Большое значение тектонического фактора в формировании рифов отмечают многие литологи. Прежде всего, подчеркивается необходимость благоприятного тектонического режима в регионе и приподнятости субстрата, на котором образуется рифовое тело. В.Г. Кузнецов (Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. - М.: Недра, 1978.), в частности, отмечает, что "...рифы являются весьма чувствительными индикаторами предшествующего рельефа, то есть обладают "геоморфологической чуткостью", а, в частном случае, если этот рельеф обусловлен тектоническими причинами, можно говорить о высокой "структурной чуткости". Он же констатирует, что "в большинстве случаев соотношения мелких построек с рельефом остаются непознанными". В настоящей статье предпринята попытка проследить взаимосвязь между морфологией рифа и особенностями его внутренней тектоники, во многом определяющей нефтеносность объекта.

Анализ проведен на примере Уньвинского месторождения нефти, связанного с одноименным верхнедевонским рифовым массивом, формирование которого началось в позднефранское время. Это месторождение, расположенное в приосевой части Соликамской депрессии, входящей в Предуральский прогиб, является весьма типичным для региона (Чашкинское, Юрчукское, Вельское, Сибирское и др.). Высокая степень разбуренности способствует детальному анализу его геологического строения, а выявленные при этом закономерности можно проецировать на менее изученные месторождения подобного типа.

Основой проведенной работы является анализ структурных планов поднятия. Для Уньвинского массива, как и для большинства структур облекания, отмечается высокая степень сходимости основных маркирующих горизонтов. Поднятие имеет в плане слегка овальную форму со значительно приподнятой западной частью. Размеры поднятия по кровле фаменского яруса 6,3x5,6 км ( рис. 1 ). При изучении структурных особенностей за базовую поверхность взята кровля фамена как непосредственно сохранившая структуру рифового тела, наименее искаженная процессами эрозии и аккумуляции, отразившимися на вышезалегающих толщах, и в то же время имеющая достаточный объем точек наблюдений.

Форма любой неразмытой стратиграфической поверхности отражает историю ее образования. По сути, это поле распределения параметра высоты, содержащее целый спектр элементов различного порядка и генезиса. Проблема анализа заключается в том, что самые крупные элементы подавляют менее выраженные, препятствуя их отражению в структурном плане, в связи, с чем требуется инструмент фильтрации спектра, позволяющий оставить для визуализации частоты, которые показывают явления одного порядка, с большей степенью вероятности связанные единым происхождением. Таким фильтром могут являться соответствующие тренды, аппроксимирующие картину распределения признака.

Учитывая, что основные черты поднятия в обычной проекции на горизонталь определяются региональным планом, для него подобран тренд, отражающий общие структурные закономерности и математически соответствующий полиному четвертой степени. Поскольку этот тренд маскирует внутреннюю структуру рифа, для выявления последней построена карта локальной составляющей кровли фаменского яруса, показывающая превышение поверхности относительно тренда, т.е. ее реальную морфологию ( рис. 2 ). На карте локальной составляющей проявляется ряд приподнятых и опущенных зон. Опущенные зоны в дальнейшем именуются как локальные депрессии. Отмечаются явная прямолинейность локальных депрессий и закономерность их простирания. Наиболее четко выражены северо-западное, северо-восточное и широтное направления. Самая протяженная локальная депрессия северо-западного простирания расположена в юго-западной части массива. Небольшой ее сдвиг отмечается вдоль широтного участка. Несколько локальных депрессий северо-западного простирания картируются на севере и в восточной части поднятия. Примерно в таком же объеме представлены северо-восточное и широтное направления и почти никак не отразились меридиональные депрессии. Простирание этих зон в целом не противоречит ориентировке линеаментов, выявленных по дешифрированию аэрофотоснимков. На розе-диаграмме линеаментной трещиноватости, составленной на основании 1150 замеров ( рис. 3 ), наиболее хорошо выражены диагональные линеаменты со средними углами 55 и 315°. В меньшей степени проявились ортогональные направления, имеющие более узкий разброс значений.

Осевые линии локальных депрессий иллюстрируют блоковое строение Уньвинского массива. Для понимания природы локальных депрессий целесообразно рассмотреть схему распределения скважин, наиболее активно "работающих" в девон-турнейском карбонатном комплексе (см. рис 2 ). Можно сделать вывод, что подавляющее число скважин с высоким дебитом, накопленной добычей или поглощением бурового раствора попадают именно в депрессионные зоны, реже на склоны и очень редко на возвышения. Наиболее убедительна в этом отношении самая протяженная локальная депрессия на юго-западе поднятия. Уменьшение нефтеотдачи в нескольких депрессиях на северной и восточной окраинах поднятия объясняется их общим понижением в структурном плане, поскольку тренд начального дебита в целом совпадает с трендом самой структуры.

