1535

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

Рис. 4. Поля корреляции между плотностью нефтеносности и относительным расстоянием по зонам Башкирского свода

Так, зона №5 расположена в линейно-мобильной зоне БС и интенсивно осложнена разломной тектоникой, поэтому распределение нефтеносности в данной зоне отличается от зон, расположенных в платформенной части. Зона №4 охватывает зону тройного сочленения Башкирского свода, Висимской впадины и Бымско-Кунгурской моноклиналииявляетсяоченьвытянутой, чтоменяетсоотношениемеждуh’верт иL’бас.

На графиках зависимости плотности нефтеносности от относительного расстояния L’бас установлено увеличение плотности нефтеносности при приближении к центру зоны, но в отличие от относительного превышения h’верт данные зависимости значительно слабее.

Таким образом, по результатам корреляционного анализа установлено, что использование данных приемов разбиения на зоны обеспечивает закономерное изменение плотности нефтеносности в выделяемых зонах с учетом пространственного положения.

Спикок литературы

1.К обоснованию геолого-экономической оценки лицензионных участков недр по ресурсам и запасам углеводородов / М.А. Носов, В.И. Галкин, С.Н. Кривощеков, О.А. Мелкишев, А.А. Кочнев // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 14–17.

2.Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Носов М.А. Оценка нелокализованных ресурсов нефти территории Пермского края при помощи системы элементарных участков // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 9–11.

51

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТУРНЕЙСКИХ КЛИНОФОРМ ВИСИМСКОЙ ВПАДИНЫ И СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ

Е.В. Мельник

Научный руководитель – канд. геол.-мин. наук А.И. Савич Пермский национальный исследовательский политехнический университет

В статье дана экспертная оценка ресурсов турнейских клиноформных комплексов Сыньвинской, Пестеревской, Игумской и Нижне-Косьвинской площадей, расположенных в южной части Соликамской депрессии и примыкающей к ней восточной части Висимской впадины. Проведен обзор состояния изученности перспектив нефтеносности клиноформенных отложений Камско-Кинельской системы на территории пермского Прикамья.

Ключевые слова: клиноформа, Камско-Кинельская система прогибов, ресурсы нефти.

Клиноформное строение девон-нижнекаменноугольных отложений является характерной отличительной чертой Камско-Кинельской системы прогибов в пределах всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Этой территории свойственно широкое развитие рифовых и клиноформных тел разного масштаба на бортах Камско-Кинельской системы прогибов [1,2].

Поиск месторождений нефти и газа на поднятиях, связанных с позднедевонскими рифогенными массивами ККСП, остается главным направлением геологоразведочных работ в пермском Прикамье. С ККСП и ее бортовыми зонами связано 98 % начальных разведанных запасов (Благиных, Жуков, 1999). По данным В.М. Неганова и др. (2000), в зоне развития ККСП размещались 80 % всех подготовленных структур и 85 % объема поисково-разведочного бурения. Несмотря на высокую разведанность ККСП, перспективы поисков новых месторождений остаются высокими. В зоне ККСП, по данным этих же исследователей, размещается до 70 % неразведанных ресурсов и запасов нефти Пермского края.

Вместе с тем перспективы обнаружения новых объектов, связанных с позднедевонскими карбонатными рифогенными массивами, сокращаются в связи с высокой изученностью поисковыми работами. Поэтому представляет интерес оценка перспектив поисков новых альтернативных типов залежей вне структур, связанных с позднедевонскими рифогенными массивами ККСП как в пределах палеосводов, так и внутри ККСП, в зонах распространения так называемых «депрессионных фаций» среднефранско-турнейского возраста, остающихся до сих пор относительно слабоизученными (Благиных, Жуков, 1999, Калабин, 2000 и др.).

