.

2.Опорные разрезы палеозоя Вишерского Урала. Ч. I. Скважины / М.В. Щербакова, О.А. Щербаков, П.М. Китаев, О.Е. Кочнева, Н.С. Вечеринская, В.И. Дурникин; Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 2002. – 161 с.

3.Щербаков О.А. Закономерности пространственного распределения осадков

вкаменноугольных морях Западного Урала // Геология и геофизика нефтегазоносных областей: сб. науч. тр. / БФ АН СССР. – Уфа, 1982. – С. 83–92.

4.Дурникин В.И., Трясцина Л.А., Полухина Т.В. Литолого-фациальная характеристика отложений гжельского яруса карбона Кизеловского района Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 8. –

С. 7–17.

5.Дурникин В.И., Колтырина Н.С. Особенности формирования визейской терригенной толщи Кизеловского района Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 9. – С. 37–48.

33

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ЗАПОЛНЕНИЯ ЛОВУШЕК В ПРЕДЕЛАХ ДОРОХОВСКОГО ВАЛА

З.С. Муфтиева

Научный руководитель – канд. геол.-минерал. наук, доцент И.А. Козлова Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Изучены процесс и особенности заполнения ловушек углеводородами на примере поднятий и куполов Дороховского месторождения, расположенного в зарифовой зоне на юго-востоке Пермского края. Определены коэффициенты заполнения ловушек для структур по каждому НГК. Выявлены закономерности изменения полученных коэффициентов в пределах отдельных тектонических ступеней и площади в целом.

Ключевые слова: тектонические ступени, геологическое строение, сейсморазведка, структурные карты, палеоврезы, нефтегазоносносные комплексы, степень заполнения ловушек, закономерности изменения коэффициента заполнения.

Дороховское нефтяное месторождение характеризуется сложным геологическим строением, обусловленным, во-первых, наличием визейских палеоврезов, служащих каналами вторичной миграции, а во-вторых, приуроченностью поднятий месторождения к тектоническим ступеням. Крайне сложное строение месторождение порождает массу вопросов о времени и степени заполнения многочисленных литологически и тектонически экранированных ловушек, на поднятиях, входящих в состав Дороховского месторождения, а также о геологических факторах, определяющих направленность данных процессов.

Как отмечено выше, основной тектонической особенностью месторождения является приуроченность многочисленных поднятий к тектоническим нарушениям. В пределах месторождения с юго-запада на северо-восток прослеживаются три тектонические ступени: Белоусовско-Курбатовская, Дороховская и Алтыновская. Пространства тектонических ступеней разделены узкими (1–2 км) линейными прогибами, в ряде случаев сопровождаемыми тектоническими нарушениями, затухающими на уровне артинских отложений. Белоусовско-Курбатовская ступень включает в себя Белоусовское и Ю-Дороховское (Западный купол) поднятия. К Дороховской ступени приурочены Горновское, С-Дороховское, Дороховское и Ю-Дороховское (Восточный купол) поднятия. В Алтыновскую ступень входят В-Горновское и В-Дороховское поднятия (рис. 1).

Этаж нефтеносности Дороховского месторождения достаточно высок. Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, промышленно-нефтеносны: девонский терригенный (пласт Д0), верхне- девонско-турнейский карбонатный (пласт Т1 и Фм), нижне-каменноугольный (визейский) терригенный (пласты: Тл2б, Бб1а, Бб1б, Бб2, Бб3, Мл1, Мл2), окскобашкирский карбонатный (пласт Бш), московский терригенно-карбонатный (пласты В3В4, Мч, КВ1) [1].

34

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

Рис. 1. Распространение КВМ на примере пласта Тл2-б: 1 – В-Горновское поднятие (Сев. купол); 2 – Горновское (Сев. купол); 3 – Горновское (Южн. купол); 4 – С-Дороховское; 5 – В-Горновское (Южн. купол); 6 – В-Доро- ховское (Сев. купол); 7 – Дороховское; 8 – В-Дороховское (Южн. купол);

Для решения поставленной задачи и определения коэффициентов заполнения ловушки был выполнен анализ структурных карт по каждому продуктивному пласту в пределах всех НГК, начиная с самого нижнего девонского терригенного и заканчивая верхним – московским терригенно-карбонатным. При определении Кз.л вычислялись: абсолютная отметка (а.о.) сводовой части в наивысшей точке, а.о. положения ВНК (по данным ОАО Инжиниринг ПермНИПИнефть), высота залежи определялась с учетом ВНК, а высота ловушки по условно взятой последней замкнутой изогипсе. С учетом перечисленных параметров Кз.л определяли как отношение высоты залежи к высоте ловушки. Пример определения Кз.л на В-Дороховском поднятии (Северного купола) приведен на рис. 2. Подобные вычисления были проведены по всем пластам и НГК. В качестве примера в таблице приведены параметры по пласту Т1 на В-Дороховском поднятии (Северный купол).

