К оглавлению журнала

  

УДК 553.982:550.812.1(470.56)

© П.И. Постоенко, В.А. Трофимов, 1990

О нефтеносности верхнефаменско-турнейских отложений на юго-востоке Волжско-Камской антеклизы

П.И. ПОСТОЕНКО (Оренбургнефть), В.А. ТРОФИМОВ (Татнефтегеофизика)

Перспективы нефтеносности верхнефаменско-турнейских карбонатов на юго-востоке Волжско-Камской антеклизы определяются в основном развитием структурно-фациальных зон, связанных с формированием Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба. Зоны фиксируются типовыми разрезами: депрессионным (глинисто-карбонатным, тонкослоистым), бортовым (органогенно-карбонатным, грубомассивным) и сводовым (карбонатным, нормально-слоистым), закономерно сменяющимися в плане по малевско-кизеловским, заволжским и верхнефаменским стратиграфическим подразделениям [2].

Детальное изучение этих разрезов по пробуренным скважинам позволило уточнить границы зон, выделить в зоне развития сводового разреза две подзоны, характеризующиеся разными перспективами нефтеносности, установить некоторые важные особенности геологического строения комплекса, которые заключаются в следующем.

Депрессионный и бортовой разрезы верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса не содержат региональных пластов-коллекторов и поэтому являются практически бесперспективными на поиски залежей нефти.

На исследуемой территории наибольшую площадь занимает зона сводовых разрезов, по верхнефаменским, заволжским и малевско-кизеловским отложениям в которой прослеживаются две подзоны: а – развития преимущественно известняков и б – доломитизированных известняков и доломитов.

Между ними наиболее четко граница проходит по верхнефаменским отложениям. В подзоне а, примыкающей к зоне бортового разреза, отмечается чередование светлых органогенных, часто органогенно-обломочных известняков с более темными глинистыми. По мере удаления от бортовых разрезов слои становятся тоньше и замещаются доломитизированными известняками и доломитами (подзона б).

Подзона а представляется перспективной, в то время как б из-за отсутствия коллекторов порового типа малоперспективна.

В подзоне а светлые слои разреза являются региональными коллекторами перового типа, а более темные (глинистые) – покрышками. Количество проницаемых пластов определяется цикличностью осадконакопления и по стратиграфическим подразделениям распределяется следующим образом: в верхнефаменском подъярусе – один пласт, индексируемый ДфII, в заволжском горизонте – два, из них верхний – Зл, нижний – ДфI, в малевско-кизеловском горизонте – три пласта, индексируемые снизу вверх Т3, Т2, Т1. Подзона имеет ширину 100–200 км в восточных и северовосточных районах и 10–70 км в южных. Наименьшая ширина ее зафиксирована по верхнефаменским отложениям, наибольшая по кизеловским.

Замещение пород бортового разреза сводовым происходит по правилу “встречного клина”. Молодые слоистые породы, уменьшаясь в мощности, “накатываются” на более древние грубомассивные, которые утончаются в противоположном направлении (рис. 1).

В отличие от бортового рельефообразующего разреза для разрезов сводового типа характерно свойство облекания подстилающего палеорельефа. Поэтому развитые в подзоне а одиночные низкоамплитудные и малоразмерные биогермы в заволжских и франско-фаменских отложениях, а возможно, и эрозионные останцы нижнефаменского палеорельефа отмечаются в большом стратиграфическом интервале, формируя структуры облекания.

На основе изложенного, а также изучения особенностей геологического строения открытых месторождений нефти на перспективной территории юго-востока Волжско-Камской антеклизы выделено три зоны (А, Б, В) размещения типовых месторождений (см. рис. 1). При этом учитывались следующие характеристики месторождений: количество продуктивных пластов, площадь (линейные размеры), этаж нефтеносности (амплитуда структуры). Однако нужно иметь в виду, что эти характеристики отражают лишь тенденцию изменения митизированными известняками и доломитами(подзона б).

Подзона а представляется перспективной, в то время как б из-за отсутствия коллекторов по-рового типа малоперспективна.

