Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Выделение пластов верхнеюрских отложений по данным геофизических методов, спектрометрии и керна 10
1.1 Краткое геологическое строение района работ 11
1.1.1 Геолого-геофизическая изученность 12
1.1.2 Стратиграфия 18
1.1.3 Тектоника 25
1.1.4 Нефтегазоносность 28
1.2 Расчленение верхнеюрских отложений на основе геофизических методов, спектрометрии и керна 32
1.2.1 Расчленение разреза по данным промысловой геофизики, спектрометрии и керна 34
1.2.2 Электрометрическая модель 43
Глава 2 Определение условий седиментации верхнеюрских отложений 56
2.1 Соотношения тория и калия, тория и урана для определения условий седиментации 58
2.2 Литолого-петрофизическая характеристика разреза 66
2.3 Элементы кривой ПС для установления генезиса осадков 78
Глава 3 Геологическая модель верхнеюрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа 81
3.1 Интерпретация литолого-фациального анализа керна 84
3.2 Сейсмогеологическая модель и ее использование 88
3.3 Морфологии песчаных тел по результатам ГИС 90
3.4 Построение палеофациальной схемы верхнеюрских отложений. Определение приоритетных направлений
Заключение 98
Список литературы 99
- Геолого-геофизическая изученность
- Расчленение разреза по данным промысловой геофизики, спектрометрии и керна
- Литолого-петрофизическая характеристика разреза
- Сейсмогеологическая модель и ее использование
Введение к работе
Актуальность темы
В настоящее время увеличение инвестиционной привлекательности на поиски залежей нефти, газа и конденсата, повышение эффективности и достоверности геологоразведочных работ достигаются научно обоснованными исследованиями по совершенствованию методик и оценки геологического состояния территорий. Для рационального освоения площади, оценки ее перспектив на углеводородное сырье необходимо построение детальной геологической модели путем интеграции геолого-геофизической информации. Современная методика интерпретации наземных и скважинных геофизических исследований позволяет изучить последовательность осадконакопления, вещественный состав, особенности формирования осадочных толщ и ловушек углеводородов. Геологическая интерпретация геофизических данных достигалась при детальном изучении кернового материала, определении фильтрационно-емкостных свойств и применения результатов спектрометрии естественного гамма-излучения.
На примере восточной части Ханты-Мансийского автономного округа, где верхнеюрские отложения являются наиболее перспективными для выявления залежей нефти, показаны связи результатов комплексирования геолого-геофизической информации для построения детальной геологической модели и оценки их перспектив.
Цель работ
Построение геологической модели верхнеюрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа с целью оценки перспектив нефтеносности на основе литолого-фациальных особенностей, геологического обоснования геофизических и петрофизических данных.
Объект исследований
Продуктивные верхнеюрские отложения (пласт Юі) Пайдугинской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Основные задачи исследований
- Определение перспективных объектов в геологическом разрезе
рассматриваемого участка путем построения сеисмогеологическои модели при
комплексировании сейсмической наземной и скважинной информации.
Обоснование расчлененных перспективных верхнеюрских отложений на основе геофизических исследований скважин (ГИС) на пласты с применением стандартных, углубленных и специальных методов изучения керна.
Использование данных спектрометрии естественного гамма-излучения и литолого-петрофизических исследований с целью определения коллекторских свойств пластов, выделенных по комплексу ГИС и оценки условий осадконакопления.
- Определение связей результатов интеграции геофизической, петрофизической,
геологической и литологической информации при построении детальной
геологической модели и определения перспектив нефтеносности.
Научная новизна
-
Предложено использование интеграции скважинных геофизических и петрофизических исследований для оценки условий седиментации верхнеюрских отложений, перспектив их нефтеносности, построение детальной геологической модели и определение типа коллектора с помощью фильтрационно-емкостной модели.
-
Обосновано применение спектрального гамма-каротажа при идентифицировании разных фациальных условий верхнеюрских отложений и выделение в переходной зоне осадконакопления границы «море-суша».
