К оглавлению журнала

  

УДК 553.982

© Г.М. Чередов, 1997

ЗАКОНОМЕРНОСТИ СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ЗАПАДНОМ СКЛОНЕ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА

Г. М. Чередов (ПО "Татнефтегеофизика")

При поисках и доразведке нефтяных месторождений выявляются регионы, в пределах которых средние запасы на единичную площадь закономерно изменяются по этажам нефтеносности. Изучение общих закономерностей структурообразования и размещения нефтяных залежей в таких регионах необходимо не только для доразведки выявленных месторождений, но и для экстраполяции перспектив нефтеносности в области, менее изученные бурением и сейсморазведкой.

К западу от разбуренных крупных месторождений (Ромашкинское [1] и Ново-Елховское) на площади около 5000 км , изученной сейсморазведкой МОГТ по сети профилей 1,5-2,5 км/км2 (на отдельных участках до 4 км/км ), выделяется более 50 относительно мелких месторождений (рис. 1), основные запасы которых связаны со структурами облекания франско-фаменских рифов. В этом регионе выделяется зона Р шириной около 30 км и протяженностью (на территории Татарии) 160 км, характеризующаяся высокой плотностью площадного распределения рифогенных структур (10-20 структур на площади 100 км2 ). Границы этой зоны субпараллельны юго-восточным границам Нижнекамского и Усть-Черемшанского прогибов Камско-Кинельской системы, где мощность терригенных отложений елховского горизонта визейского яруса возрастает до 300-400 м (в зоне Р мощность этих отложений измеряется единицами метров).

В зоне В шириной около 30 км к северо-западу от зоны Р отмечаются интенсивное развитие визейских (послеелховских) эрозионных врезов и снижение перспектив нефтеносности по мере приближения к границам Камско-Кинельской системы прогибов. По этой причине зона В изучена сейсморазведкой лишь на отдельных участках. Характерной особенностью параметров рифогенных структур является увеличение интервальных скоростей продольных волн на 10-15% во франско-турнейской (рифовмещающей), визейско-башкирской, московско-ассельской (надрифовых) карбонатных толщах, разделенных верейским и тульско-елховским терригенными слоями, с которыми сопоставляются опорные отражения В и У. Благодаря этой особенности контрастность рифогенных структур на временных разрезах (по сокращению интервальных времен между отраженными В и У) возрастает в 2-3 раза.

Контрастные (по DtB-У) структуры зафиксированы сейсморазведкой и на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, однако при их разбуривании выявлены не поднятия, а прогибы верейского горизонта. Эти структуры, вероятно, связаны с окско-серпуховскими рифами, которые отличались от франско-фаменских условиями формирования и диагенезом (рис. 2). Анализ соотношений эрозионных врезов (верейских и визейских) и рифогенных структур, а также сопоставление структурных планов разных горизонтов позволяют сделать вывод, что диагенез сопровождался увеличением (при переходе арагонита в полиморфный кальцит) или уменьшением (кальцит + ионы магния -> доломит) объемов рифогенных тел в течение длительного времени [2]. В результате над рифогенными телами формировались системы радиальных и концентрических трещин, которые служили путями вертикальной миграции растворов (с ионами магния и углеводородами).

Доломитизация карбонатов и вертикально-горизонтальная миграция углеводородов - это взаимосвязанные процессы, если не во времени, то в пространстве. Если судить об интенсивности процессов доломитизации по увеличению интервальных скоростей, то можно заключить, что интенсивность трещиноватости над рифами была в среднем в 2 раза выше, чем в зонах тектонических подвижек, связанных с разломами и грабенообразными прогибами. В физических полях рифогенные структуры рассматриваются как аномально плотные доломитизированные тела, вертикальные размеры которых в большинстве случаев соизмеримы с горизонтальными. Теоретически эти тела, не имеющие "жесткого фундамента", должна окружать "оболочка" трещиноватых пород, способствующая вертикальной миграции нефти. Нефтяные залежи рифогенных структур контролируются не только глинистыми покрышками (верейскими, тульско-елховскими), но и доломитизированными субвертикальными экранами.

