|
УДК 553.98.001.18(470.41) |
Прогнозирование локальных поднятий и их нефтегазоносности на склонах Южно-Татарского свода
В.П. СТЕПАНОВ, Н.Г. АБДУЛЛИН, Ю.А. ВЛАСОВ (ТатНИПИнефть), Р.X. МУСЛИМОВ (Татнефть)
Высокая эффективность геологоразведочных работ на современном этапе определяется в основном разработкой и применением методов прогнозирования локальных объектов и их нефтегазоносности. Основными методами такого прогнозирования на склонах Южно-Татарского свода (ЮТС) остаются структурное бурение и сейсморазведка МОГТ, с помощью которых в условиях высокой степени разведанности начальных потенциальных ресурсов нефти выявляется значительное число структур и залежей небольших размеров. Высокая эффективность бурения достигается путем рационального размещения структурных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между ними 700-800 м. В итоге это позволяет определить объекты для постановки глубокого бурения [4, 6]. При сейсморазведке высокая эффективность выявления и подготовки структур к бурению обеспечивается цифровой регистрацией данных сокращенных баз (до 50 м) группирования источников и приемников, увеличением кратности накапливания отражений по МОГТ до 24, а в отдельных случаях до 48 [6]. Этому способствовали также внедрение поверхностных газодинамических источников упругих волн и группирование взрывов в неглубоких скважинах. Густота сети профилей (>2 на 1 км2), а также обработка материалов на ЭВМ позволяют изучать динамические параметры записи и использовать последние для картирования верхнедевонско-турнейских рифогенных поднятий и структур их облекания по отложениям нижнего и среднего карбона. Рифогенные поднятия уверенно прогнозируются сейсморазведкой на площадях западного склона ЮТС, где их продуктивность обычно подтверждается бурением уже первой поисковой скважины [2]. Однако, несмотря на значительные успехи, достигнутые и структурным бурением, и сейсморазведкой МОГТ, до сих пор не решенной остается проблема картирования структур в терригенных отложениях девона, что обусловлено несоответствием структурных планов пермских каменноугольных образований с девонскими и сложными сейсмогеологическими условиями.
Выявление месторождений и залежей нефти на ЮТС связано с изучением грабенообразных прогибов [5], поскольку они влияют на формирование ловушек нефти, распространение коллекторов в терригенных отложениях девона, венда и рифея и контролируют процессы миграции УВ.
Как показал опыт геологоразведочных работ, грабенообразные прогибы совпадают, как правило, с линейными разрывными нарушениями, образованы вследствие раздвиговых движений земной коры и интрудированы магматическими породами, что с успехом используется при поисках прогибов с помощью высокоточной аэромагнитной съемки [1, 5]. В результате интерпретации материалов последней совместно с данными бурения выявляется структурный каркас разломной тектоники, позволяющий изучить блоковое строение фундамента, классифицировать разломы и определить степень их активности и влияния на формирование структурных планов девона и карбона.
Изучение пород фундамента в керне скважин, пробуренных в зонах грабенообразных прогибов, позволило выделить на территории Татарии несколько их типов (по времени заложения) - предраннепротерозойский (предкукморский и предуратьминский), позднепротерозойский (предрифейский, предвендский) и девонский [6]. Грабены раннепротерозойского возраста (протерозойские троги) расположены в межблоковых зонах фундамента и приурочены к линейным (предкукморские) и внутрикоровым блокоразделяющим (предуратьминские) разломам. Они заполнены отложениями кукморской и уратьминской серий протерозоя, представленными гранат-кианит-двуслюдяными, амфиболовыми и биотит-амфибодовыми кристаллическими сланцами, сопоставимыми по геолого-петрофизическим признакам с породами нижнего протерозоя Карелии, криворожской серии Украины и курской серии КМА.
Протерозойские троги установлены на участках пересечения разломов северного склона ЮТС (скв. 61 Сармановская, скв. 405, 434, 491, 493, 511, 529 Тлянчи-Тамакские). Эти грабенообразные прогибы в вышележащих комплексах не прослеживаются.
Рифейско-нижневендские грабенообразные прогибы заполняются отложениями тюрюшевской (боровской) свиты нижнего и среднего рифея, а также верхнего венда. Они выделяются на южном и юго-восточном склонах ЮТС (скв. 11, 12, 15, 20-22 Бугульминские). Широкая сеть узких грабенов прогнозируется вдоль разломов фундамента и на Сулинской площади.
