К оглавлению журнала

  

УДК 553.98.2.001.57

© Коллектив авторов, 1990

Опыт использования элементов залегания пород при моделировании залежей нефти и газа

Г.И. ТИЩЕНКО (ТО СНИИГГиМС), Г.Г. ЗЯТЕВ, В.П. МЕРКУЛОВ (ТПИ), Н.В. КОПТЯЕВ, В.М. ТИЩЕНКО (Томскнефтегазгеология)

Палеозойский комплекс отложений Томской области характеризуется складчато-блоковой структурой, что отражается в геологическом строении его поверхности, а также в крутом падении слоев по керну. Эти породы погребены под трехкилометровой толщей мезозойско-кайнозойского чехла, и изучение их сложной тектонической структуры представляет большую трудность.

В отложениях зоны контакта палеозойских и мезозойских образований открыто более 20 залежей нефти и газа. Они приурочены главным образом к выветрелым породам эрозионно-тектонических выступов палеозоя. Залежи сложнопостроены, и разведка их сопряжена с большими трудностями, что вызвано локализацией продуктивных отложений, согласующейся с внутренней тектонической структурой палеозойских сооружений и уровнем их денудационного среза.

В связи с этим изучение тектонической структуры палеозойских пород приобретает особое значение. Геофизические методы пока не позволяют исследовать крутопадающие толщи палеозоя, и сегодня, возможно, единственным способом изучения их структуры является определение элементов залегания по ориентированному керну.

Для осуществления этой работы отбирался керн с хорошо выраженной слоистостью и обладающий магнитными свойствами. Так как на поверхности палеозоя вскрываются литологически разные породы, их способность к намагничиванию не одинакова. Поэтому не по всем скважинам одной и той же площади удалось отобрать необходимые для анализа образцы. К тому же нередко слоистость в керне отсутствовала, что характерно для карбонатных разрезов, которые широко распространены в пределах исследуемой территории. По разным площадям Нюрольского осадочного бассейна изучено 66 образцов из 16 скважин Калинового, Герасимовского, Нижнетабаганского, Северо-Осетинского, Солоновского месторождений.

Для оценки точности определения азимутов падения слоев керна из каждого образца изготавливалось несколько дубликатов. Ориентировка керна осуществлялась по вязкому компоненту остаточной намагниченности, выделяемому в процессе терморазмагничивания образцов по методике [1], модифицированной для условий палеозоя Томской области.

Экспериментальные исследования были проведены на коллекции образцов карбонатных и глинисто-кремнистых пород среднего и верхнего девона (Калиновая площадь, 27 образцов). Остаточная намагниченность измерялась в системе координат образца, совмещенной с элементами слоистости. “Верх-низ” образцов определялся визуально по взаимоотношению разнозернистых слойков на границах контактов и уточнялся по результатам анализа кривых терморазмагничивания.

Остаточная намагниченность образцов коллекции составляла (0,3–7)·10-3 А/м. Экспериментально установлено, что при величине остаточной намагниченности, меньшей 1 •10-3 А/м, образцы непригодны для ориентирования палеомагнитным методом.

В результате размагничивания нагревом образцов до 300 °С [3] был установлен трехкомпонентный состав остаточной намагниченности: первый разрушается при температуре 100°С и представляет собой “лабораторную” вязкую намагниченность, составляющую по величине 30 % исходной. Второй выделяется в пределах температур 100–150 °С и имеет наклонение, близкое к наклонению современного геомагнитного поля. Этот интервал температур близок к прогреву пород в естественных условиях залегания и, очевидно, представляет собой естественную вязкую намагниченность, по которой возможно ориентирование керна. Третий компонент стабильно выделяется при температурах нагрева 200–300 °С и может быть отождествлен с первичной остаточной намагниченностью, так как палеомагнитные полюса, вычисленные по направлениям этого компонента, располагаются между группами Д1и Д2, характерными для девона [4].