Добуривание скважин сквозь рифы до терригенного девона в зоне Р в подавляющем большинстве случаев оказалось бесперспективным из-за отсутствия поднятий под рифами. Вблизи юго-восточной границы зоны Р (зона Ф) бурением было вскрыто три выступа кристаллического фундамента, два из которых осложнены рифами. Детально изученный набор физико-климатических условий развития современных рифов в зависимости от глубины моря, температуры, прозрачности и солености воды позволяет охарактеризовать зону Р в период зарождения рифов как область мелководного шельфа. Зона Ф в этот период была более глубоководной, здесь рифы начали развиваться на приподнятых участках морского дна. Эта зона благоприятна для сейсмических исследований терригенного девона и кристаллического фундамента, так как глубокозалегающие скоростные неоднородности (рифы, эрозионные врезы) распространены здесь ограниченно.

Природа визейских врезов имеет карстовый характер. Резко выраженные увеличения мощности терригенных отложений являются прежде всего показателем тектонической активности. Поэтому граница площадного раз- вития визейских эрозионных врезов (см. рис. 1) может рассматриваться и как граница тектонически активной (в послекыновское время) зоны. Тектоническая активность зоны В связана с вертикальными колебательными движениями блоков Усть-Черемшанского и западной части Нижнекамского прогибов. В зоне В выявлена серия рифогенных структур, амплитуда которых в нижнем карбоне оказалась в 2-3 раза выше, чем в аналогичных структурах зоны Р, что объясняется интенсивным по амплитуде погружением морского дна в период развития рифов. Ярким свидетельством относительно кратковременного воздымания зоны Камско-Кинельской системы прогибов в верейское время служит простирание четырех эрозионных врезов, однозначно прослеживаемых по временным разрезам и отдельным скважинам.

По мере продвижения от юго-восточной границы зоны Р в западно-северо-западном направлении исчезают залежи в терригенном девоне, высокая заполняемость ловушек нефтью в нижнем карбоне (Ашальчинское месторождение) сменяется высокой заполняемостью в среднем карбоне (Енорускинское и Черемуховское месторождения), а высокоамплитудные рифогенные структуры зоны В в основном оказываются "водоносными". Опираясь на эти закономерности и выводы о многоэтапности колебаний тектонически активной зоны (в результате которых процессы формирования залежей чередовались с их деструкцией), можно предложить (для дальнейших обобщений и оценки перспектив нефтеносности менее изученных регионов) формулу заполняемости ловушек нефтью:

где R - коэффициент удаленности от тектонически активной (на этапе деструкции залежей) зоны;

а - амплитуда поднятия;

l - коэффициент экранирования или "запечатывания" залежи (l ³ 1);

a - пороговое значение амплитуды поднятий, которому соответствует отсутствие заполняемости ловушек нефтью (l = 1);

К - коэффициент перспективности, выбираемый по сопутствующим залежи признакам (гравиметрическим аномалиям "ГОНГ" или аномалиям интервальных скоростей).

Пороговое значение амплитуды поднятий a зависит от R и горизонтальных размеров поднятия по оси координат, ориентированной к тектонически активной зоне (на исследуемой площади - в западно-северо-западном направлении).

Опираясь на описанные закономерности, можно сделать ряд комментариев по методологии разведки и доразведки месторождений этого региона. Зона Ф и соседние с Ново-Елховским месторождения (Кузайкинское, Онбийское, Соколкино-Сарапалинское, южная часть Аксаринского и др.) высокоперспективны на выявление структурно-литологических залежей в терригенном девоне. Анализ конфигурации границ залежей Ново-Елховского месторождения в пластах Д0 кыновского горизонта, Д1а, Д1б пашийского горизонта показывает полное отсутствие их взаимосвязи со структурными факторами. На этом месторождении пласт Д0 образует пять нефтеносных полей (клиноформ?), которым можно дать названия по соседним месторождениям: Аксаринское (3x6 км), Сарапалинское (3x12 км), Онбийское (8x15 км), Южно-Кузайкинское (2x13 км), Ерсубайкинское (1x15 км). Обращает на себя внимание субширотное простирание Ерсубайкинской и Южно-Кузайкинской клиноформ. Мозаика клиноформ пласта Д1а, занимающих около 10% площади месторождения, и пласта Д1б (20-30% площади) позволяет с высокой степенью вероятности предполагать, что по мере уплотнения сети глубоких скважин и к западу от этого месторождения будут открываться литологические и структурно-литологические залежи. Возможности сейсморазведки при поиске таких залежей крайне ограничены малыми амплитудами поднятий и малой контрастностью по акустической жесткости нефтесодержащих пластов.