Девонские грабенообразные прогибы фиксируются по данным бурения увеличенной мощностью терригенных отложений старооскольского, муллинского, пашийского и кыновско-саргаевского горизонтов. Они прослежены бурением и МОГТ на северном, западном и северо-восточном склонах ЮТС (скв. 405, 406, 440, 479, 542 Тлянчи-Тамакские, скв, 700, 701, 703 Сармановские, скв. 256, 505, 593 Ямашинские, скв. 778, 781 Уратьминские, скв. 28 Новомусабайская).
На современном этапе поиск залежей нефти, связанных с грабенообразными прогибами, должен являться самостоятельным направлением поисково-разведочных работ Татарии, но из-за отсутствия надежных методов их выявления изучение этих прогибов практически приостановлено, хотя имеются примеры более или менее успешного трассирования сейсморазведкой (Алтунино-Шунакский прогиб) и аэромагниторазведкой (Баганинский прогиб).
Практика показывает, что на участках отсутствия мощных толщ рифей-вендского комплекса, нивелирующих межблоковые грабенообразные прогибы, и соответствия структурных планов терригенного девона и фундамента, блок и фундамент обычно совпадают в плане с локальными поднятиями в терригенных отложениях девона. Особенно четко это проявляется на западном склоне ЮТС, где блоками фундамента в терригенных отложениях девона отмечаются залежи нефти. Данные о блоковом строении фундамента используются для выяснения соотношения структурных планов его поверхности и отдельных горизонтов осадочного чехла. Так, качественно установлена генетическая связь впадин кровли ассельского яруса перми с грабенообразными прогибами фундамента на юго-восточном склоне ЮТС (Бугульминско-Бавлинский район). Участкам же горстовидных поднятий соответствуют положительные структуры, что свидетельствует о тектонической природе локальных структур нижней перми и карбона Бугульминской площади.
Тщательный анализ данных бурения и геофизических методов, проведенных на западном склоне ЮТС, где пройдено большое число скважин до фундамента и поверхности турнейских образований, а также выполнены сейсморазведочные работы МОГТ, показал, что девонские локальные структуры приурочены к блокам фундамента. Седиментационные же структуры турнейского яруса, тульского горизонта, ассельского и сакмарского ярусов, а также сейсмоподнятия по отражающему горизонту У располагаются в межблоковых прогибах по фундаменту, т. е. тяготеют к зонам разломов и дизъюнктивных нарушений. Следовательно, скважины, пробуренные в куполах этих структур до фундамента, в отложениях девона не вскроют залежи нефти антиклинального типа. Сейсмоподнятия по отражающему горизонту Д, наблюдающиеся в межблоковых прогибах, могут оказаться ложными, обусловленными процессами латеральной и вертикальной изменчивости скорости упругих волн, так как зоны повышенной трещиноватости осадочного чехла вдоль разломов, заполненные минерализованными пластовыми водами, способствуют повышению скорости продольных волн. Ложные структуры по отражающему горизонту Д наблюдаются также под рифами (Арбузовский, Западно-Пановский), выявленными сейсморазведкой на западном склоне ЮТС. Поэтому блоковое строение фундамента должно учитываться при заложении скважин и проведении сейсморазведочных работ. При поиске локальных структур в отложениях девона и карбона все скважины необходимо бурить до вскрытия фундамента, особенно если первая, заложенная в своде седиментационного поднятия на межблоковом участке, не дала нефти в терригенных отложениях девона.
С целью прогнозирования нефтегазоносности целесообразно проведение скважинной сейсморазведки ВСП MOB (МОГ), которая за счет наблюдений ниже верхней жесткой границы (кровли сакмарского яруса) позволит исключить влияние многократных волн-помех, повысить разрешенность сейсмической записи и по уплотненной сетке картировать структурный план девонских образований, а также изучить разрез в околоскважинном пространстве. Об этом свидетельствуют расчеты годографов отраженных волн по вертикальным профилям внутри среды.
По гидрогеологическим показателям нефтегазоносности на основе способа выделения гидродинамических ловушек, благоприятных для скоплений УВ, уточняются места поисково-разведочных скважин на девонские отложения. Для устранения пропуска нефтяных залежей необходимо применять гидрогеологический метод, т. е. по данным гидрохимических исследований оценивать перспективность структуры на нефть, а по гидродинамическим данным - местоположения второй поисковой скважины [6].