В подзоне а светлые слои разреза являются региональными коллекторами перового типа, а более темные (глинистые) – покрышками. Количество проницаемых пластов определяется цикличностью осадконакопления и по стратиграфическим подразделениям распределяется следующим образом: в верхнефаменском подъярусе – один пласт, индексируемый ДфII, в заволжском горизонте – два, из них верхний – Зл, нижний – ДфI, в малевско-кизеловском горизонте – три пласта, индексируемые снизу вверх Т3, Т2, Т1. Подзона имеет ширину 100–200 км в восточных и северовосточных районах и 10–70 км в южных. Наименьшая ширина ее зафиксирована по верхнефа-менским отложениям, наибольшая по кизеловским.

Замещение пород бортового разреза сводовым происходит по правилу “встречного клина”. Молодые слоистые породы, уменьшаясь в мощности, “накатываются” на более древние грубомассивные, которые утончаются в противоположном направлении (рис. 1).

В отличие от бортового рельефообразующего разреза для разрезов сводового типа характерно свойство облекания подстилающего палеорельефа. Поэтому развитые в подзоне а одиночные низкоамплитудные и малоразмерные биогермы в заволжских и франско-фаменских отложениях, а возможно, и эрозионные останцы нижнефаменского палеорельефа отмечаются в большом стратиграфическом интервале, формируя структуры облекания.

На основе изложенного, а также изучения особенностей геологического строения открытых месторождений нефти на перспективной территории юго-востока Волжско-Камской антеклизы выделено три зоны (А, Б, В) размещения типовых месторождений (см. рис. 1). При этом учитывались следующие характеристики месторождений: количество продуктивных пластов, площадь (линейные размеры), этаж нефтеносности (амплитуда структуры) . Однако нужно иметь в виду, что эти характеристики отражают лишь тенденцию изменения строения месторождений в региональном плане (в зависимости от фациальных условий накопления пород), ни в коем случае не претендуя на универсальность.

Зона А характеризуется развитием высокоамплитудных (30 м и выше) одно-двухпластовых месторождений, относительно крупных по площади (до 50 км2), охватывает территорию, где в плане практически участки развития бортового разреза по более древним и сводового по более молодым отложениям совпадают. В целом она приурочена к внешней прибортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба [1].

Благодаря тому, что особенности геологического строения этой зоны были раскрыты на ранней стадии изучения Муханово-Ероховского и других компенсированных прогибов Камско-Кинельской системы [2], а также достаточной надежности картирования здесь высокоамплитудных структур сейсморазведкой, освоенность ее ресурсов нефти высокая (80 %).

Зона Б характеризуется развитием многопластовых месторождений с низким этажом нефтеносности (10–20 м) и малой площадью (до 5 км2). Она контролируется развитием сводового разреза (подзоной а) по всем стратиграфическим подразделениям. Освоение ресурсов этой зоны только начинается, открыты единичные месторождения, на которых плотность запасов в 1,5–2 раза выше, чем в зоне А.

Месторождения зоны В характеризуются закономерным уменьшением мощности и количества продуктивных пластов, ухудшением их коллекторских свойств. Размеры и амплитуды их аналогичны месторождениям зоны Б. В плане по исследуемым стратиграфическим подразделениям она охватывает территорию перехода от фациальной подзоны а к подзоне б. Перспективы нефтеносности этой зоны значительно ниже, чем зоны Б, что связано не только с ухудшением качества и количества коллекторов, но и с более редким развитием здесь органогенных построек.

Трудности освоения ресурсов зон Б и В заключаются прежде всего в сложности картирования структур, амплитуды которых ниже, чем точность современной сейсморазведки. Поэтому, учитывая бескорневой генезис структур, в объединениях Оренбургнефть и Татнефтегеофизика для оценки их достоверности широко используется анализ интервальных времен между отражающими горизонтами Д (кровля терригенной толщи девона) и У (кровля бобриковского горизонта) или Дф (кровля фаменского яруса). Большое внимание уделяется изучению динамики и прослеживаемости дополнительных (внутриформационных) отражений, выделяемых в этих зонах.

Выполненный на ряде месторождений анализ сейсморазведочных материалов, полученных с цифровой регистрацией и обработкой по программам СЦС-3 с применением процедур ПГР, позволил выявить новый критерий прогнозирования нефтеносности разреза верхнефаменско-турнейских отложений – появление и прослеживание осей синфазности аномально высокой интенсивности.