Интересно сравнение современного положения локальных депрессий с фаменским палеорельефом, построенным от кровли башкирского яруса ( рис. 4 ). Отмечается совпадение основных элементов, что говорит о высокой степени унаследованности древних форм. В той или иной мере можно зафиксировать совпадение почти всех поднятий и депрессий. На палеоплане не так четко выражена прямолинейность локальных депрессий, что, вероятнее всего, связано с погрешностями перехода от измерения толщины к высотной интерпретации, тем не менее, по расположению наиболее глубоких участков большинство депрессий можно протрассировать.

Взаимосвязь между повышенной нефтеносностью депрессионных зон и пористостью пород в образцах и по данным каротажа не выявлена. Например, средний коэффициент пористости образцов проницаемых пород турне в депрессиях - 9,0 %, а на поднятиях - 9,9 %, пород фамена - соответственно 8,7 и 11,9 %. Суммарная нефтенасыщенная толщина турне-фаменских отложений во многом зависит от современной геометрии поднятия. Тренд этого параметра в общих чертах повторяет тренд фаменской кровли, что объясняется изменением расстояния от кровли комплекса до поверхности водонефтяного контакта (ВНК) В соответствии с этим на карте локальной составляющей суммарной нефтенасыщенной толщины (без учета регионального плана) все основные локальные депрессии как более опущенные участки попадают в зону пониженных значений ( рис. 5 ).

Тем не менее, несмотря на относительно невысокую пористость, не самое благоприятное гипсометрическое положение и небольшой интервал нефтенасыщенной толщины в турне-фаменском комплексе, именно через локальные депрессии идет основной отбор нефти и именно эти зоны характеризуются активным движением флюидов. Такие особенности позволяют сделать вывод о повышенной трещиноватости в локальных депрессиях Возможно, частичное снижение пористости в депрессиях объясняется интенсивной перекристаллизацией первичных пород в проницаемой зоне. Такие выводы подтверждаются и керновым материалом. Так, в скв 117 из турнейских отложений поднят известняк с полыми трещинами и кавернами, залеченными кальцитом.

Анализ нефтеотдачи наиболее продуктивного визейского терригенного комплекса подтверждает значительную раздробленность коллекторов в локальных депрессиях, а, следовательно, тектоническую активность последних. Подавляющая часть скважин с высоким начальным дебитом в визейском терригенном комплексе попадает в выявленные локальные депрессии ( рис. 6 ). О высокой роли трещиноватости в этих зонах свидетельствует также ряд других данных. Так, для скв 118 при опробовании на приток отмечалось сходство поведения с трещинным карбонатным суперколлектором (непрерывное увеличение дебита при стабильной депрессии). В этой скважине, а также в скв 117 из бобриковских отложений подняты разрушенные рыхлые песчаники.

Обе скважины пробурены в наиболее заметной по нефтеотдаче локальной депрессии, расположенной в юго-западной части поднятия.

На карте начального дебита визейского терригенного комплекса и еще более на карте его локальной составляющей ( рис 7 ), для которой снято региональное влияние гипсометрического фактора, прослеживается приуроченность высоких значений к локальным депрессиям. Изучение основных параметров бобриковского горизонта, дающего 98,6 % визейской нефти, в виде карт общих, песчаниковых, суммарных эффективных и нефтенасыщенных толщин, а также средневзвешенной пористости и емкости пор не показывает отчетливой корреляции этих параметров с нефтеносностью.

Установленная взаимосвязь нефтеотдачи визейского терригенного комплекса с фаменскими структурным планом и палеорельефом подтверждает, что контролирующая роль локальных депрессий сохраняется и в визейском терригенном комплексе. Отсутствие явно выраженной зависимости между высокими дебитами скважин и такими показателями, как пористость, емкость и интервал нефтенасыщения, является косвенным доказательством влияния трещиноватости на продуктивность терригенных пород.

О закономерности рассматриваемого явления свидетельствуют аналогичные исследования, выполненные для расположенных в этом же регионе Юрчукского и Чашкинского рифовых массивов. Так, на Юрчукском поднятии, где кровля фамена не прослеживается, внутренняя структура рифа проявляется даже в кровле бобриковского горизонта. Здесь локальные депрессии наилучшим образом картируются по локальной составляющей с помощью полинома пятого порядка. Так же как и на Уньвинском поднятии, отмечается приуроченность высокодебитных скважин визейского и девон-турнейского нефтеносных комплексов к депрессионным зонам. Результат проведенной математической обработки поверхности хорошо иллюстрирует, как подковообразная биогенная форма поднятия маскирует прямолинейные элементы, имеющие выдержанное простирание и, очевидно, связанные с блоковой тектоникой ( рис. 8, рис. 9 ).

