В практике геологоразведочных работ на нефть и газ широко распространен методический прием заложения первых поисковых скважин в замке свода выявленных брахиантиклинальных и куноловидных локальных поднятий. Тем не менее, такая методика во многих случаях не является бесспорной, так как для большинства нефтегазоносных складок оптимальные структурные условия далеко не соответствуют максимальным значениям емкостно-фильтрационных свойств слагающих пород. Характер этого несоответствия и методика его определения были рассмотрены ранее [2] и закреплены авторским свидетельством [3], также существует косвенное подтверждение выявленной закономерности [4]. В статье приводится детальный анализ площадного распределения пористости, плотности и пластовых давлений по 200 поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам крупной брахиантиклинальной складки Шебелинского месторождения газа в Днепровско-Донедкой впадине.

Шебелинская брахиантиклинальная складка имеет размеры 40x13 км и амплитуду 1200 м. Размер ее газонасыщенной части 29x10 км, высота массивно-пластовой газовой залежи 1100 м. Складка асимметрична – угол падения пород южного крыла составляет 38°, северного 15°. По верхним горизонтам поднятие пологое, но с глубиной амплитуда его увеличивается в следующих соотношениях: по сеноманским отложениям – 650 м, триасовым – 950 м, нижнеангидритовому горизонту – 1100 м, араукоритовой свите верхнего карбона– 1200 м. Формирование складки завершилось в преднеогеновое время.

Средняя пористость пород по продуктивным горизонтам месторождения, вычисленная традиционным среднеарифметическим методом, составляет 9–12 %. По разрезу эти значения более дифференцированы. Так, песчаники триаса верхней песчано-глинистой толщи в среднем имеют пористость 21– 32 %, средней песчанистой толщи от 4 до 29 %, а нижней песчано-глинистой толщи 17–29 %. Для пород нижнеангидритового продуктивного горизонта нижней перми пористость составляет 7,5 %, свиты медистых песчаников 12,3 %, араукоритовой свиты 11,2 %. Однако грубое осреднение коллекторских свойств пород структуры на площади более 500 км² можно принять в региональном масштабе, но для решения практических задач оно является не корректным.

С целью выявления закономерностей вариаций физических свойств пород по площади массива вначале была предложена методика разделения их на зоны [2], в которых определялись среднестатистические значения пористости, плотности пород и пластовых давлений. Эту зональность в упрощенном виде можно представить схемой (рис. 1), на которой складка субадекватно изометрии разбита на ряд элипсно-кольцевых зон. Зона А – свод, замок и прилегающая к нему субгоризонтальная площадка; Б – зона присводового кольца; В и Г – кольцевые зоны крыльев и периклиналей; Д – переходная зона замкнутых изогипс к примыкающим участкам раскрытости структуры.

Приняв схему за основу, в каждой скважине, расположенной в той или иной зоне, определялось средневзвешенное значение параметра (пористости, плотности) горизонта, интервала или группы горизонтов. Для построения графика несколько значений по скважинам усреднялось (арифметически) применительно к одному линейному направлению. Затем строился продольный или поперечный график (рис. 2). В наиболее простом случае, когда определены средние параметры физических свойств песчаников триаса, график строился по данным табл. 1.

Таким же образом построены графики пористости и плотности пород ангидритового горизонта и свиты медистых песчаников нижней перми, араукоритовой свиты верхнего карбона и горизонтального блока между абсолютными уровнями 1800–2100 м независимо от возраста и состава пород. Почти во всех случаях графики показывают, что в зоне свода А пористость пород ниже, а плотность выше по сравнению с аналогичными показателями присводовой зоны Б, т. е. самые высокие емкостно-фильтрационные свойства пород Шебелинской структуры приурочены к присводовой зоне, в то время как в своде они значительно ухудшены.