Таким образом экспериментально установлено, что разностный вектор, выделяемый в пределах температур 100–150 °С, является вязким компонентом остаточной намагниченности, откуда азимут падения пород получается дополнением склонения этого компонента до 360 °, т. е. Азпад=360°–Д.

Для дополнительного контроля за достоверностью полученных элементов залегания использовалась также методика [2], основанная на предположении о преобладании вязкого компонента в суммарной намагниченности.

Точность определения азимутов падения пород, оцениваемая по образцам-дублям, составила в среднем ±8,7°. Все измерения были проведены астатическим магнитометром МА-21 на уровне нижнего магнита в 24 положениях образца и по обе стороны от магнитной системы.

Полученные азимуты падения и простирания породы из столь разных разрезов однозначно показывают на северо-западное их простирание с азимутами 296–345°, что хорошо видно при нанесении элементов залегания на азимутальный круг (рис. 1). Только в нескольких скважинах керн показал северо-восточное простирание. При внимательном изучении положения таких скважин на морфоструктуре рельефа обращает на себя внимание их приуроченность к периклинальным (по длинной оси) участкам вытянутых в северо-западном направлении морфоструктур (по отражающему горизонту Ф2). Видимо, северо-восточное простирание пород на периклинальных участках отражает области замыкания и ундуляции осей палеозойских складок.

Северо-западное (юго-восточное) простирание складчатых структур палеозоя просматривается по материалам сейсмо- и гравиразведки (Б.А. Канарейкин, 1981 г.; С.Ф. Богачев, 1986 г.).

Кроме того, по данным бурения скважин однотипные и одновозрастные отложения на палеозойской поверхности прослеживаются в виде узких полос в этом же направлении, быстро сменяясь вкрест его.

Таким образом, качество замеров в ориентированном керне отвечает задачам изучения тектонического строения палеозоя. По полученным данным облегчается моделирование геологического строения эрозионно-тектонических выступов палеозоя и связанных с ними залежей. Даже небольшое количество измерений в двух-трех скважинах позволяет определить соотношение внутренней тектонической структуры палеозойских отложений с их рельефом. Например, на Калиновом выступе по замерам в трех скважинах выяснилось, что синклинали в палеозойских отложениях соответствует выступ в их рельефе. В скв. 13–16 при одинаковом простирании пород (северо-западном) азимуты падения противоположные. Подтверждением этому служит возраст пород, вскрытых в своде выступа и у его подножия: в своде – это каменноугольные отложения, у подножия – девонские.

Аналогичное строение имеет Солоновский эрозионно-тектонический выступ. Здесь элементы залегания, замеренные в скв. 42–44, показывают падение пластов к центральной части выступа. Простирание их меняется: северо-западное на северовосточное и снова на северо-западное. В своде выступа вскрыты более молодые по возрасту отложения, чем у подножья. Как и в предыдущем случае, Солоновский выступ – обращенная морфоструктура (рис. 2).

Зная простирание и падение пластов палеозойских отложений, можно прогнозировать распространение литологических разностей на поверхности палеозойских сооружений при вскрытии их небольшим числом скважин, т. е. на стадии разведки месторождений нефти и газа. Разведка залежей УВ в выступах палеозоя, как показал опыт работ, характеризуется низкой эффективностью. Например, из 20 пробуренных скважин на Калиновом, Нижнетабаганском выступах продуктивны всего две-три. Это объясняется ограниченностью зон развития пород с благоприятными коллекторскими свойствами, обусловленной мелкой складчатостью палеозойских отложений и глубоким эрозионным срезом структур.

Как правило, литологически однородные и одновозрастные толщи прослеживаются по направлению простирания пород, т. е. в соответствии с их внутренней тектонической структурой.