Анализируя полученную базу данных по Кз.л поднятий и НГК, можно сделать следующие выводы:

1. Девонский терригенный НГК продуктивен в пределах Северо-Дороховского поднятия. Для пласта Д0 рассчитанныйКз.л составляет в среднем 0,5.

35

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 2. Выкопировка из структурной карты по кровле продуктивного пласта Т1

Параметры пласта Т1

2.Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК. Для пласта Фм в пределах

Дороховского, Северо-Дороховского и Южно-Дороховского поднятий Кз.л изменяется в интервале 0,7–1,0. В пласте Т1 в пределах Восточно-Горновского, Горновского, Северо-Дороховского, Восточно-Дороховского и Южно-Дороховского

поднятий наблюдается увеличение Кз.л с 0,50 до 0,86 с северо-запада на юговосток в каждой тектонической ступени.

3.Визейский терригенный НГК. В пласте Мл2 на В-Горновском, В-Доро- ховском, Ю-Дороховском, Белоусовском поднятиях Кз.л составляют 0,4–0,7 с увеличением с северо-запада на юго-восток в пределах каждой тектонической ступе-

ни. В пласте Мл1 на В-Горновском, Горновском, С-Дороховском, В-Дороховском, Ю-Дороховском и Белоусовском поднятиях интервал изменения Кз.л составляет 0,3–0,9, без каких-либо закономерностей. В пласте Бб3 всего 2 залежи (на В-Доро- ховском поднятии) с Кз.л 0,8–0,9. В пласте Бб2 на В-Горновском, С-Дороховском, В-Дороховском и Ю-Дороховском поднятиях наблюдается увеличение Кз.л от 0,3 до 0,9 в каждой ступени с северо-запада на юго-восток. В пласте Бб1б имеются всего 2 залежи на В-Дороховском и Белоусовском поднятиях с Кз.л 0,5 и 0,7.

Впласте Бб1а Кз.л на В-Горновском, Горновском, С-Дороховском, Ю-Дороховском поднятиях изменяется от 0,5 до 0,9, без каких-либо закономерностей. В пласте

Тл2-б наблюдается увеличение Кз.л с северо-запада на юго-восток на В-Горнов- ском, Горновском, С-Дороховском, В-Дороховском, Дороховском, Ю-Доро- ховском поднятиях в пределах каждой тектонической ступени и изменяются

36

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

винтервале 0,4–0,9. В пределах распространения каналов вторичной миграции

(КВМ) – песчаников увеличенной мощности, Кз.л намного выше, чем при их отсутствии. КВМ на примере пласта представлены на рис. 1 [2, 3-8].

4.Окско-башкирский НГК. В пласте Бш на В-Дороховском и Ю-Дорохов- ском поднятиях Кз.л заполнения по двум залежам составляют 0,8 и 0,9.

5.Московский терригенно-карбонатный НГК. В пласте В3В4 на В-Дорохов- ском и Дороховском Кз.л изменяются от 0,6 до 0,8. В пласте КВ1 на В-Горновском, В-Дороховском, Ю-Дороховском поднятиях значения Кз.л достаточно высокие и составляют 0,8–0,9, не наблюдается закономерного изменения. В пласте Мч од-

на залежь на Ю-Дороховском поднятии с Кз.л равным 0,6.

Таким образом, в результате проведенного анализа в целом по всем НГК установлено, что в пределах каждой тектонической ступени коэффициенты заполнения ловушек увеличиваются с северо-запада на юго-восток, в том же направлении увеличиваются абсолютные отметки сводовых частей структур. Причем для БелоусовскоКурбатовской ступени эти значения изменяются от 0,3 до 0,9, для Дороховской сту-

пени Кз.л изменяетсяв интервале 0,4–1,0, для Алтыновской ступени– от0,3 до 0,9. Если рассматривать тектонические ступени относительно друг друга, то мож-

но констатировать увеличение степени заполненности структур в юго-западном направлении. В целом вверх по разрезу Дороховского месторождения увеличиваются

Кз.л. от девонского терригенного до московского терригенно-карбонатного НГК. Проведенный анализ позволил авторам на примере участка юго-восточной ок-

раины Пермского края проследить изменения степени заполнения ловушек для разных типов залежи. На данном этапе изучения был применен относительно упрощенный подход с учетом последней замкнутой изогипсы, хотя для территории Дороховского месторождения это не совсем обоснованно, так как для разных типов залежи существуют критические точки перегиба, связанные с тектоническими нарушениями, литологическими замещениями и выклиниваниями пласта коллектора. Также следует учесть и соотнести площадь основополагающих рифовых тел и площадей структур его облекания в верхней части разреза. Еще одним допущением, несомненно, является тот факт, что не во всех структурах а.о. ВНК является точно установленным фактом, часть является УПУ (условным подсчетным уровнем), взятым по аналогии, что

накладываетопределенную степеньнеточности вопределенииКз.л.