Защищаемые положения
-
Геологические модели, построенные по данным лабораторных исследований керна, геофизических исследований скважин и сейсмическим данным, позволяют выделять маломощные нефте- газоперспективные верхнеюрские горизонты.
-
Выводы об условиях седиментации продуктивных отложений верхней юры могут быть сделаны на основе анализа геологического строения ловушек углеводородов, литолого-фациального анализа, гранулометрического и минералогического состава, естественного гамма-излучения и фильтрационно-емкостным свойствам.
-
Спектрометрическая и фильтрационно-емкостные модели условий седиментации переходных областей осадконакопления, построенные на основе комплексирования геолого-геофизической информации, позволили определить перспективные участки на поиски углеводородного сырья. Методы исследований
Построение геологической модели верхнеюрских отложений проведено с использованием наземной и скважинной сейсморазведки, комплекса методов геофизических исследований скважин, результатов спектрального естественного гамма-излучения (определение условий седиментации отложений, породообразующих минералов, идентифицирования глинистых минералов), литолого-фациального анализа (гранулометрический состав) и элементов электрометрического моделирования.
Достоверность
Достоверность проведенных исследований обеспечивается применением комплексного подхода к использованию наиболее полного объема геофизической, петрофизической, литологической информации и спектрального естественного гамма-излучения. Кроме того, достоверность геологических результатов определена выделением благоприятных областей скопления углеводородов для дальнейших исследований и использования предложенного комплекса методов для изучения других перспективных отложений в разных регионах. Это подтверждено патентом на изобретение № 2541348 федеральной службы по интеллектуальной собственности (Роспатентом).
Практическая значимость
- впервые для геологического обоснования однозначности расчленения разреза верхнеюрских отложений по комплексу ГИС, определения обстановки условий их
осадконакопления применены способы спектрометрического анализа естественного гамма-излучения;
впервые построена палеогеографическая схема верхнеюрских отложений на площадь исследования с использованием спектрометрии, литолого-фациального анализа, промыслово-геофизических данных и результатов сейсморазведки;
определены перспективы нефтеносности верхнеюрских отложений востока Ханты-Мансийского автономного округа, что позволило выделить приоритетные направления для поисков залежей нефти.
Личный вклад автора
Основой диссертационной работы стал теоретический и фактический материал по геофизическим и геологоразведочным исследованиям на площади восточной части Ханты-Мансийского автономного округа.
Автор самостоятельно выполнил следующие исследования по 17 разведочным скважинам:
-
при детализации данных по гранулометрическому составу проведены самостоятельные расчеты коэффициентов отсортированности, асимметрии, построены гистограммы гранулометрического состава, кривые распределения и кумулятивные кривые;
-
на основании полученных данных по естественному гамма-излучению содержания в породах тория, калия и урана автором впервые для площади работ представлены графики соотношения:
тория и калия - для определения минералогического состава и идентификации глинистых минералов с условиями осадконакопления;
тория и урана - для определения условий седиментации по площади и по глубине;
-
на основании полученных промысловых данных по керну автор составил фильтрационно-емкостную модель продуктивных отложений на площадь исследования;
-
автором впервые установлены для площади исследования по типам аномалий кривой собственной поляризации (ПС) литологический состав пластов, диагностические признаки условия осадконакопления и намечены перспективные участки для поиска залежей нефти.