В абсолютных величинах открытой пористости породы нижнеангидритового горизонта, например в зоне свода, на 13,2 % ниже пористости пород присводовой зоны Б в профиле вкрест простирания складки, а в продольном профиле на 15,4 %. Для всей продуктивной толщи в поперечном профиле в зоне Б превышение пористости достигает 6 %, а в продольном на 7,3 % по сравнению с зоной А. Та же закономерность наблюдается для горизонтальной условной плиты в интервале 1800– 2100 м. В поперечном и продольном профиле в зоне Б этого блока пористость на 2,7 и 6,8 % соответственно выше пористости пород зоны А, т. е. свойство сводового эффекта [2,3], заключающееся в том, что присводовая зона антиклинальных и куполовидных нефтегазоносных складок имеет более высокопористые и менее плотные породы, а следовательно, и более емкие коллекторы, резервуары по сравнению с другими частями складчатой структуры, для Шебелинской брахиантиклинали подтвердилось.

Однако до настоящего времени существует мнение, что оптимальные структурные условия поднятий должны быть оптимальными и для емкостно-фильтрационных свойств пород. Объяснение есть в старых документах (1959–1963 гг.) разведки Шебелинского месторождения: “... при разбуривании месторождения имела место избирательная истираемость сильно кавернозных доломитов, вследствие чего они и отсутствуют в поднятом керне...”; “высокопористые коллекторы ангидритового горизонта в процессе бурения разрушены и размыты, не подняты наверх”. Тем не менее, из скв. 20, расположенной в присводовой зоне Б, поднят рыхлый сильно пористый доломит с открытой пористостью 28,8 и 27 %, но есть образцы с пористостью 1,5 %. Из скв. 88 поднят алевролит с пористостью 30,6 %. Следовательно, отсутствие высокопористых образцов керна в скважинах зоны А не следовало бы считать случайным явлением.

Зональность поля с различными физическими свойствами пород на складке, по-видимому, не следует представлять как ряд идеальных колец вокруг свода. На такую зональность влияют факторы, изменяющие морфологию присводовых зон, например асимметричность крыльев. На пологом крыле наклонной складки зона Б расширяется, на крутом сужается (см. рис. 2, а; графики 2, 5). Иногда встречаются факты, которые на первый взгляд противоречат закономерности сводового эффекта. Например, по данным исследования каменного материала 40 скважин, расположенных в зоне А, средняя пористость пород продуктивной свиты медистых песчаников не превышает 10 %, однако в своде, почти в центре зоны, в скв. 64 и 65, получено довольно представительное количество определений пористости, достигающей значений 22–26 %, а среднее значение по 41 образцу 15 % (скв. 65).

В этом случае для объяснения можно было бы привлечь гипотетический механизм выщелачивания пород или подобный ему, но в результате исследований установлено, что в истории геологического развития Шебелинского поднятия местоположение и морфология свода изменялись. В поздней Перми уже существовала вытянутая брахиантиклинальная складка, но с двумя дочерними сводами по периклиналям (рис. 3,а), между которыми размещены скв. 64 и 65. В то время этот участок был присводовой зоной, где образовались высокопористые резервуары, заполнявшиеся газом и сохранившиеся до наших дней. Те участки, которые были присводовыми в прошлом (в палеоплане) и в настоящем (в современной структуре) сейчас, как правило, имеют высокопористые и низкоплотные породы (см. рис. 3,б).

Интересная закономерность выявлена при анализе характера распределения пластовых давлений по зонам складки. Ранжированию подверглись 252 определения по 136 скважинам месторождения. Среднестатистические значения пластовых, давлений приведены в табл. 2 и на графиках рис. 2.

Приведенные данные показывают своеобразную взаимосвязь зональности физических свойств пород с величиной пластовых давлений. Их максимальные значения, как и пористости, приурочены к присводовой зоне Б. Из расчета того, что среднестатистическое пластовое давление, приравненное к абсолютной отметке – 1851 м, в плане для всей площади Шебелинского месторождения составляет 23,7 МПа, то все замеры давления в скважинах шарнирно-замковой части складки (А₃) не превышают значения этого параметра. Количество замеров, превышающих 23,7 МПа, в зоне всего свода (А) составляет около 38 %, а в зоне Б уже 70– 80%.