Независимая информация о местоположении сводов большинства рифогенных структур зоны Р была получена дважды: сначала при уплотнении сетки структурных скважин (до нижнепермских или верхнекаменноугольных опорных горизонтов), затем сейсморазведкой МОГТ с плотностью профилей 1,5-2,5 км/км2. Дальнейший выбор комплекса методов детализации геолого-геофизической информации, связанной с контурами и параметрами нефтяных залежей (сейсморазведка 3D, высокоточная гравиразведка), должен определяться предполагаемыми способами разработки конкретных месторождений и залежей.

Методология повышения эффективности нефтедобывающего комплекса на стадии составления и реализации технологических схем разработки сводится к минимизации отношения затрат на добычу к предполагаемой стоимости добытой нефти на единичной площади месторождения:

где Ст - стоимость затрат на бурение скважин, необходимых (и используемых) по технологии разработки (добывающих, нагнетательных);

Иб - стоимость затрат на получение информации по скважинам, ликвидированным после завершения бурения;

Ир - стоимость затрат на разведочную геофизику;

Сн - рыночная стоимость нефти, которую планируется добывать на единичной площади месторождения;

S - площадь месторождения.

Основной недостаток в планировании разведочного комплекса состоит в том, что величина Иб в начальных планах отсутствует, так как ориентация поисков нефти строится по структурному признаку. В результате на высокоперспективных участках возникают "белые пятна", а возможности методов разведочной геофизики в изучении геологического разреза остаются до конца не выясненными. При планировании работ по доразведке месторождений минимальное отношение Иб/Ир может быть достигнуто в зоне Р (при доразведке залежей в карбоне). В зоне В это отношение должно возрастать за счет ориентации на исследование неструктурных (тектонических, литологических) факторов, воздействующих на процесс формирования залежей. При поиске залежей в терригенном девоне в зоне Ф отношение Иб/Ир должно быть самым высоким. При отсутствии конкретных признаков, характеризующих залежи (по данным геолого-геофизического комплекса), вероятно, целесообразно периферию Ново-Елховского и Ромашкинского месторождений разбуривать по равномерной сетке 2x2 км, а затем 1x1 км). Планирование поисковых работ на нефть в Западной Татарии в западно-северо-западном направлении от осевой зоны Усть-Черемшанского прогиба необходимо строить на зеркальной экстраполяции закономерностей структурообразования и прогнозирования залежей.

ВЫВОДЫ

1. К востоку от Южно-Татарского свода выделяются три зоны, имеющие различное соотношение характеристик структурообразующих объектов.

2. С этими зонами коррелируются закономерности изменения нефтеперспективности по этажам, контролируемым региональными покрышками в терригенном девоне, нижнем и среднем карбоне.

3. Структуры облекания франско-фаменских рифов следует рассматривать прежде всего как результат развития процессов диагенеза, протекающих в течение длительного времени с увеличением объема органогенных построек. Этим определяется их отличие от структур обратного знака, связанных с окско-серпуховскими рифами, диагенез которых сопровождался уменьшением объема органогенных построек.

4. Граница площадного развития визейских эрозионных врезов может рассматриваться и как граница тектонически активной (в период деструкции залежей) зоны, контролирующей заполняемость ловушек нефтью.

5. Оптимизация процесса поиска и доразведки месторождений определяется прежде всего планированием соотношения затрат на поисково-разведочное бурение и разведочную геофизику. Это соотношение должно зависеть от характеристик структурообразующих объектов и удаленности тектонически активной зоны.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения /Р.Х. Муслимов, А.Н. Шавалиев, Р.Б. Хисамов и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
  2. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. - М.: Недра, 1989.