Методика поисков структур с учетом блокового строения апробировалась на западном склоне ЮТС и нашла подтверждение (скв. 263, 2221,2222 Ульяновские), а в скв. 2221 при этом даже получена нефть из кыновских отложений. Для дальнейшего ее усовершенствования необходимо комплексное использование материалов изучения фундамента по данным керна и полевой геофизики, а также выявление закономерностей строения фундамента, выделение блоковых зон и разделяющих их прогибов. Первоочередная задача сейсморазведки в комплексе с другими методами полевой геофизики по изучению терригенной толщи девона состоит в обнаружении и трассировании грабенообразных и горстовидных блоков фундамента и разломов в его теле. Преимущества такого комплексирования различных методов показано на примере изучения Мурадовского поднятия (рис. 1). Здесь над блоком фундамента, выявленным высокоточной аэромагниторазведкой, отмечается поднятие по отражающему горизонту У, а между пикетами 93-95 профиля 098302 горизонтальной осью синфазности четко отображается ВНК залежи.
Значительный охват территории склонов ЮТС высокоточной гравиразведкой позволил в настоящее время обратиться к анализу материалов гравиметрических съемок на основе подхода, рекомендованного И.Н. Михайловым [3], когда анализируются графики аномалий силы тяжести по профилям с целью нахождения нарушений «гладкости» поля, т. е. зоны резкой смены градиента силы тяжести. При этом положительные аномалии связываются со структурным фактором, а отрицательные - с возможным нефтегазосодержанием коллектора.
Наиболее перспективным областям соответствуют положительные аномалии, осложненные в центре локальными минимумами. Выделенные по такой методике перспективные участки затем анализируются с целью отбраковки аномалий, связанных с помехами верхней части разреза. В итоге строятся соответствующие прогнозные карты, схемы, профили и т. д. На рис. 2 приведены геологический разрез и кривая сила тяжести над Сарайлинской структурой, расположенной на северном склоне ЮТС. По кривой силы тяжести прогнозируются залежи нефти в девонских, тульских и верейских отложениях. Следует отметить, что уже на поисковом этапе при наличии дополнительной информации о глубине залегания объекта, мощности продуктивного пласта, избыточной плотности пород (по данным сейсморазведки, бурения или ГИС) можно количественно оценивать параметры, необходимые при подсчете запасов УВ в пласте.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Воронин В.П., Степанов В.П., Гольштейн Б.Л. Геофизическое изучение кристаллического фундамента Татарии. Изд. Казанск. ун-та, 1982.
2. Геофизические поиски рифогенных залежей нефти / В.П. Воронин, Б.П. Гольштейн, В.П. Степанов и др. Изд. Казанск. ун-та, 1986.
3. Михайлов И.Н. Возможности и место гравиразведки при решении проблемы прямых поисков нефти и газа.- В кн.: Применение гравиразведки при поисках антиклинальных и неантиклинальных залежей нефти и газа. М., 1983, с. 85-91.
4. Муслимов Р.X. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань, Тат. кн. изд-во, 1985.
5. О возможности геофизического прогнозирования девонских грабенообразных прогибов и горстовидных структур / В.П. Степанов, Н.Г. Абдуллин, В.И. Богатов и др.- Нефтегазовая геология и геофизика, 1986, вып. 1, с. 12-16.
6. Пути повышения эффективности подготовки новых запасов нефти на месторождениях Татарии / Под ред. Э.И. Сулейманова, Альметьевск, Татнефть, 1985.
Рис. 1. Структурная схема по кровле отражающего горизонта У и поверхности кристаллического фундамента (а) и временной разрез по профилю 098302 с прогнозным контуром нефтеносности (б) Мурадовского поднятия.
Скважины: 1 - глубокая, 2 - проектная; 3 - изогипсы, м: а - поверхности фундамента, б - отражающего горизонта У; 4 - сейсмические профили; 5 - разломы фундамента; 6 - границы отражающих горизонтов на временном разрезе; 7 - прогнозируемая залежь нефти; 8 - контур нефтеносности
Рис. 2. Геологический разрез н кривая силы тяжести над Сарайлинской структурой:
1 - кривая силы тяжести (заштрихован ее минимум); 2 - зоны трещиноватости фундамента и осадочного чехла; 3 - известняки; 4 - песчаники и алевролиты; 5 - породы фундамента; 6 - кора выветривания фундамента; 7 - залежи нефти