Апробация результатов исследований
Основные положения диссертационной работы докладывались, обсуждались и получили одобрение на конференциях: Материалы уральской горнопромышленной декады (Екатеринбург, 2006 г.); Десятая юбилейная конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (г. Ханты-Мансийске, 2010 г.); Седьмая всероссийская научно-техническая конференция «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», посвященная 100-летию Н.К. Байбакова (г. Тюмень, 2011 г.); Двенадцатая конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
(г. Ханты-Мансийске, 2012 г.) удостоена дипломом правительства Ханты-
Мансийского округа - Югры в секции «Применение информационных технологий в
разработке месторождений углеводородного сырья, переработке,
транспортировке нефти и газа»; Пятнадцатая и шестнадцатая уральская молодежная научная школа по геофизике (г. Екатеринбург - 2014 г., г. Пермь - 2015 г.); Седьмая научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием «Геология в развивающемся мире» (г. Пермь, 2014 г.) в секции «Геофизика. Геофизические методы поиска и разведки месторождений полезных ископаемых» в категории аспиранты и молодые ученые удостоена дипломом III степени; Региональная научно-практическая конференция «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (г. Пермь, 2014 г.); Вторая всероссийская молодежная научно-практическая школа-конференция «Науки о Земле. Современное состояние» в геологическом полигоне «ШИРА» (Республика Хакасия, 2014 г.).
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 19 научных работ, в том числе 7 статей в изданиях, включенных в перечень журналов рекомендуемых Высшей аттестационной комиссией Российской Федерации и патент на изобретение.
Объем и структура работы
Структура работы определена необходимостью раскрытия основных защищаемых положений и состоит из введения, 3 глав и заключения. Объем работы составляет 120 страниц машинописного текста, 38 рисунков, 2 таблицы, библиография включает 134 наименования.
Автор выражает свою благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, заслуженному геологу Российской Федерации В.М. Неганову за постоянную всестороннюю помощь и внимание при написании диссертации. Автор признателен руководству Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам Ханты-Мансийского автономного округа - Югра, АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» за предоставленные фактические материалы. Автор благодарен сотрудникам кафедры геофизики Пермского государственного национального исследовательского университета.
Геолого-геофизическая изученность
Одним из важнейших факторов оценки перспектив недр рассматриваемой территории на нефть, газ и конденсат является построение детальной геологической модели на основе интеграции геолого-геофизической информации. Автор диссертационной работы в понятие построения детальной геологической модели включает создание нескольких моделей, совместная интерпретация которых позволит определить дальнейшие перспективы территории на поиски залежей углеводородов патент № 2541348 [65].
Создавая современную модель месторождений нефти и газа, необходимо представлять геологию района, характерные сейсмические разрезы по профилям наблюдений, учитывать гидродинамические параметры залежей и пластов, термобарические условия, данные о свойствах флюида, петрофизики коллектора и его фильтрационно-емкостных свойств, а также литологическую изменчивость разреза. В современном развивающемся мире наибольший интерес представляет не 2- и 3-мерная модель месторождений, а 4-мерная. Построив модели месторождений с периодичностью 5 или 10 лет, можно определить на исследуемом участке параметры изменения залежей и проектировать дальнейшую разработку месторождений, зная параметры изменения во времени, то есть построив 4-х мерную модель патент № 2541348 [65]. На начальном этапе исследований автор предлагает определить наличие перспективных отложений на территории для их изучения, которое можно выполнить на основе накопленного материала научно-производственных отчетов и публикаций о проведенных сейсмических работах, геофизических исследованиях скважин (ГИС) и кернового материала.
В дальнейшем необходимо произвести расчленение геологического разреза перспективных отложений на продуктивные пласты с использованием материалов ГИС и доказать однозначность геологического обоснования выделенных пластов с учетом стандартных, углубленных и специальных методов изучения керна.
На следующем этапе автор предлагает определить условия седиментации на основе использования данных спектрального гамма-каротажа, профильной гамма-спектрометрии, элементов кривых аномалий собственной поляризации (ПС) и литолого-фациального анализа керна.
На заключительном этапе выполняется совместная интерпретация полученных результатов различных геолого-геофизических методов для оценки перспектив территории на обнаружение залежей углеводородного сырья.
Геологическое строение участка исследований основывается на результатах, полученных, в основном, при проведении региональных и площадных сейсморазведочных работ, вертикального сейсмического профилирования (ВСП), данных бурения, вскрытия и испытания глубоких скважин. Поэтому для составления сейсмогеологической модели рассматриваемого участка необходимыми источниками информации являются: степень изученности, литолого-стратиграфические особенности вскрытого скважинами геологического разреза, привязка сейсмических разрезов к геологическому разрезу, нефтегазоносность и тектоника.
