Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние проблемы локального прогноза 12
1.1. Общие принципы количественной оценки нефтегазоносности 12
1.2. Обзор методов локального прогноза нефтегазоносности 16
Глава 2. Геологическое строение и нефтегазоносностьверхнеюрских отложений юго-восточных районов западной сибири 28
2.1. Тектоническое строение юрского структурного яруса 28
2.2. Литостратиграфия келловей-волжских отложений юго-восточных районов Западной Сибири 42
2.3. Нефтегазоносность верхнеюрского комплекса 50
2.4. Современное состояние фонда локальных структур верхнеюрского комплекса юго-восточных районов Западной Сибири. Геолого-геофизическая изученность 74
Глава 3. Методика прогноза количества и параметров локальных структур 78
3.1. История вопроса 78
3.2. Прогноз количества и параметров локальных структур верхнеюрского комплекса Томской области 84
Глава 4. Методика прогноза нефтегазоносности локальных структурных ловушек на основе вероятностно- статистических методов 100
4.1. Особенности прогноза нефтегазоносности структурных ловушек. 100
4.2. Анализ геолого-геофизических параметров, контролирующих нефтегазоносность локальных структур 103
4.3. Прогноз вероятности нефтегазоносности локальных структурных ловушек горизонта Ю1 юго-востока Западной Сибири, Томская область 124
Глава 5. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности верхнеюрских отложений юго-восточных районов Западной Сибири . 136
5.1. Общие вопросы предлагаемой методики.. 136
5.2. Оценка прогнозных и начальных ресурсов в структурных ловушках верхнеюрского комплекса Томской области. 143
Заключение 195
Список литературы
- Обзор методов локального прогноза нефтегазоносности
- Нефтегазоносность верхнеюрского комплекса
- Прогноз количества и параметров локальных структур верхнеюрского комплекса Томской области
- Анализ геолого-геофизических параметров, контролирующих нефтегазоносность локальных структур
Обзор методов локального прогноза нефтегазоносности
Научные методы исследования. Работа опирается на теоретические положения осадочно-миграционной теории нафтидогенеза, изложенные в работах таких известных отечественных ученых, как В.И. Вернадский, И.М. Губкин, И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, В.В. Вебер, В.С. Вышемирский, Э.М. Галимов, А.Н. Гусева, Н.А. Еременко, М.К. Калинко, А.Э. Конторович, С.Г. Неручев,
И.И. Нестеров, Е.А. Рогозина, В.А. Соколов, А.А. Трофимук, В.А. Успенский и др. Из числа западно-европейских и американских исследователей крупный вклад в теорию нафтидогенеза внесли Д. Вельте, Дж. Демейсон, Б. Дюранд, Дж. Коннан, А. Леворсен, П. Смит, Б. Тиссо, Г. Филиппи, Дж. Хант, М. Хелбути и др. В.А. Скоробогатов, А.А. Трофимук, Э.Э. Фотиади, А.И. Холин, В.И. Шпильман, Дж.У. Харбух, Дж.Х. Давтон, Дж.К. Дэвис и др. Среди них ключевыми для данного исследования явились: метод на осредненную структуру (Губкин, 1939), локально-статистический метод (Конторович, Кириенко, 1987; Конторович и др., 1987), метод геологических аналогий, анализ условных вероятностей (Харбух, Давтон, Дэвис, 1981, Галкин и др., 1997).
В исследованиях автор использовал элементы теории вероятности и математической статистики.