Перечисленные особенности локальных депрессий подчеркивают роль тектонического фактора в образовании этих зон. В то же время, как показывает фаменский палеоплан, эти депрессии существовали в рельефе рифового массива во время его образования. Относительная стабильность толщины верхнефаменских слоистых карбонатов позволяет отождествлять полученный рельеф с поверхностью самого рифа. Исходя из этого, можно предположить, что в процессе роста рифовый массив испытывал влияние первичной блоковой структуры, сохраняя и даже усиливая ее за счет неравномерного осадконакопления. Причиной этого могли быть повышенная тектоническая активность, тепловые или химические эманации, неблагоприятная гидродинамика в русловидных локальных депрессиях либо другие факторы, выяснение которых является сложной самостоятельной задачей.

Приводимые построения показывают, что используемая методика позволяет выявить новые аспекты в строении рифовых тел и дать объяснение некоторым особенностям нефтеносности этих объектов. При анализе локальной структуры рифа весьма своеобразным явлением представляется инверсия в обычной приуроченности нефти к приподнятым участкам. Большинство скважин с высоким дебитом приурочены к локальным депрессиям. Для повышения объективности исследования все построения выполнялись машинным способом без задания коэффициентов анизотропии.

Результаты проведенного анализа свидетельствуют, что девон турнейские рифовые массивы в рассматриваемом регионе имеют свою внутреннюю структуру, не являющуюся хаотичным образованием. Она имеет блоковый характер и состоит из приподнятых зон, ограниченных межблоковыми понижениями (локальными депрессиями). Формирование рифа подчиняется определенному тектоническому рисунку, что отражается в рельефе рифовой поверхности. Локальные депрессии являются зонами повышенной дезинтеграции пород, в которых, несмотря на снижение пористости, имеются возможности для активной миграции флюидов. Нередко пористость пород в локальных депрессиях ниже, чем на поднятиях. Через локальные депрессии идет основной отбор нефти в турне-фаменском карбонатном и визейском терригенном комплексах. Эти зоны чаще всего характеризуются поглощением бурового раствора. Отмечается совпадение современного положения локальных депрессий с фаменским палеорельефом, что свидетельствует о влиянии депрессий на процесс формирования рифового массива. На основании полученных выводов при доразведке и разработке залежей на аналогичных рифовых массивах рекомендуется следующее:

применение методики выявления внутренней структуры рифа с использованием тренд-анализа доступных картированию горизонтов. При этом могут быть использованы данные сейсмических исследований, структурного бурения и бурения глубоких скважин;

учет выявленных локальных депрессий при разработке залежей. Они должны рассматриваться как наиболее перспективные участки для добычи УВ-сырья. Кроме того, информация о расположении таких зон может быть использована в схемах расстановки нагнетательных скважин.

Interrelation between oil production and reef morphology was established on the example of the Unva oil field associated with Late Devonian reef. By the trend analysis of the Famennian top, the inner reef structure was revealed including series of depressions with stable directional striking consistent with the Earth's surface lineaments. The majority of highly productive oil wells are situated in the local depressions. The interrelation between the reef surface form, tectonics and oil recovery permits to use this methodology for revealing most prospective areas in course of oil fields exploration and development.

Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА КРОВЛИ ФАМЕНСКОГО ЯРУСА УНЬВИНСКОГО ПОДНЯТИЯ

1 - глубокая скважина и ее номер, 2 ~ изолинии, м

Рис. 2. КАРТА ЛОКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ КРОВЛИ ФАМЕНСКОГО ЯРУСА УНЬВИНСКОГО ПОДНЯТИЯ (распределение высокодебитных скважин в турне-фаменском карбонатном комплексе)

1 - участки пониженного значения параметра; 2 - осевые линии локальных депрессий; 3 - высокодебитные скважины: а - I порядка, б - II порядка; 4 - скважины с поглощением бурового раствора. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. РОЗА-ДИАГРАММА ЛИНЕАМЕНТНОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ УНЬВИНСКОГО ПОДНЯТИЯ

Рис. 4. ПАЛЕОРЕЛЬЕФ КРОВЛИ ФАМЕНСКОГО ЯРУСА УНЬВИНСКОГО ПОДНЯТИЯ

Усл. обозначения см. на рис. 1, 2

Рис 5. КАРТА ЛОКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ СУММАРНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОЙ ТОЛЩИНЫ ТУРНЕФАМЕНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Усл. обозначения см. на рис. 1 2

Рис. 6. КАРТА ЛОКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ КРОВЛИ ФАМЕНСКОГО ЯРУСА УНЬВИНСКОГО ПОДНЯТИЯ (распределение высокодебитных скважин в терригенном визейском комплексе)

Рис. 7. КАРТА ЛОКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ НАЧАЛЬНОГО ДЕБИТА ВИЗЕЙСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА

1 участки повышенного значения параметра. Остальные усл. обозначения см. рис. 1, 2

Рис. 8. КАРТА КРОВЛИ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА ЮРЧУКСКОГО ПОДНЯТИЯ

Усл. обозначения см. рис. 1

Рис. 9. КАРТА ЛОКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ КРОВЛИ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА ЮРЧУКСКОГО ПОДНЯТИЯ

Усл. обозначения см. на рис. 1, 2