Автором диссертационной работы изучен накопленный материал производственных отчетов, публикаций, авторефератов, а также комплексные подходы к интерпретации полученной геолого-геофизической информации для восточной части Ханты-Мансийского автономного округа [52, 69-83]. Вопросы об оценке перспектив нефтегазоносности данной территории рассматривались в работах А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова, Н.Н. Ростовцева, Т.И. Гуровой, А.А. Булынниковой, Е.Е. Даненберга, А.П. Соколовского, СИ. Филина, Ю.В. Брадучан, В.А.Бененсон, Г.С. Ясовича, Е.А. Гайдебурова и многих других [6, 24,13, 42, 43, 51, 76-83,85, 86, 88, 92,124].
Первые данные о геологическом строении площади получены по результатам гравиметрических работ, проведенных Новосибирским геофизическим трестом в 1955 г., когда была установлена связь крупных гравиметрических аномалий с внутренним строением фундамента.
Непосредственно район исследований изучен региональными (в период 1983-1990 гг.) и площадными (1991-2004 гг.) сейсморазведочными работами, проведенными партиями ОАО «Хантымансийскгеофизика», ОАО «Томскнефтегазгеология» (Рисунок 1.1). Рисунок 1.1 - Схема сейсмической и буровой изученности восточной части Югры [94]:
Анализируя материалы геолого-геофизических работ, следует отметить слабую изученность участка исследований глубоким бурением и сейсморазведкой. Сейсморазведочные работы выполнены по технологии 2D масштабов 1:200000, 1:100000, 1:50000 и носили, в основном, региональный и площадной характер. Получены следующие результаты: - изучены особенности строения доюрского основания (кристаллического фундамента совместно с промежуточным структурным этажом) и мезозойско кайнозойского осадочного чехла; - прослежены сейсмические отражающие горизонты на временных разрезах, стратиграфическая привязка которых приведена на Рисунке 1.2 и построены по ним структурные карты; - выполнено на временных разрезах расчленение сейсмической информации на мегасейсмостратиграфические (МССК) и сейсмостратиграфические (ССК) комплексы, отображающие основные черты строения стратиграфических подразделений геологического разреза, особенности их соотношения друг с другом, процессы формирования деталей строения осадочного чехла, особенности геологического развития территории и состояние современной тектоники; - выделены перспективные объекты, такие как: а) зона выклинивания нижнеюрских отложений на выступах доюрского основания; б) косослоистые образования в среднеюрских отложениях; в) литолого-стратиграфические и тектонически экранированные ловушки в юрском мегакомплексе и доюрском основании, связанные с развитием разрывных нарушений или разуплотненных карбонатных массивов; - выявлены и подготовлены к глубокому разведочному бурению локальные структуры. Следовательно, сейсморазведкой была создана сейсмогеологическая модель территории. Поисково-разведочное бурение проводила Вахская НРЭ
ПГО «Мегионнефтегазгеология» на выявленных и подготовленных структурах. На площади исследования пробурено 17 скважин (Рисунок 1.3), восемь скважин вскрыло доюрское основание, а остальные скважины - отложения тюменской свиты средней юры.
В скважинах проведен стандартный комплекс промыслово-геофизических исследований, выполнен отбор керна, проведены испытания отложений в процессе бурения и в колонне скважин. Скважинами 6 и 7-Боровые открыто Боровое месторождение нефти в 2010 г., связанное с верхнеюрскими отложениями (наунакской свитой, пласты Юі , Юі ).
