К оглавлению

УДК 553.98.041(470.53)

Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур в Прикамье

В.И. ГАЛКИН, Т.В. ФОФАНОВА, Н.А. ЛЯДОВА (Перм. политех, ин-т), Ю.А. ЖУКОВ (ПермНИПИнефть)

На исследуемой территории зафиксировано несколько генетических типов нефтегазоносных структур. Среди них наибольший практический интерес представляют седиментационные поднятия, ядро которых образовано верхнедевонскими биогермами. В нижнем и среднем карбоне формировались структуры их облекания. С такими поднятиями связано более половины всех промышленных месторождений Пермской области и Удмуртии и около 90 % выявленных запасов нефти. Однако в различных тектонических зонах встречаются поднятия, где в каменноугольных регионально продуктивных горизонтах залежи УВ не установлены. На рассматриваемой территории среди ежегодно подготавливаемых к глубокому бурению поднятий ядро около 40 из них по комплексу признаков, очевидно, образовано верхнедевонскими рифогенными сооружениями. Поднятия данного типа выделяются нами с помощью кластерного анализа. На первом этапе исследований наиболее важен прогноз перспектив нефтегазоносности визейской терригенной толщи. Для решения поставленной задачи необходимо определить информативные показатели, позволяющие прогнозировать нефтеносность регионально продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона. Для этого нами были изучены материалы по 143 нефтяным и пустым структурам, детально проанализированы более 50 различных показателей, по которым построены гистограммы распределения отдельно для нефтяных и пустых структур и рассчитан критерий Пирсона . Кроме того, использовался критерий Стьюдента (t). Построенные гистограммы позволили вычислить вероятности принадлежности к продуктивным структурам . Параметром, контролирующим нефтегазоносность, является местоположение площади относительно Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) (рис. 1, кривая Lкксп, имеющая симметричное строение). При удалении от ККСП исчезают поднятия данного генетического типа.

На примере некоторых нефтегазоносных областей СССР установлено, что районы с неодинаковой глубиной залегания кристаллического фундамента обладают разным потенциалом промышленной нефтегазоносности. Наиболее высокая плотность запасов УВ отмечена в районах с мощностью чехла 7 км и более (рис. 1, кривая М). Результаты исследований расстояния от структуры до разлома Lp свидетельствуют о том, что наибольшая концентрация запасов УВ тяготеет к локальным поднятиям, расположенным вблизи разломов (рис. 1, кривая Lp).

Изучение показателей неотектонического развития показало, что основная часть месторождений приурочена к участкам относительно стабильного развития с суммарными амплитудами движений за неоген-четвертичное время 165-215 (рис. 1, кривая AN-Q) .

Процессы латеральной миграции обеспечивают поступление УВ из ближайших зон нефтегазообразования в зоны нефтегазонакопления. Кривые интервальных вероятностей нефтегазоносности ловушек в зависимости от изменения региональных углов наклона каменноугольных и девонских терригенных отложений показаны на рис. 1 (кривые ). Характер их подтверждает, что в нашем случае нет четкой связи между этими параметрами. Детальный палеоструктурный анализ показал, что относительно благоприятные условия для аккумуляции и консервации УВ существуют в ловушках верхнедевонских и нижнекаменноугольных терригенных отложений повышенной мощности, расположенных на участках палеосклонов, что иллюстрируется кривыми mD и mс (см. рис. 1).

Зафиксированы прямые и достаточно устойчивые связи нефтегазоносности с морфологическими характеристиками локальных структур. Физические свойства пород-коллекторов, их эффективная мощность и выдержанность по площади подготовленных к бурению локальных поднятий на этапе прогнозной оценки достоверно не определены. Известны только амплитуды поднятий по маркирующим поверхностям карбона и девона (Ас, AD), их размеры. Кривые  описывают вероятностную взаимосвязь этих показателей с нефтегазоносностью. С ростом их величины вероятность наличия залежей в основном повышается. При увеличении амплитуд и размеров длинной оси структуры  интервальные вероятности варьируют значительно, тогда как при изменении короткой оси  меняются слабо. Нами исследованы показатели интенсивности структур и расчлененности рельефа земной поверхности. Они отражают соответственно активность проявления структуроформирующих усилий и неотектонических процессов. Высокие значения этих показателей свидетельствуют о мобильности участка, занимаемого локальной структурой, влияющей на условия миграции и консервации УВ. Связь расчлененности рельефа с нефтегазоносностью иллюстрируется кривой Рр.