Впервые на территории пермского Прикамья турнейские карбонатные клиноформенные тела были выделены в 1986 г. Л.П. Павловой и М.С. Зотеевым. В дальнейшем на основе комплексных геолого-геофизических исследований уточнены стратиграфическое расчленение турнейских отложений и их литологоколлекторская характеристика, проведено сейсмогеологическое районирование

52

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

южной части Соликамской депрессии и примыкающей к ней восточной части Висимской впадины [3]. Согласно принятой седиментологической модели клиноформенные тела отличаются от рифовых тел по форме залегания и характеру распределения пород-коллекторов. Им свойственно чередование глинистых и карбонатных пород с пачками неглинистых органогенно-детритовых, водорослевокомковатых и других разновидностей пористых и трещиноватых известняков. Толщина массивных карбонатных образований может достигать 250 м. Пластыколлекторы образуют в них сложнопостроенные линзы и имеют незначительную мощность отдельных пластов-коллекторов до 3–5 м.

Экранирующими толщами для залежей в верхнефамен-турнейских клиноформах являются перекрывающие их косьвинские глины, а также пласты и пачки глинистых пород в основании клиноформ, маломощные глинистые пласты внутри собственно карбонатных конусов.

Турнейский ярус во внутренних зонах КССП представлен сложнопостроенной толщей карбонатных и терригенных пород, образовавшихся в разнообразных фациальных обстановках. В осевых зонах ККСП в турнейском веке отмечалось накопление маломощных относительно глубоководных кремнисто- глинисто-карбонатных битуминозных доманикоидных отложений. Во внутренних прибортовых зонах ККСП в это время происходило заполнение прогибов ККСП по принципу бокового наращивания с образованием проградационных регрессивных клиноформенных тел карбонатного и глинистого состава. В составе карбонатных клиноформ возможно наличие уплощенных органогенных построек типа биостром, банок и биогермов, а также известняковых баров. Сложность и разнообразие состава и строения турнейской толщи пород внутренних зон ККСП обусловливает потенциальную возможность образования различного рода неантиклинальных ловушек УВ.

Оценка перспектив нефтегазоносности турнейского яруса во внутренних зонах Камско-Кинельских прогибов вне пределов структур, связанных с позднедевонскими и заволжскими органогенными постройками, в настоящее время представляется неоднозначной, особенно в отношении открытия промышленных залежей УВ. Поэтому целесообразно рассмотреть прямые признаки нефтегазоносности, зафиксированные в глубоких скважинах, наличие и характер пород-коллекторов, покрышек и возможные типы ловушек УВ.

Турнейская толща заполнения Камско-Кинельских прогибов в северной части Пермского края характеризуется региональным распространением нефтепроявлений, а также наличием притоков нефти при испытании отдельных глубоких скважин. В то же время состав и строение этой толщи пород в настоящее время изучены весьма слабо, что затрудняет оценку перспектив нефтегазоносности и делает неопределенными перспективы обнаружения в этой толще промышленных залежей нефти.

Приведенные в данной работе исследования направлены на восполнение этого пробела, а также дана оценка потенциальных ресурсов углеводородов, связанных с турнейским клиноформенным комплексом.

53

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Оценка ресурсов клиноформенных комплексов проведена с учетом удельной плотности начальных геологических и извлекаемых ресурсов [4]. Оценены ресурсы нефти категории С3 и Д1-л по следующим площадям геофизических работ: Сыньвинской, Нижне-Косьвинской и Пестеревской. Ресурсы нефти категории С3 Нижне-Косьвинской площади составляют: геологические – 9900 тыс. т, извлекаемые – 2500 тыс. т.

Ресурсы нефти категории Д1-л Сыньвинской, Игумской и Пестеревской площадей составляют: геологические – 30 000 тыс. т, извлекаемые – 7500 тыс. т.

По рекомендациям Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» перспективными направлениями поисков залежей нефти и газа являются [4]: Верхнепечерская депрессия; зона Передовых складок Урала; нижнепермские рифогенные отложения; рифейскиеивендскиеотложения.