Фактический материал. В работе использованы материалы, собранные и подготовленные в ИНГГ СО РАН с участием автора в ходе выполнения плановых научных работ по количественной оценке перспектив нефтегазоносности Западной Сибири, в том числе: - информация по результатам бурения и испытания горизонта Ю1 на 300 локальных поднятиях; - результаты исследований, по комплексному анализу и обобщению материалов геофизических работ (сейсморазведочных работ МОГТ 2D) и глубокого бурения; - структурные карты по основным отражающим горизонтам в мезозойско-кайнозойском осадочном чехле масштаба 1:500000, схемы тектонического строения юрского структурного яруса юго-восточных районов Западной Сибири, карты толщин различных мегакомплексов и комплексов (В.А. Конторович, 2002); - электронная база данных по характеристикам 730 локальных поднятий, выявленных и подготовленных к глубокому бурению, на территории Томской области. В нее внесены сведения о площадях, амплитудах, оконтуривающих изогипсах и т.д. База данных также содержит информацию об общих толщинах комплекса, толщинах коллекторов и флюидоупоров, информацию о структурном положении и параметрах локальных поднятий и другие геолого-геофизические характеристики; - открытые сведения о ресурсах и запасах верхнеюрского комплекса юго-востока Западной Сибири (Государственные балансы запасов на 01.01.2012 г.), литературные и фондовые данные по количественной оценке верхнеюрского нефтегазоносного комплекса в пределах исследуемой территории.
Защищаемые положения и научные результаты.
Получен вид и параметры совместного распределения локальных структур по площадям и амплитудам для территории исследования. Выполнена оценка количества, площадей и амплитуд невыявленных локальных структур территории исследования. Прогнозируется существование около 1400 невыявленных антиклинальных структур размерами от 10 до 50 км2 с амплитудой более 20 м.
Установлена количественная зависимость вероятности нефтегазоносности структурных ловушек горизонта Юі от характеристик осадочного чехла на территории исследования. Выявлен набор наиболее информативных геологических параметров - толщина песчаников надугольной пачки, коэффициент песчанистости горизонта Ю1, содержание органического углерода в баженовской свите, отклонение от тренд-поверхности горизонта IIа, толщина нижневасюганской подсвиты.
Усовершенствована методика количественного прогноза нефтегазоносности на основе локально-статистического метода. Главная особенность предложенной методики - использование вероятностной модели числа, размеров и нефтегазоносности структур. Прогноз числа и размеров структур выполняется на основе их совместного распределения по амплитуде и площади.
Выполнен вероятностный количественный прогноз перспектив нефтегазоносности горизонта Ю1. Прогнозные геологические ресурсы, связанные с подготовленными неопоискованными и невыявленными локальными структурами на территории Томской области, с вероятностью 0.7 превосходят 831 млн т УУВ, и с той же вероятностью не превосходят 1 млрд 494 млн т УУВ. Наиболее вероятные прогнозные ресурсы составляют 837 млн т УУВ.
Научная новизна. Личный вклад. Уточнена методика прогноза количества и характеристик локальных объектов. Получен вид совместного распределения локальных структур верхнеюрского комплекса Томской области по площади и амплитуде. Дан прогноз количества, площадей и амплитуд невыявленной совокупности структур данного района.
Установлена количественная зависимость вероятности нефтегазоносности структурных ловушек верхнеюрского комплекса от геолого-геофизических параметров на территории исследования. Построена карта вероятности нефтегазоносности локальных структур территории исследования.
Получена вероятностная количественная оценка ресурсов УВ для фонда выявленных и невыявленных структур верхнеюрского комплекса в пределах района исследования. Построены карты плотностей начальных и прогнозных геологических ресурсов УВ.
Полученные результаты основаны на обширном фактическом материале (данные по 730 локальным поднятиям, горизонт Ю1 опоискован на 300 из них, данные по более чем 200 залежам). Теоретические модели, использованные в работе, основаны на базовых принципах осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа. Результаты прогнозов подтверждаются фактическими наблюдениями. Все это определяет достоверность научных выводов и заключений.
Теоретическая и практическая значимость научных результатов.
Предлагаемая в работе комплексная методика локального прогноза может быть использована для создания основы геолого-экономической оценки до постановки поисково-разведочного бурения и детальных сейсморазведочных работ в других нефтегазоносных районах и комплексах.
Полученный прогноз количества, общей площади и размеров невыявленных структур в Томской области может быть использован для перспективного планирования геологоразведочных работ и при выборе плотности сети сейсморазведочных работ.