Нами установлено, что значительное влияние на нефтегазоносность оказывают следующие показатели: 1) отношение , где  смещение планов структуры по маркирующим поверхностям палеозойского разреза, определяемое путем совмещения этих планов и измерения расстояния между центрами структуры по нижнекаменноугольной и нижнепермской маркирующим поверхностям, аразмер длинной оси структуры по нижнекаменноугольным отложениям; 2)угол отклонения  между длинными осями структуры, определяемый при совмещении вышеуказанных структурных планов; 3)коэффициент kCD, характеризующий отношение площади совмещения планов структуры по нижнекаменноугольным и верхнедевонским породам к суммарной площади структуры по этим отложениям. Связь этих показателей с нефтегазоносностью структур показана на рис. 1 (кривые ,  и kCD.

Изменчивость трещиноватости пород отражает процессы вертикальной миграции УВ на участках локальных структур, связь этого показателя с нефтегазоносностью иллюстрируется кривой ИТ.

По данным статистической обработки значений мощностей между маркирующими поверхностями в пределах продуктивных и пустых структур были построены интервальные вероятности наличия залежи (рис. 1, кривые ). С увеличением интервала от верхнедевонских до нижнекаменноугольных терригенных пород вероятность существования продуктивной структуры возрастает и, наоборот, при увеличении интервала от нижнекаменноугольных до верейских - уменьшается. Толща от верейских до артинских отложений характеризуется той же зависимостью, что и в интервале от верхнедевонских до каменноугольных.

Вероятности наличия залежи в зависимости от абсолютных отметок залегания кровли терригенных верхнедевонских и нижнекаменноугольных образований показаны на рис. 1 (кривые и ). Характер кривых подтверждает, что при увеличении значения параметра  вероятность наличия залежи повышается, а для параметра  связь более сложная.

Полученные вероятностные кривые были использованы при прогнозировании нефтегазоносности локальных структур с помощью формулы Байеса. Первоначально было проверено их применение на эталонных структурах (более 100), затем на экзаменационных. В первом случае правильность прогнозирования составила 93, во втором - 88 %. Статистически было установлено, что при вероятности > 0,86 структуры высокоперспективные, при <0,39 - малоперспективные.

С целью контроля расчетов вместе с формулой Байеса применялся линейный дискриминантный анализ. При построении линейной дискриминантной функции (ЛДФ) использовали восемь информативных показателей, которые на поисковом этапе можно определить достаточно точно.

Расчеты велись по методике «все в обучении и все на экзамен». В данном случае контрольная выборка состоит из одного, но каждый раз нового объекта (продуктивной или пустой структуры). Все остальные объекты составляют материал обучения. Поэтому вся эталонная выборка побывала в обучении и на экзамене. Проведенные расчеты позволили проанализировать коэффициенты, установленные с помощью ЛДФ. По этим данным были построены гистограммы распределения. Все они характеризуются симметричным видом. Проверка на соответствие нормальному закону распределения по критерию  с =0,05 показала, что по всем полученным уравнениям коэффициенты и свободные члены не противоречат гипотезе о нормальном распределении.

В результате получена следующая линейная дискриминантная функция:

где - абсолютная отметка кровли терригенных верхнедевонских отложений, м;  - то же для нижнекаменноугольных пород, м;- мощность между верхнедевонскими и нижнекаменноугольными терригенными образованиями, м;- мощность терригенных нижнекаменноугольных отложений, м;- мощность терригенных верхнедевонских пород, м; LKKСП - расстояние от структуры до границы ККСП, км;- амплитуда структуры по кровле терригенных нижнекаменноугольных отложений, м; S - площадь структуры по кровле терригенных нижнекаменноугольных отложений, км2.

Дискриминантный индекс R0 характеризует для данной функции граничное значение, соответствующее середине между центрами выборок продуктивных и пустых структур, и рассчитывается путем подстановки в выражение ЛДФ средних арифметических значений показателей этих выборок. В нашем случае R0 составляет 1,08 п. ЛДФ была проверена на экзаменационном материале. Оценены 135 структур. Зависимость вероятности достоверной классификации от расчетных R показана на рис. 2. Наиболее точные прогнозы могут быть получены при значениях R> 7,8 (продуктивные структуры) или R<-6,5 (пустые); при величинах R от -6,5 до 7,8 объекты попадают в интервал неопределенного прогноза, так как значения перекрываются.

Эмпирический график позволил выделить три градации структур: высокоперспективные (R>7,8), перспективные (R = -6,5...7,8), малоперспективные (R<-6,5).

Фактическую достоверность построенной модели прогнозирования можно оценить по результатам глубокого бурения. В 1986- 1987 гг. ряд структур был разбурен. Все поднятия высокоперспективной группы оказались продуктивными, в группе перспективных имеются и пустые, и продуктивные, в группе малоперспективных встречены только пустые структуры.

По нашему мнению, предлагаемая методика прогнозной оценки локальных структур должна способствовать повышению эффективности нефтепоисковых работ на исследуемой территории.

 

Рис. 1. Графики вероятности продуктивности структур

 

Рис. 2. График изменения вероятности классификации от расчетных значений R