Степень заполнения ловушки и прогнозное значение Кз.л на стадии проектирования поисково-оценочных работ и геолого-экономических оценок является важной задачей, поскольку предопределяет прогнозное количество ресурсов и величину запасов. Поэтому следующим шагом в исследовании будет разработка методики определения площадей структур и проведение зонального прогноза изменения Кз.л

впределах каждой тектонической ступени методами математической статистики.

Список литературы

1.Дополнение к технологической схеме разработки Дороховского месторож-

дения. – Т. 1. – Пермь, 2014.

2.Ваксман С.И. Оценка роли КВМ углеводородов в визейской терригенной толще юго-востока Пермской области (платформенная часть). – Пермь, 2014.

37

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

3.Миронов В.В., Козлова И.А. Особенности геологического строения и условий разработки силурийских залежей Верхневозейского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 2. – С. 7–12.

4.Варушкин С.В., Козлова И.А. Возможность проведения поисковооценочных работ на объектах, расположенных под толщей калийно-магневых солей Верхнекамского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 3. – С. 8–15.

5.Козлова И.А., Шадрина М.А. Геолого-геохимическая оценка возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 8. –

С. 18–27.

6.Шадрина М.А., Козлова И.А. Обоснование применения циклического заводнения башкирской залежи сухобизярского поднятия Баклановского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 3. – С. 39–44.

7.Козлова И.А., Мальцева И.О. Обоснование усовершенствования реализуемой системы разработки посредством применения метода гидравлического разрыва пласта на отдельных опытных участках разработки (на примере пласта БС 4-5 Приразломного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 8. – С. 62–70.

8.Козлова И.А., Кичигин Е.Н. Особенности геологического строения сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 9. – С. 27–36.

38

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МНОГОПЛАСТОВОГО ЯСНОПОЛЯНСКОГО ОБЪЕКТА АСПИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

К.А. Петрова

Научный руководитель – канд. геол.-минерал. наук, доцент И.А. Козлова Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Выполнен геологический анализ коллекторов яснополянского объекта Аспинского месторождения. Проведены расчёты удельного дебита нефти в скважинах с различными вариантами вскрытия пластов. Определена доля каждого пласта в общей добыче нефти.

Ключевые слова: многопластовый объект, скважина, эффективная нефненасыщенная толщина, удельный дебит нефти, доля пласта в общей добыче нефти.

Всостав Аспинского нефтяного месторождения входят семь поднятий: Красногорское, Хохлачевское, Аспинское, Восточно-Аспинкое, Грядовое и Забродовское. На рис. 1 представлена схема совмещенныхконтуров Аспинского месторождения.

Вданной работе будет рассмотрен яснополянский эксплуатационный объект

Аспинского поднятия, который включает 7 пластов: Мл; Бб2; Бб1; Тл2-б; Тл2-а; Тл1-в; Тл1-а. В настоящее время объект разрабатывается в соответствии с действующим проектным документом «Технологическая схема разработки Аспинского место-

Рис. 1. Схема совмещенных контуров Аспинского месторождения

39

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

рождения», утвержденным от 2006 г. На площади разбурен весь проектный фонд скважин, реализован рекомендуемый тип заводнения [1-8]. В целом по объекту текущий КИН составляет 0,378 д.ед., при утвержденном 0,570 д.ед. В табл. 1 представлены основные проектные и фактические показатели разработки визейского эксплуатационного объекта.

Таблица 1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Анализ показателей разработки показывает, что при выполнении плана по разбуриванию фонда скважин и закачке рабочего агента наблюдается снижение фактических уровней годовой добычи нефти и жидкости, при некотором уменьшении обводненности продукции скважин. На долю данного эксплуатационного объекта приходится 56 % геологических и 67 % извлекаемых запасов.

Основные геологические характеристики пластов коллекторов яснополянского объекта представлены в табл. 2.

Исходя из представленных выше параметров, терригенные коллектора яснополянского объекта относятся к высокопористым, средне- и высокопроницаемым. Пласты невыдержаны по толщине разреза; залежи осложнены многочисленными зонами замещения и выклинивания коллекторов. На рис. 2 приведена гистограмма значений эффективных нефтенасыщенных толщин (h ) для пластов яснополянского объекта.

40