Нефтегазоносность верхнеюрского комплекса
Цель количественного прогноза перспектив нефтегазоносности заключается в информационном обеспечении работ по экономической оценке ресурсов УВ, создании основы для планирования поисково-разведочного процесса и обоснования первоочередных направлений геологоразведочных работ (ГРР). Результатом прогноза является «определение величины, пространственного размещения и внутренней структуры ресурсов нефти, газа и конденсата» (Методическое руководство…, 2000, с. 11).
В оценке перспектив нефтегазоносности геологических объектов разного ранга и степени изученности можно выделить два последовательных этапа. На первом этапе выполняется качественная оценка территории и отдельных объектов в ее пределах по степени перспективности. На втором этапе выполняется количественная оценка величины ресурсов и их структуры, в том числе вероятностная оценка величины ресурсов, их распределение по площади и разрезу осадочного чехла, скоплениям различной крупности, типам флюидов, коллекторов, ловушек и т.д. Развитие методов количественного прогноза происходило на базе задач, ставившихся перед исследователями в то или иное время. Задачи, в свою очередь, диктовались состоянием нефтегазового комплекса в стране, а именно: разведанностью перспективных бассейнов и комплексов, потребностями практики и совершенствованием теоретических представлений нефтегазовой геологии.
Методологические подходы, лежащие в основе количественного прогноза перспектив нефтегазоносности, развивались на протяжении нескольких десятков лет большой группой отечественных и зарубежных исследователей. Среди отечественных ученых следует прежде всего упомянуть С.А. Афанасьева,
Результаты исследований нашли отражение в ряде крупных обобщающих монографий (А.Э. Конторович, 1976; Методы…, 1978, 1979; А.Э. Конторович и др., 1972, 1981, 1988; Харбух, Дэвтон, Дэвис, 1981; Шпильман, 1982; Белонин, Подольский, 1984; Волков, 1988; и др.). Современные представления в области количественной оценки перспектив нефтегазоносности сжато изложены в последнем варианте "Методического руководства по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России" (Методическое руководство…, 2000).
Сделаем несколько общих замечаний о сложившихся к настоящему времени методических основах количественной оценки нефтегазоносности. Остановимся вначале на основных признаках, по которым принято классифицировать методы оценки.
На сегодняшний день существует несколько классификаций методов прогноза нефтегазоносности (Буялов и др., 1979; Конторович, Фотиади, 1981; Шпильман, 1982, 2010; Методика…, 2000; и др.). Различия в подходах, используемые в этих работах, достаточно условны и вызваны в основном задачами, которые ставили перед собой авторы. Ключевые параметры в существующих классификациях методов количественной оценки перспектив нефтегазоносности следующие:
Часто в классификациях в качестве признака учитываются тип решаемой тем или иным методом оценки задачи, степень изученности объекта оценки. Возможно использование и других критериев, но в рамках данного обзора перечисленные выше представляются достаточными.
Согласно принципам нефтегазогеологического районирования, описанным в действующем «Методическом руководстве…» (2000), для прогноза выделяют объекты четырех масштабов: провинции в целом, бассейны, крупные нефтегазоносные комплексы; тектонические структуры I порядка, а также крупные составные части провинций и нефтегазоносных комплексов; тектонические структуры II порядка, свиты и подсвиты; o локальные структуры, ловушки неструктурного типа, а также пласты и группы сближенных неразделенных пластов. В соответствии с масштабами объектов прогноза выделяют четыре уровня прогноза: глобальный (или надрегиональный), региональный, зональный (или среднемасштабный) и локальный.
По подходам к определению прогнозной величины можно выделить, как говорилось выше, два основных направления – методы геологических аналогий и объемно-генетические методы. Заметим, что такое деление в значительной степени условно. Методы геологических аналогий могут оперировать параметрами, отражающими генерацию и эмиграцию углеводородов.