Расчленение разреза по данным промысловой геофизики, спектрометрии и керна
Вопросом электрометрического моделирования занимаются зарубежные и русские ученые более 60 лет. В 1954 г. американский исследователь Р.Г. Нанц впервые применил кривые каротажа отложений палеодельты Силигсон для выявления условий осадконакопления [56]. В 1959 г. Д.А. Буш детально закартировал дельтовый проток Буч с помощью электрокаротажа пенсильванского возраста в штате Оклахома [7, 33]. В 1963 г. Ф.Ф. Сабине, изучая неантиклинальные залежи нефти и газа Бистфилд в Нью-Мексико, выявил отличие песков континентального генезиса от песков морского генеза [57].
В 1965 г. Г.С. Вишер разработал критерии по различению главных типов осадков на основе литологических, палеонтологических, структурных и морфологических особенностей. Результаты многолетних исследований ценны для понимания условий формирования песчаных тел различного происхождения [58,61,62].
В 1972 г. Ю.В. Шелтон предложил проводить корреляцию каротажных кривых [59, 60]. Свой вклад в развитие изучения электрометрических моделей песчаных тел внесли: И.К. Хармс, И.Л. Кеннон, П.Е. Поттер, С. Сайт, Р.С. Фарес, С.Н. Пирсон, А. Дугаллер, Д. Матуцак [33, 21, 126].
В 1979 г. впервые издана на русском языке работа Ч.Э. Конибира по палеогеоморфологии нефтегазоносных песчаных тел и их электрометрических характеристик.
В 1974 г. М.Ю. Эрвье по данным каротажа изучал распространение продуктивных песчаных горизонтов в пределах Нижневартовского свода Западно-Сибирской низменности. В 1979 г. B.C. Муромцев и Р.К. Петрова издают методические рекомендации по выявлению литологических ловушек нефти и газа [32]. Наибольшей известностью в России пользуется труд B.C. Муромцева, 1984 г. [33], на который опираются, реконструируя условия осадконакопления, выделяя электрометрические модели. Под электрометрической моделью фации B.C. Муромцев понимает: «...отрезок кривой ПС, образованный одной или несколькими аномалиями, увязанными с граничными значениями аПС и отражающими изменения литофизических свойств пород, обусловленные характерной последовательностью смены палеогидродинамических уровней среды седиментации во времени» (Рисунок 1.9). аПС - это отношение значений кривой ПС изучаемого пласта к ее максимуму.
Морфология аномалий кривых ПС по B.C. Муромцеву [33]: часть кривой 1 - верхняя, 2 - средняя, 3 - нижняя Линия минимального отклонения ПС принимают за нулевую линию или «линию глин». Максимальное отклонение кривой ПС - это «линия песков». Расстояние от этих двух линий принимают равное единице. Интервалы значений аПС по B.C. Муромцеву приведены в таблице 1.1
Для дифференциации и определения литологического состава пластов наунакской свиты по данным промысловой геофизики была рассмотрена форма записи кривой метода потенциал собственной поляризации (ПС) и выполнена типизация аномалий кривой ПС. Выполненный анализ характеристики пластов (Юі1, ЮД Юі3, Юі4) С учетом формы записи ПС позволил установить четыре основных типа пласта, из них два детальных (Рисунок 1.10).
Тип 1 имеет отрицательную аномалию кривой ПС, которая характеризует наличие в пласте однородного песчаника разной толщины.
Тип 2а имеет отрицательную аномалию формы кривой ПС в кровле пласта, которая характеризует развитие песчаника и наличие положительной аномалии кривой ПС в подошве пласта, определяющую глинистую часть пласта.
Тип 26 имеет отрицательную аномалию кривой ПС в подошве пласта, которая характеризует развитие песчаника и наличие положительной аномалии кривой ПС в кровле пласта, определяющую глинистую часть пласта. Тип 2в имеет отрицательную аномалию кривой ПС, осложненную положительной аномалией, характеризует расчленение песчаного пласта глинистыми породами. песчаник в кровле и подошве (2в) пласта; тип 3 - переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов; тип 4 - глинизация пласта Тип 3 имеет расчлененную аномалию кривой ПС, которая характерна для переслаиванию песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей. Тип 4 имеет положительную аномалию кривой ПС, которая характеризует глинизацию пласта.