На наш взгляд, турнейские клиноформные тела являются более перспективными поисковыми объектами, обладающие своими особенностями, и для открытия залежей нефти необходимо проведение целенаправленных поисковых и гео- лого-разведочных работ, включающих сейсморазведку и бурение глубоких параметрических и поисковых скважин.

Список литературы

1. Проворов В.М. Строение позднедевонско-турнейского палеошельфа севера Урало-Поволжья и задачи его дальнейшего изучения // Геология нефти и газа. –

1988. – № 2. – С. 24–29.

2.Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Ки- нельской системы прогибов – новый тип поисковых нефтяных объектов в западном Татарстане / Н.К. Фортунатова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2006. – № 1.

3.Калабин С.Н. [и др.] Перспективы нефтегазоносности турнейской толщи заполнения Камско-Кинельских прогибов в северных районах Пермской области. – М.: Нефтеотдача, 2002. – 94 с.

4.Обобщение результатов ГРР на территории Пермского края с целью уточнения геологического строения сырьевой базы и нефтегазогеологического районирования: отчет / сост. Д.Г. Михайлов / Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«ПермНИПИнефть». – Пермь, 2011. – С. 202–203.

54

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

ПРОИСХОЖДЕНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ГИГАНТСКОГО УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

А.В. Плюснин

Научный руководитель – канд. геол.-мин. наук, доцент О.Е. Кочнева Пермский государственный национальный исследовательский университет

В работе рассмотрено происхождение газовых залежей Уренгойского месторождения. Даны краткое описание и характеристика основных продуктивных комплексов.

Ключевые слова: Западная Сибирь, Уренгойское месторождение, сеноман, газ, конденсат.

Уренгойское газоконденсатное месторождение – это крупнейшее месторождение в России. Его общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн. м³ природного газа и 1,2 млрд т газового конденсата. Месторождение находится в северной части Западно-Сибирской низменности. Административно оно располагается в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 56 км к северо-западу от пос. Уренгой.

Уренгойское месторождение входит в состав Уренгойского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области (НГО). Характерная особенность этой области – развитие мощного (до 2000 м) мелового (неоком-сеноманского) комплекса, который заключен между двумя регионально выдержанными глинистыми толщами. Основные залежи газа, приуроченные к сеноманским отложениям, залегают непосредственно под региональной верхнемеловой (туронской) – палеогеновой покрышкой. Газоконденсатные залежи присутствуют также в ачимовской толще и отложениях юрского комплекса [1].

Территория севера Западной Сибири в период от валанжина до сеномана испытывала преимущественно континентальный режим осадконакопления, тогда существовали благоприятные условия для захоронения растительных остатков – исходного материала для массы угольного вещества, содержащегося в породах комплекса. В указанный период отмечались отдельные эпохи максимального угленакопления (баррем–апт-сеноман), которые привели к концентрированным формам скопления в виде пластов угля. Число угольных пластов – 10–30, а их суммарная толщина – десятки метров [2]. Наличие повышенных концентраций угольного вещества (как в рассеянной, так и в концентрированной форме) явилось важнейшим генетическим признаком, по которому континентальная толща покурской серии апт-сеноманского возраста отнесена к типичной угленосной формации.

Степень катагенеза углей по отражательной способности витринита RА (%) различных горизонтов неоком-сеноманского комплекса колеблется от 5,5 до 7,5, что соответствует стадиям преобразования углей от бурой до длиннопламенной (рисунок).

55

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. Принципиальная схема сопоставления шкал катагенеза и углефикации ОВ и вертикальной зональности нафтидогенеза (по Н.Б. Вассоевичу, 1990) [1]

Можно выделить два фазово-генетических типа газоконденсатных скоплений. «Первичные» без нефтяных оторочек характеризуются низким содержанием конденсата, находятся ниже главой зоны нефтеобразования (ГЗН), образуются непосредственно из органического вещества в зоне наиболее «жесткого» катагенетического преобразования пород. «Вторичные» приурочены к газонефтяным системам, отличаются высоким содержанием конденсата, расположены выше ГЗН и формируются при растворении легких фракций нефтей в сжатых газах.