Число замеров с высокими давлениями снова уменьшается в направлении погружения крыльев складки. Следовательно, получен новый важный вывод о том, что низкие и аномально низкие пластовые давления чаще всего будут приурочены к зоне свода и, особенно, к замковым частям складки. В присводовых зонах следует ожидать АВПД. Именно в таких участках АВПД получена на Белоусовском. Стеновом, Солоховском, Крестищенском и Панасовском месторождениях [5].

Закономерное изменение величины пластовых давлений, безусловно, вызвано генетической эволюцией тектонических и физико-химических процессов в осадочно-породной среде. Согласно наиболее распространенным взглядам эти процессы протекали по схеме: отжатие адсорбированных флюидов из пород, латеральная и вертикальная миграция их по проницаемым пористым, трещиноватым породам и по разрывным нарушениям, скопление УВ в пористых резервуарах, имеющих надежные покрышки-флюидоупоры и тупиковые условия [I].

Если геостатическое давление и температура способствуют эмиграции УВ-флюидов, то высокопористая среда и тупиковые условия являются весьма благоприятными условиями для образования зон АВПД, которые иногда можно распознать по материалам сейсморазведки. В таких зонах наблюдается снижение акустической добротности сейсмической записи по сравнению с непроницаемыми покрышками [5]. Вероятно, присводовые участки Шебелинской структуры, где пластовые давления выше таковых в других зонах, были благоприятны для образования АВПД.

Таким образом, анализ распределения физических свойств пород Шебелинского месторождения и выявленные при этом закономерности могут быть применены в области совершенствования методики выбора мест заложения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на новых морфологически сходных или близких по строению структурах и, особенно, расположенных в зонах шельфа морей и океанов. Кроме того, предложенная методика может быть использована при определении генезиса структурно-тектонических элементов складчатых деформаций и самих складок, с одной стороны, процессов генерации, миграции, аккумуляции УВ-систем – с другой.

1. Воронин В.И. Модели формирования АВПД – основа прогноза пластовых давлений // Нефтяная и газовая промышленность.– 1991.– № З.–С. 11–13.
2. Рослый И.С. Прогноз оптимальных условий для заложения скважин в Днепровско-Донецкой впадине // Советская геология.– 1987.–No 4.– С. 24–29.
3. Рослый И.С. Способ определения мест заложения поисковых и разведочных скважин на антиклинальных поднятиях / Авторское свидетельство № 1659944.– М.: Госкомизобретений, 1991.
4. Слепак 3.М. Применение гравиразведки при поисках нефтеперспективных структур.– М.: Недра, 1989.
5. Тимошин Ю.В., Шалило А.П. Прогнозирование АВПД на основе изучения поглощения сейсмических волн // Нефтяная и газовая промышленность.– 1990.– № 4.– С. 12–16.

Resevoir-rocks at Shebeline brachyanticline fold are spread by zones. The highest porosity values and the lowest density values are confined to near – arch zone. At the arch zone rocks are compressed, their resevoir features are worse as well as at subsided areas of limps and periclines. Bed pressures in wells of near – arch zone are considerably higher, then pressurs at arch and limp zones.

Зоны: А – свода, Б – присводовая, В и Г – периклинально-крыльевые, Д – переходная подошвенная; 1 – изогипсы кровли свиты медистых песчаников нижней перми; 2 – медистые песчаники; 3 – присводовая зона максимальных значений пористости и минимальных плотности пород; 4 – тектонические структуры; 5 – тектонические нарушения

А, Б, В, Г– зональность по разным направлениям структурного плана; графики пористости (I) и плотности (II) пород: 1 – песчаников триаса, 2 – нижнеангидритового горизонта, 3 – нижне- и среднеангидритового горизонтов, 4 – по средним данным для всего ангидритового горизонта, 5 – свиты медистых песчаников, 6 – араукоритовой свиты, 7 – блока горизонтальных отметок; III – графики начальных пластовых давлений, приравненных к уровню –1851 м

1 – контур современного свода (зоны А); 2 – палеосводы ранне-пермского времени