В дальнейшем для пластов Ю/, ЮД Юі3 и Ю\4 выполнено выделение типов разреза по аномалиям кривой ПС на рассматриваемой площади, определены участки развития песчаников различной толщины по площади. Пласт К)/. Выделение и распространение типов пласта Ю/ по форме кривой ПС на рассматриваемом участке приведено на Рисунке 1.11. Пласт Ю/ как однородный песчаник (тип 1) выделяется в скважинах: 33-С-Мегтыгъеганская, 6-Боровая. В скважине 6-Боровая при испытании из пласта в интервале 2253-2262 м получена нефть дебитом 6,14 м /сут.
Песчаник в кровельной части и глинизация к подошвенной части пласта (тип 2а) отмечается в скважине 11-В-Пылькараминской. При испытании пласта в скважине (интервал 2257-2285 м) получена вода плюс буровой фильтрат дебитом 30,9 м3/сут.
Глинизация в кровельной части и песчанистость к подошве пласта (тип 26) отмечена в скважинах 27-Мегтыгъеганская и 7-Боровая. При испытании пласта в скважине 7-Боровая (интервал 2220-2225 м) - «сухо».
Песчанистость в кровельной и подошвенной части пласта (тип 2в) отмечается в скважинах: 31-Улымторская, 8,9-Боровые, 22-Ю-Ларьякская, 30-Кулынигольская, 1,2-Пылькараминские. При испытании пласта в скважине 9-Боровая (интервал 2260-2295 м) получена вода плюс буровой фильтрат дебитом 14,6 м3/сут, а в скважине 8-Боровая (интервал 2247-2259 м) - «сухо».
Литолого-петрофизическая характеристика разреза
Степень отсортированности определялась с помощью классификации, описанной в работе [29] (Таблица 2.1, способ 1). Для проверки достоверности расчетов коэффициента отсортированности использовалась вторая формула (Таблица 2.1, способ 2).
Значение коэффициента показывает положение преобладающей размерности относительно медианной. Чем круче наклон кумулятивной кривой, тем лучше отсортированность осадка, а по форме гистограмм определялась доминирующая фракция в исследуемом образце.
По данным гранулометрического состава, в отобранных образцах в скважинах исследуемой площади были построены гистограммы гранулометрического состава с кривой распределения, а также кумулятивные кривые. Кумулятивные кривые построены для каждого образца, отобранного из пластов Юі и Юі . В диссертационной работе приводится график гистограммы, кривой распределения и кумулятивной кривой для образцов, отобранных из пластов Юі и Юі (Рисунок 2.6). Для остальных образцов графики построены идентично, сняты расчетные параметры и вычислены коэффициенты отсортированности, асимметрии.
По данным, полученным автором работы в скважинах, степень отсортированности плохая, средняя, единичные образцы с хорошей отсортированностью. В среднем расчетная степень отсортированности - средняя, значения положения преобладающей размерности относительно медианной в пласте Ю/ составляют 0,72, а в Юі2 - 0,55. Резкого преобладания одной фракции, свидетельствующей об однородности породы и высокой степени отсортированности зерен, в исследуемых образцах замечено не было. Очевидно, что зерна разных фракций присутствуют в породе примерно в равных количествах. Порода среднеотсортированная, показатель отсортированности равен 0,6, входящий в допустимые значения (S0 = 0,25-0,75). Определено, что осадочный материал транспортировался до области накопления параллельно с процессами привноса нового осадочного материала. Менее отсортированный осадок транспортировался незначительное время, что может указывать на близкое расположение очага сноса обломочного материала.
Осадок образовывался, скапливался как путем гниения, разложения и осаждения, то есть - автохтонный, так и привносился извне, то есть аллохтонный. Подтверждение этому находим в работах Г.П. Мясниковой [98-101], где приводятся возможные источники сноса обломочного материала. Имело место воздействие климатических факторов (изменение температуры, действие ветра, выпадающие осадки), которые влияли на разрушение, транспортировку и снос обломочного материала.