Основные характеристики залежей приведены в таблице. Характерно увеличивается содержание УВ с глубиной. Для нижней части мелового комплекса (неоком) характерны газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками и наибольший предположительный выход УВ, которые образовались из сапропелевого типа ОВ [3, 4].

Углеводородные газы образуются в процессе изменения органического вещества (ОВ) от буроугольной до антрацитовой стадии. Поэтому и газоконденсатные системы, тесно связанные с газовыми, могут быть встречены в глубинах широкого диапазона. Это позволяет полагать, что «первичные» газоконденсатные системы на севере Западной Сибири могут быть встречены в широком стратиграфическом диапазоне от сеномана до юры.

56

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

Характеристика газоконденсатных залежей

Суммарное содержание угольного вещества в толще мелового комплекса оценивается в 15,5–1012 т, из которых 6,9–1012 т в отложениях покурской серии (апт – альб – сеноман) имеют буроугольную стадию катагенеза и 8,6–1012 т в отложениях готерив-баррема – начальную длиннопламенную стадию. Угольное вещество на буроугольной стадии катагенеза генерирует гомологи метана. В больших концентрациях они отмечены на длиннопламенной, газовой и жирной стадиях катагенеза. Кроме гомологов метана из угольного вещества образуются жидкие углеводороды (УВ) [4].

Коэффициент аккумуляции для газа в месторождениях Западной Сибири составляет 0,15, что свидетельствует о высоком газовом потенциале, играющем определяющую роль при формировании газоконденсатных залежей. Следовательно, «первичные» конденсаты (не связанные с нефтью) могли образоваться в отложениях мелового комплекса на стадиях мезокатагенеза (МК1 – МК3), из ОВ гумусового типа.

Таким образом, в северных районах Западной Сибири, на Уренгойском месторождении в частности, в верхней части мелового комплекса развиты «первичные» нафтеновые газоконденсаты, образовавшиеся на буроугольной стадии катагенеза ОВ гумусового типа и связанные с крупной зоной газонакопления, приуроченной к области развития угленосной формации. Выделяемая «переходная» зона преимущественного развития газоконденсатно-нефтяных залежей характеризуется закономерным соотношением нефтяных и газоконденсатных залежей. Рассмотренная вертикальная и региональная зональность распределения фазового состояния УВ позволяет прогнозировать фазовое состояние, количественную и качественную характеристики скоплений УВ в юрском нефтегазоносном комплексе на севере Западной Сибири.

В юрских отложениях следует ожидать развитие газоконденсатных залежей преимущественно метанового состава с высоким содержанием конденсата, о чем свидетельствует наблюдаемая тенденция увеличения концентрации конденсата до 600 г/м3 на глубине 5000 м на Уренгойском месторождении.

57

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1.Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов [и др.]. – М.: Недра, 1975. – 679 с.

2.Коробов А.Д., Коробова Л.А., Ахлестина Е.Ф. Минералогические и палеогеотермические критерии нефтегазоносности рифтогенных осадочных бассейнов // Известия Саратовского университета. Сер.: Науки о Земле. – 2009. – Т. 9, вып. 2. –

С. 28–35.

3.Немченко Н.Н. Раздельный прогноз углеводородных систем Западной Сибири: автореф. … дис. д-ра геол.-мин. наук. – М., 1991. – 28 с.

4.ROGTEC [Электронный ресурс]. – URL: http://www.rogtecmagazine.com/

58

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

ОБЗОР НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЕЙ МЕТОДОВ ТРЕХМЕРНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ И ВЫБОРА ДОСТОВЕРНЫХ МОДЕЛЕЙ

Д.В. Потехин

Филиал « ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» ПермНИПИнефть в г. Перми Научный руководитель – д-р геол.-мин. наук, профессор В.И. Галкин

Рассмотрены вопросы неопределенности при построении геологических моделей и настроек геостатистического моделирования, а так же существующие методы выбора наиболее достоверных геологических моделей.