ABSTRACT

Three zones having different ratio of characteristics of structural formation objects are distinguished to east of South Tatar arch. Regularities of oil potential change by stages being controlledd by regional caps in terrigene Devonian, Lower and Middle Carboniferous are correlated with these zones. The enveloping structures of Frasnian-Famennian reef should be first of all regarded as a result of diagenesis processes development which took place over prolonged periods with increase in volume of organogenic buidups that dictates their difference from structures of inverse sign associated with Oksko-Serpukhovsky reefs whose diagenesis was accompanied by decrease in organogenic buidups volume. A boundary of areal development of Visean erosional incisions may be also regarded as a boundary of tectonically active (during pools separation) zone controlling oil fill up. The author suggests a formula of oil fill up and general principles of detail exploration optimization.

 

Рис. 1. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ СТРУКТУРООБРАЗУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ (А) И ВЕРОЯТНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛОЩАДИ (Б)

1 - юго-восточная граница Нижнекамского (НК) и Усть-Черемшанского (УЧ) прогибов; 2 - Баганинский девонский грабенообразный прогиб, отделяющий западный склон Южно-Татарского свода (ЗС) от Мелекесской впадины (МВ); граница: 3 - зоны высокой плотности распределения рифогенных структур по площади, 4 - площадного развития визейских эрозионных врезов; 5 - русла верейских эрозионных врезов; 6 - месторождения (1 - Николаевское, 2 - Некрасовское, 3 - Осеннее, 4 - Бурейкинское, 5 - Вишнево-Полянское, 6 - Степноозерское, 7 - Зюзеевское, 8 - Сунчелеевское, 9 - Пионерское, 10 - Урнякское, 11 - Нурлатское, 12 - Кутушское, 13 - Аксубаево-Мокшинское, 14 - Демкинское, 15 - Енорускинское, 16 - Киязлинское, 17 - Старокадеевское, 18 - Ильмовское, 19 - Ульяновское, 20 - Мельниковское, 21 - Черемуховское, 22 - Ивинское, 23 - Мало-Сульчинское, 24 - Ашальчинское, 25 - Лангуевское, 26 - Сотниковское, 27 - Чегодайское, 28 - Урмышлинское, 29 - Беркет-Ключевское, 30 - Красногорское, 31 - Екатериновское, 32 - Краснооктябрьское, 33 - Ново-Шешминское, 34 - Архангельское, 35 - Тавельское, 36 - Шегурчинское, 37 - Березовское, 38 - Сиреневское, 39 - Ерсубайкинское, 40 - Кузайкинское, 41 - Тюгеевское, 42 - Ямашинское, 43 - Урганчинское, 44 - Макаровское, 45 - Соколкино-Сарапалинское, 46 - Онбийское, 47 - Ново-Елховское, 48 - Аксаринское, 49 - Мельнинское, 50 - Кадыровское, 57 - Бастрыкское); 7 - выступы кристаллического фундамента: а - вскрытые скважинами (Э - Эштебенькинский, Т - Сотниковский, С - Становой), б - выделяемые по данным МОГТ; r- плотность распределения рифогенных структур по площади; g- частота выявления среди рифогенных структур высокоамплитудных; b- степень развития по площади визейских эрозионных врезов; f- вероятность выявления выступов кристаллического фундамента над рифами

Рис. 2. ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ И ДИАГЕНЕЗА РИФОГЕННЫХ ПОСТРОЕК НА ЗАПАДНОМ (А), ЮГО-ВОСТОЧНОМ (Б) И СЕВЕРОВОСТОЧНОМ (В) СКЛОНАХ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА

Этапы: 1 - роста рифов (арагонит, кальцит), 2 - диагенеза рифов с увеличением объема (арагонит -> полиморфный кальцит), 3 - диагенеза рифов с уменьшением объема (кальцит -> доломит); 4 - предполагаемая карстовая низкоскоростная зона; 5 - фундамент; отложения: 6 - терригенные, 7 - карбонатные