Генетические соображения в этом случае учитываются прежде всего при формировании набора исходных параметров и выделении его информативных групп. В объемно-генетическом подходе при построении генетической модели, а особенно при оценке масштабов миграции и аккумуляции УВ, в большинстве случаев приходится опираться на аналогии с хорошо изученными объектами.
Прогноз количества и параметров локальных структур верхнеюрского комплекса Томской области
Нюрольская мегавпадина расположена в южной части Колтогорско-Нюрольского желоба. В пределах осложняющих ее мезовпадин выделены пять отрицательных и две положительные структуры III порядка. Это Кулан-Игайская и Тамрадская впадины, Осевой, Таменский и Седельниковский прогибы, в центральной части – Игольско-Таловое КП, объединяющее группу локальных поднятий, и на северо-востоке – Фестивальный вал.
Обь-Васюганская гряда – напорядковая положительная структура, вытянутая параллельно Колтогорскому мезопрогибу. В ее составе выделены две положительные структуры I порядка – Александровский свод и Средневасюганский мегавал. Александровский свод расположен в северной части надпорядковой положительной структуры. Свод осложнен одной структурой второго порядка – Трайгородским мезовалом, и структурами третьего порядка – Окуневским валом, Полуденным и Западно-Александровским выступами. В составе Трайгородского мезовала выделены три положительные структуры III порядка – Охтеурский, Вахский КП и Криволуцкий вал. На восточной оконечности Александровского свода выделен Окуневский вал. С запада к мезовалу примыкают Западно-Александровский и Полуденный выступы.
Средневасюганский мегавал расположен в южной части Обь-Васюганской гряды. Мегавал осложнен одной структурой II порядка – Васюганским мезовалом, в составе которого выделены Новотевризский вал и Северо-Васюганское КП, и самостоятельной структурой – Мыльджинским КП. Структуры III порядка осложнены значительным количеством локальных поднятий.
С юга мегавал ограничен Шингинской мезоседловиной (незамкнутой структурой III порядка). В составе мезоседловины выделен ряд положительных структур IV порядка. С юга к мезоседловине примыкает Пудинское мезоподнятие, осложненное крупными структурами III порядка – Лугинецким и Юбилейным КП. На восток от Пудинского мезоподнятия выделяется
Горелоярское куполовидное мезоподнятие, осложненное одной структурой III порядка – Чинжарским КП и серией структур IV порядка, из которых наиболее крупным является Верхнекомбарское локальное поднятие.
Юго-восточнее мезоподнятий выделена Бакчарская мезовпадина (структура II порядка), осложненная Южно-Парбигской впадиной и Северо-Парбигским прогибом.
В зоне сочленения Лавровского мезовала и Пудинского мезоподнятия выделяется Чузикско-Чижапская мезоседловина. К ней приурочена серия локальных поднятий, среди которых Арчинское, Калиновое, Нижнетабаганское и Урманское являются наиболее крупными.
Усть-Тымская мегавпадина занимает центральную часть территории исследования и осложнена тремя крупными мезопрогибами – Сампатским, Неготским и Пыжинским. В составе Сампатского мезопрогиба выделено три структуры III порядка: Салатский и Центральный прогибы и Северо-Мыльджинская впадина. В составе Пыжинского мезопрогиба выделены Южно- и Северо-Пыжинская впадины. Неготский мезопрогиб ориентирован ортогонально Сампатскому и Пыжинскому мезопрогибам, и осложнен Неготской и Южно-Неготской впадинами.
Севернее Усть-Тымской мегавпадины расположена Караминская мезоседловина, которая представляет собой зону сочленения надпорядковых структур – Обь-Васюганской и Куржинской гряд. Мезоседловина осложнена Сангилькской впадиной и рядом локальных поднятий, среди которых Киев-Еганское, Линейное, Эмторское и др. Усть-Тымская мегавпадина на юге отделена от Парабельского мегавыступа, относящегося к структурам «переходной зоны», Северо-Парабельской мегамоноклиналью. Северо-Парабельская мегамоноклиналь осложнена самостоятельными структурами III порядка – Балкинской впадиной и положительными Двойным и Тростниковым выступами, Соболиным валом и Тибинакским КП.