Ключевые слова: трехмерная геологическая модель, кригинг, математическое ожидание, дисперсия, вариограмма.

При трехмерном геологическом моделирования на этапах распределения необходимых параметров существуют различные методы. При использовании методов сталкиваются с неопределенностью первого рода, связанной со степенью изученности месторождения, т.е. плотностью пробуренных скважин, достоверностью и разрешающей способностью сейсмических наблюдений, а также концепцией геологического строения. Данные неопределенности порождают неопределенность второй рода, связанную с применением различных методов и настроек алгоритмов, позволяющих правильно смоделировать геологическое строение месторождения в межскважинном пространстве. При геостатистическом моделировании неопределенными являются моменты второго порядка: математическое ожидание, дисперсия и вариограмма [1, 2, 3].

Вариограмма (или полувариограмма) определяется как половина дисперсии приращения [Z(x) – Z(x + h)]:

Исходные данные являются нестационарными и не позволяют достоверно ориентироваться на математическое ожидание, дисперсию и вариограмму, которые являются основными настройками при геостатистическом моделировании. В зависимости от геологических особенностей формирования отложений вариограммы по разным осям, описывающим пространство, могут быть анизотропны, т.е. радиусы рангов вариограмм зависят от направления. Согласно геостатистическим исследованиям наиболее неопределенной является горизонтальная изменчивость, которая связана с низкой плотностью сетки скважинных данных, а также с малым количеством данных.

Геологическая среда анизотропна – ее свойства изменяются в разных направлениях по-разному. Например, для отложений, формирующихся в фациальных комплексах проток (русел), радиус корреляции по латерали, как правило, на один-два порядка выше, чем по вертикали. Поэтому для полноценного анализа необходимо исследовать среду по всем направлениям. В трехмерном моделировании месторож-

59

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

дений используется трехмерная модель вариограммы. Для этого задаются отдельные радиусы корреляции по трем направлениям – главному, перпендикулярному

ивертикальному (Parallel, Normal и Vertical), для простоты назовем их Rx, Ry, Rz.

Вслучае анизотропии радиуса вариограммы (ковариации) по различным на-

правлениям вариограммные модели имеют одинаковую форму, но разные эффективные радиусы корреляции, другими словами, значения вариограммы достигают значения плато на различных расстояниях в зависимости от направления. В результате возникает неоднозначность при моделировании геологических объектов с помощью вариограмм. Для получения всех геологических моделей с учетом неопределенности геологического строения изменяют ранги вариограмм по различным осям [1, 2, 3, 4].

Для оценки множества вариантов рассчитывают геологические запасы по всем вариантам геологического строения и выполняют вероятностную оценку запасов УВС. При вероятностной оценке получают оценку Р90, которая является наиболее осторожной оценкой (пессимистический вариант), оценку Р10 – максимальную оценку (оптимистический вариант) геологических запасов и Р50 – наиболее реалистичный вариант геологического строения (рис. 1).

Рис. 1. Вероятностная оценка запасов

Данная схема оценки геологического строения имеет ряд недостатков. Например, при большой неопределенности существует большой размах между вариантами Р90 и Р10, а в Р50, являющимся математическим ожиданием, присутствует множество вариантов модели с одинаковыми запасами, но разного геологического строения распределения коллектора. Некоторые исследователи для сокращения количества вариантов и получения единственного варианта усредняют модели, попадающие в Р50. Полученный таким образом вариант геологического строения близок к детерминистическому строению модели, полученной интерполяцией.

Большинство компаний до сих пор используют подход Монте-Карло, где запасы оцениваются путем перемножения значений, получаемых из распределений. При работе с подходом Монте-Карло не отражается реально представленное де-

60