Следовательно, образование перспективных отложений происходило параллельно при транспортировке материала до области накопления с процессами привноса нового осадочного материала.
Литологическое расчленение вскрытого разреза перспективных отложений наунакской свиты и выделение нефтяных пластов на основе геофизических исследований скважин позволил построить планшеты (Рисунок 1.15) по всем пробуренным скважинам, определить петрофизические элементы пластов-коллекторов и выполнить их статистическую обработку. В комплексе изучения типа коллектора неотъемлемой частью являются пористость и проницаемость. Поэтому автор диссертационной работы проинтерпретировал материалы по исследованию образцов верхнеюрских отложений, полученные при изучении керна в лабораторных условиях, направленных на изучение пористости, проницаемости, плотности объемной, минералогической, остаточной нефтенасыщенности и карбонатности. Лабораторные работы, выполненных в ОАО «ТЦЛ», проводились согласно нормативно технической документации: ГОСТ 26450.2-85, ГОСТ 26450.1-85 и ОСТ 39-204-86 [66-68]. При интерпретации результатов автором учитывались требования к петрофизической обработке результатов [11,15, 37, 49, 63].
Фильтрационно-емкостные свойства терригенного разреза верхнеюрских отложений рассмотрены на 511 образцах керна пробуренных скважин. На гистограммах изменения пористости и проницаемости (Рисунок 2.7) установлено, что пористость изменяется в диапазоне от 1,1 до 26,7 %, среднее значение 15,93 %, преобладает от 16 до 20 %, а проницаемость вариирует в диапозоне от 0,01 до 1001,95 -10"3 мкм2, среднее геометрическое значение 3,52 -10"3 мкм2, преобладает 5-50 10 3мкм2.
Карта проницаемости (данные ФЕС, 10"3мкм2), Е.А. Пономарева, 2015 г. Для изучения условий осадкообразования необходимо учитывать минералогическую плотность образцов, которая вариирует в пределах от 2,41 до 2,87 г/см . Из всех образцов выделяются: - один образец с минералогической плотностью 2,41 г/см - аргиллит, влияние отложений баженовской свиты; - семь образцов с минералогической плотностью от 2,53 до 2,60 г/см -глинистые сланцы; - 482 образца с минералогической плотностью от 2,63 до 2,75г/см -песчано-алевролитовые разности; - семь образцов с минералогической плотностью от 2,76 до 2,87 г/см -песчано-алевритистые разности частично доломитизированные. Доломитизация песчано-алевритовых разностей дает повышение минералогической плотности, относительно основной массы образцов от 2,63... 2,75 до 2,76...2,87 г/см .
Распределение карбонатности по территории приведено на Рисунке 2.11. Увеличение средних значений по карбонатности разреза приурочено к району скважины 31-Улымторская, что доказывает частое колебание береговой линии и привнесение морских осадков.
Сейсмогеологическая модель и ее использование
Обобщив полученные ранее выводы и результаты исследований, построена геологическая модель с уточнением палеофациальных условий осадконакопления, определенных с учетом соотношений массовых содержаний естественных радионуклидов тория и урана, калия и определения границы «море-суша» на палеофациальной карте с учетом интеграции геофизической информации.
Вопросами определения перспектив нефтегазоносности восточной части ХМАО были посвящены труды А.Г. Мухер, Г.П. Мясниковой, В.А. Волкова, В.Г. Елисеева, С.Ф. Кулагиной, Т.М. Кулешовой, В.Б. Писецкого, Д.Г. Рещикова, Е.В. Смирновой, СВ. Шабаковой и др. Однако они не рассматривали возможность определения перспектив нефтегазоносности с учетом данным спектрометрии естественного гамма-каротажа.