Восточнее мегамоноклинали выделен еще один промежуточный тектонический элемент – Зайкинская мезоседловина. Она представляет собой зону раздела структур I порядка: с запада на восток отрицательных элементов – Усть Тымской и Восточно-Пайдугинской мегавпадин, с севера на юг положительных структур – Пайдугинского мегавала и Парабельского мегавыступа. Мезоседловина осложнена Минасовским КП.
Восточно-Пайдугинская мегавпадина является наиболее крупной и контрастной отрицательной структурой на востоке Томской области. В составе мегавпадины выделены три отрицательные структуры III порядка: Восточно-, Северо- и Южно-Варгатская впадины, из которых последние две объединены в структуру II порядка – Варгатский мезопрогиб.
Куржинская гряда – надпорядковая положительная структура, расположенная северо-восточнее Усть-Тымской мегавпадины и отделенная от Обь-Васюганской гряды Караминской мегаседловиной. Гряда осложнена двумя структурами I порядка – Пайдугинским и Пыль-Караминским мегавалами. Территория достаточно слабо изучена сейсморазведочными работами МОГТ, что влияет на достоверность современных тектонических построений для данного района.
Пыль-Караминский мегавал выделен на севере Куржинской гряды. Мегавал осложнен структурами III порядка – Колонковым валом на юге, Борским и Сосновским валами на севере, последние два объединены в структуру II порядка – Сосновско-Борское мезоподнятие. С востока к Пыль-Караминскому мегавалу примыкает Косецкий мезопрогиб, осложненный структурами III порядка.
Анализ геолого-геофизических параметров, контролирующих нефтегазоносность локальных структур
Всего в горизонте Ю1 выявлено 12 залежей нефти и 27 залежей свободного газа. По величине извлекаемых запасов в верхней юре Мыльджинское газоконденсатное месторождение относится к крупным. Также в НГР выявлено четыре средних, три мелких и одно очень мелкое по запасам УВ в верхнеюрских отложениях месторождения.
Северо-Васюганское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей центральную часть Северо-Васюганского КП и северную часть Средневасюганского мегавала. По отражающему горизонту IIа структура представляет собой крупную складку подковообразной формы широтного простирания, оконтуренную по изогипсе минус 2260 м.
Месторождение открыто в 1963 г. поисковой скважиной 1. Всего на месторождении пробурено 12 скважин, из них три (4,5,6) оказались за контуром газоносности. Газоконденсатные залежи связаны с пластами Ю11-2, Ю13-4 продуктивного горизонта Ю1 васюганской свиты и пластом Ю2 тюменской свиты.
Пласты Ю11-2 вскрыты на глубинах 2176–2274 м, газонасыщенная толщина колеблется от 0.8 до 5.5 м, пористость от 13 до 17 %. Пласты Ю13-4 вскрыты на глубинах 2194–2291 м, газонасыщенная толщина колеблется от 5 до 7 м, пористость – от 17.5 до 20 %.
Лучшие коллекторские свойства пласта отмечаются на западном и восточном склонах поднятия. В северном направлении коллекторские свойства ухудшаются до полной глинизации пласта.
Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная. По величине извлекаемых запасов месторождение среднее.
Пудинский нефтегазоносный район выделен в составе Васюганской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Площадь его в пределах оцениваемой территории составляет 21 345 км2. Из открытых месторождений, в большинстве многозалежных, 14 имеют залежи в горизонте Ю1. Стратиграфическая приуроченность залежей в Пудинском НГР показана в Таблице 2.6. В районе нефтегазоносны также палеозойский комплекс и зона контакта мезозойских и палеозойских отложений, к среднеюрским отложениям приурочены в основном залежи свободного газа. В верхнеюрском комплексе выявлено восемь нефтегазоконденсатных и пять нефтяных месторождений. Из 41 залежи в горизонте Ю1 18 – залежи свободного газа и газовые шапки.