Такие оси регистрируются в пределах временных интервалов и связываются по данным ГИС и сейсмокаротажа с нефтенасыщенными пластами-коллекторами. Так, на временном разрезе (рис. 2) по профилю, пересекающему Богдановское месторождение, регистрируется интенсивная ось синфазности, связанная с нефтенасыщенными коллекторами в турнейском ярусе. Подобные результаты получены на Пушкинском участке Богдановского, на Соболевском и других месторождениях сходного геологического строения.

Этот признак может в качестве дополнительного использоваться на стадии подготовки объектов под глубокое бурение для оценки их достоверности, а на стадии подготовки месторождений к разработке – для определения контура нефтеносности. Последнее имеет большое практическое значение, так как оконтуривание месторождений разведочными скважинами экономически неэффективно. При бурении скважин с шагом 1 –1,5 км большинство из них оказывается за контуром нефтеносности.

Выводы

1. На юго-востоке Волжско-Камской антеклизы размещение нефтяных месторождений в верхнефаменско-турнейских карбонатах носит зональный характер и определяется развитием депрессионного, бортового и сводового типов разреза.

В зоне А, где более молодые сводовые разрезы залегают на более древних бортовых, размещены месторождения с одной-двумя залежами, приуроченными к относительно высокоамплитудным (30 м и выше) и крупным структурам.

Зона Б контролируется развитием сводового разреза, представленного преимущественно нормально-слоистыми известняками по всем стратиграфическим подразделениям. Здесь месторождения приурочены к низкоамплитудным (10-20 м), малоразмерным (до 5 км2) структурам и характеризуются многопластовостью (могут содержать до шести продуктивных пластов).

Зона В охватывает площадь перехода от преимущественно нормально-слоистых известняков к доломитизированным и доломитам. Она характеризуется низкой перспективностью на нефть в связи с ухудшением качества и мощности пластов-коллекторов, а также снижением плотности развития органогенных построек, обусловленных фациальными изменениями разреза.

2. Высокая эффективность освоения ресурсов нефти зон Б и В может быть достигнута при использовании дополнительных критериев достоверности выявления структур и их нефтеносности по материалам сейсморазведки: а) на стадии подготовки структур к глубокому бурению; наличию положительных аномалий между отражающими горизонтами Д – У, Д – Дф, а также появлению дополнительной фазы под отражающим горизонтом У; б) на стадии подготовки месторождений к разработке; по прослеживанию на временных разрезах и трассированию по площади дополнительной фазы под отражающим горизонтом У.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Геология и нефтегазоносность Камско-Кинельских прогибов // Труды совещ., г. Казань. 1969.– Изд-во Казанск. гос. ун-та.– 1970.
  2. Тектоника и зоны нефтегазонакопления Камско-Кинельской системы прогибов / М. Ф. Мирчинк, Р. О. Хачатрян, В.И. Громека и др.– М.: Наука.– 1965.

Abstract

Within the Upper Famennian-Tournaisian of the southeastern Volga-Kama anteclise, the zonal distribution of oil fields has been established. This distribution is caused by the features of their structure and by the development of the facies zones of the Mukhanovo-Yerokhov non-compensated depression. On the basis of seismic evidence, additional . criteria for the evaluation of the relialibility and petroleum potential of structures are proposed to efficiently explore multi-bedded and small-size fields in zones removed from the outer flank of the depression.

 

Рис. 1. Схема размещения зон с развитием одно-двухпластовых месторождений (А), многопластовых (до шести) (Б), месторождений, содержащих 1–4 продуктивных пласта меньшей мощности и ухудшенных коллекторских свойств (В).

Границы: 1 – административная, 2 – тектонических элементов, 3 – Муханово-Ероховского прогиба по заволжскому горизонту, 4 – зон с типовыми месторождениями; 5 – перспективно-продуктивные пласты и их индексы; б – неуверенное прослеживание пластов; известняки: 7 – тонкослоистые глинистые (депрессионный разрез), 8 – органогенные грубомассивные (бортовой разрез), 9 – нормально-слоистые (сводовый разрез, фациальная подзона а), 10 – нормально-слоистые, доломитизированные и доломиты (сводовый разрез, подзона б). Тектонические элементы: ЮСТС – южный склон Татарского свода, БВ – Бузулукская впадина, ВОСВ – Восточно-Оренбургский структурный выступ, СИС – Соль-Илецкий свод, СВ – Салмышская впадина

Рис. 2. Временной разрез по профилю 038634 (Богдановское месторождение).

Стрелкой указана ось синфазности, связанная с нефтенасыщенными коллекторами