По элементам залегания можно проследить зоны развития коллекторов на поверхности эрозионного среза. Например, на Солоновской площади продуктивными являются известняки нижнего девона, вскрытые скв. 42 и, возможно, скв. 41. В процессе бурения отмечались признаки нефтегазоносности в скв. 41, т. е. можно предполагать здесь развитие таких же известняков. Скв. 43 вскрыла слабопроницаемые известняки нижнего-среднего девона, скв. 44 – хорошо проницаемые, но водоносные и более древние относительно пород скв. 41 и 42 отложения силура – раннего девона. В соответствии с данными, полученными при измерении азимутов падения и простирания пород в ориентированном керне, которые неплохо согласуются с рисунком рельефа выступа, закартированного метода пространственной сейсморазведки, можно достаточно достоверно проследить зоны распространения всех перечисленных выше типов пород на поверхности палеозоя. Продуктивные известняки распространены на юго-западном склоне Солоновского выступа и, вероятно, по его контуру (см. рис. 2). Согласно этой модели залежь нефти распространяется по контуру выступа.

Таким образом, на основе измерений элементов залегания палеозойских пород в ориентированном керне появляется возможность достоверного прогнозирования нефтегазоносных участков палеозойской поверхности.

В связи с вышеизложенным возрастают требования к обработке кернового материала. Необходимо весь керн, имеющий слоистую текстуру, направлять на ориентирование по вышеизложенному методу, оперативно производить измерения и использовать эти данные на разведочной стадии неф-тепоисковых работ. При накоплении необходимого объема статистического материала возникает возможность его обобщения для уточнения различных геологических построений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Буров Б.В., Балабанов Ю.П., Ясонов П.Г. Исследования керна скважин для целей палеомагнетизма // Тез. докл. конф. Главное геомагнитное поле и проблемы палеомагнетизма – М.: ИФЗ АН СССР.– 1976.
  2. Завойский В.Н., Иващенко И. Н. Алгоритмы ориентирования керна скважин по остаточной намагниченности // Геофизический журнал.– Киев.: Наукова думка.– 1987.– Т. 9.– № 5.– С. 14–22.
  3. Меркулов В.П., Зятев Г.Г. Методика и результаты палеомагнитного изучения керна палеозойских отложений Нюрольской впадины // Тез. докл. семинара Палеомагнетизм при решении вопросов тектоники и стратиграфии.– Иркутск.– 1985.– С. 53–54.
  4. Палеомагнетизм палеозоя / Под. ред. Храмова А.Н.– Л.: Недра.– 1974.

Abstract

Paleozoic sediments of the Tomsk province are characterized by a complex geologic structure. Geophysical methods that have been used to date do not yield single-meaning results in their studies. The orientation in the Earth's magnetic field of core samples from the Paleozoic rocks with a clearly marked bedding and exhibiting magnetic propertis makes it possible to determine the elements of attitude. The use of these data in oil and gas pool modeling will bring about an improvement in the reliability of forecasting Paleozoic reserve s and their petroleum potential.

Рис. 1. Элементы залегания палеозойских пород по ориентированному керну Казанского нефтегазоносного района:

1 – элементы залегания (а – азимуты падения, б – простирания); 2 – скважины, в которых произведен замер элементов залегания; 3 – возраст пород; 4 – места предполагаемой ундуляции складок. Площади К – Калиновая, Г – Герасимовская, Сл – Солоновская, Нт – Нижнетабаганская, СО – Северо-Останинская

Рис. 2. Геологическое строение залежи нефти Солоновского эрозион-но-тектонического выступа (а) и разрезы по линиям I–I (б), II– II (в):

1 – песчаники; известняки 2 – нефтенасыщенные, 3 – возможно нефтенасыщенные, 4 – слабопроницаемые, 5 – глинистые, 6 – водоносные; 7 – нефтепроявления (а – промышленный приток, б – запах в керне); 8 – условный ВНК; 9 – возраст пород; 10 – сейсмоизогипсы отражающего горизонта Ф2, м; 11 – зона выклинивания глинистой тогурской (нефтематеринской) пачки; 12 – граница литолого-стратиграфического несогласия; 13 – элементы залегания палеозойских пород; 14 – скважины (а – в плане, б – на разрезе)