Анализируя опыт предшественников, в конкретном случае «Карту общих толщин васюганского нефтегазоносного комплекса восточной части ХМАО-Югры и сопредельных территорий» ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» [83], «Палеогеографическую карту времени накопления пласта Юі» [99], учитывая работы В.В. Сапьяника, построена палеогеографическая схема васюганского нефтегазоносного комплекса с учетом обобщения полученных результатов исследования (Рисунок 3.6). На схеме выделяются аккумулятивно-денудационная равнина, делювиально-пролювиальная область, озерно-аллювиальная равнина, низменная аккумулятивная равнина с неустойчивым режимом осадконакопления; мелководная зона шельфа, относительно глубоководная зона шельфа и одно озеро. На изучаемой территории существовали следующие палеогеографические условия: озерно-аллювиальные, низменная аккумулятивная равнина с неустойчивым режимом осадконакопления; мелководная зона шельфа. Относительно глубоководная зона шельфа находится в юго-восточной части относительно исследуемой территории, предполагаемые границы этих областей вынесены на - аккумулятивно-денудационная равнина; - озерно-аллювиальная область; равнина с неустойчивым режимом осадконакопления; - относительно глубоководная зона шельфа; озеро; - делювиалъно-пролювиалъная низменная аккумулятивная - мелководная зона шельфа, изучаемый район; \С Л - перспективы нефтегазоносности После проведенных фациальных исследований очевидно, что пласт неоднороден как по толщине, так и по латерали. После обработки результатов по интерпретации корреляции разреза с учетом данных кривой ПС, появилась возможность спрогнозировать зоны распределения песчаной части по площади исследования. Полученный результат важен, так как, исследуя данные на площади всего по 17 скважинам, прогнозируются мощные песчаные пласты между скважинами.
Палеогеографическая схема позволила понять пространственно-генетическую связь распределения углеводородов с определенными типами обстановок (озерно-аллювиальной; низменной аккумулятивной равнины с неустойчивым режимом осадконакопления; мелководной зоной шельфа) в районе исследования.
Прогнозная ценность палеогеографических исследований состоит в том, что поиск углеводородов ограничивается областью развития выделенными обстановками осадконакопления.
Прогноз зон с высокими фильтрационно-емкостными свойствами на северо-востоке совпадает с областью мелководной зоной шельфа. Генетический тип природного резервуара морского генезиса, где прогнозируются породы-коллектора с высокими классами, благоприятные ловушки для скопления углеводородов.
Совместное рассмотрение карт толщин, результатов типизации кривой аномалии ПС и палеогеографической схемы васюганского нефтегазоносного комплекса позволило уточнить условия осадкообразования и наметить перспективные участки, сосредоточенные в основном в южной и центральной части района, а также участки с повышенными значениями эффективной мощности на севере изучаемой территории для дальнейших геологоразведочных работ. На Рисунке 3.7 по горизонтали вынесены значения зон уменьшения мощностей на картах общих и эффективных толщин. По вертикали полученные результаты сопоставлены с палеогеографической схемой автора. Отмечается, что участки разреза, определенные по фациальной схеме как мелководная зона шельфа, совпадают с зонами перспектив с данными анализа мощностей. Наиболее перспективные области приурочены к зонам понижения толщин морского генезиса.
Результаты работы применимы в нефтегазодобывающей отрасли для построения геологической модели месторождений нефти и газа. Получен новый результат, который позволяет отображать границу перехода границы континентальных условий осадкообразования к морским, тем самым дает возможность выделить границу «море-суша», используя комплексное изучение объекта с учетом данных соотношений массовых содержаний естественных радионуклидов урана и тория, калия.
Повышается эффективность, достоверность поиска и разработки залежей углеводородов, вследствие чего возрастает геолого-геофизическая изученность месторождений нефти и газа. Комплексное применение перечисленных приемов позволяет учитывать в совокупности геологические, литологические, петрофизические, геохимические, геофизические, структурные, динамические, тектонические и другие признаки изучаемого объекта.