По величине извлекаемых запасов в районе открыто три крупных месторождения – Казанское, Лугинецкое, Останинское. Последнее по запасам в верхней юре относится к средним. Остальные 10 выявленных месторождений по величине запасов в Ю1 относятся к средним, и два - к очень мелким.
Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименной локальной структуре в центральной части Лугинецкого КП, выделенного на северо-западе Пудинского мегавала. По отражающему горизонту IIа поднятие представляет собой купол размерами 30 на 24 км и амплитудой 160 м. Месторождение открыто в 1967 г. Нефтегазоконденсатные залежи обнаружены в пластах Ю10-2, 3, 4, Ю2 , и нефтяная залежь – в НГГЗК.
Проницаемый комплекс здесь сложен переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами наунакской свиты. Открытая пористость составляет 20–25 %, проницаемость – 0.13 мкм2. Получены притоки газа дебитами от 20 до 420 тыс. м3/сут, конденсата – от 10 до 40 м3/сут. Залежь пластовая, сводовая, с литологическим экраном. Месторождение относится к крупным по запасам.
Межовский нефтегазоносный район выделен в составе Васюганской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Площадь его в пределах оцениваемой территории составляет 7 252 км2. В НГР выявлено 18 месторождений, на 10 из них открыты залежи в горизонте Ю1 (Таблица 2.7). Из них пять нефтегазоконденсатных и пять нефтяных месторождений. Всего на этих месторождениях выявлено 16 залежей, из них
Таблица 2.6 - Схема стратиграфической приуроченности залежей нефти, газа и конденсата на территории Пудинского нефтегазоносного района Васюганской нефтегазоносной области Пудинский НГР
Насыщение пластов: 1 - нефтяное, 2 - нефтегазоконденсатное, 3 - газовое, газоконденсатное; 4 - согласно геологической модели залежи в пластах рассматриваются как единые четыре газоконденсатные. По величине извлекаемых запасов крупных месторождений не выявлено, средних – три, мелких – пять, и два – очень мелких (менее 1 млн т. нефти или 1 млрд м3 газа). Кроме верхнеюрских в районе нефтегазоносны отложения средней и нижней юры, а также НГГЗК.
Калиновое нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименной локальной структуре. Поднятие выделено по изогипсе минус 2460 м, с площадью 150 км2 и амплитудой 70 м, представляет собой антиклинальную складку, осложненную тремя куполами (западным, центральным и восточным). На месторождении продуктивны отложения НГГЗК (пласт М), тюменской свиты (пласт Ю3-4 , Ю7) и горизонта Ю1.
Газоконденсатные залежи пласта Ю11 приурочены к западному,
центральному и восточному куполам. Общая мощность продуктивного пласта варьирует в пределах 6–28 м, газонасыщенная – 5.4–11.6 м. Пористость в среднем составляет 13 %, значения проницаемости – 3.810-3 мкм2. На восточном куполе в пласте Ю11 открыта нефтяная залежь. Дебит нефти составил 105 м3/сут, газа – 24 м3/сут, также получена вода – 5.0 м3/сут на 8-миллиметровом штуцере.
Залежи по типу – пластовые, сводовые. По величине запасов месторождение относится к крупным, по запасам УВ в верхнеюрских отложениях – к средним.
В Пыль-Караминском НГР месторождений не выявлено. Площадь его в пределах оцениваемой территории составляет 18 404 км2. Усть-Тымский нефтегазоносный район выделен в составе Пайдугинской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Площадь его в пределах оцениваемой территории составляет 37 360 км2. В Усть Тымском НГР открыто пять нефтяных месторождений. Залежи приурочены к меловым и верхнеюрским отложениям (Таблица 2.8). Также на территории района нефтеносными являются Б9, Б10, Б111-2, Б121-2, Б13 (куломзинская свита) на Гураринском, Киев-Еганском и Соболином месторождениях, и нефтегазоносный горизонт зоны контакта мезозойских и палеозойских отложений (НГГЗК) на Ясном месторождении.
