| К оглавлению журнала | |
|
УДК 553 98 (571 1) |
Р. X. МУСЛИМОВ (Татнефть), Н.С. ИСХАКОВА (ТатНИПИнефть) |
Оценка перспектив нефтеносности
и районирование земель в северо-западной части Нижневартовского сводаРассматриваемая территория земель входит в состав Нижневартовского нефтегазоносного района, представляющего собой совокупность нефтегазоносных комплексов, структурно-тектонических и геоструктурных объектов второго и третьего порядков.
При качественной оценке перспектив нефтеносности пород мезозоя, в частности неокома, одной из необходимых предпосылок выделения месторождений антиклинального типа является локальное поднятие. Это прямой критерий, объединяющий месторождения, перспективные структуры, а также и другие объекты прогноза [2]. При этом должны оцениваться, с одной стороны, общая характеристика как структурно-тектонического плана региона, так и самого локального поднятия, с другой – относительно гипсометрическое положение последнего в пределах изучаемых зон.
Количественная оценка перспектив нефтеносности определяется (прогнозируется) величиной ресурсов категории С3. Согласно действующей классификации ресурсы категории С3 включают [1,4]: 1) перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения площадей, расположенных в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными методами геологических и геофизических исследований, если продуктивность их установлена на других месторождениях района; 2) ресурсы С3 по каждому подготовленному объекту, которые являются определяющим показателем при ранжировании площадей по степени их перспективности.
Геологической основой районирования послужили выявленные в результате детального изучения и анализа геолого-геофизического материала структурно-тектонические, литолого-фациальные и сейсмостратиграфические особенности основных продуктивных горизонтов неокома и юры.
Структурный план верхнеюрско-нижнемелового комплекса изучался на основе анализа сводной структурной карты по отражающему горизонту Б, для составления которой были использованы материалы полевых сейсморазведочных и тематических партий Главтюменьгеологии, Запсибнефтегеофизики, Татнефтегеофизики, учтены данные глубокого бурения. В отличие от построенных ранее карт последняя характеризуется большей детальностью и максимальным объемом геолого-геофизической информации, сечение изогипс ее 10 м. В результате более рельефно представлены отдельные элементы поверхности основного отражающего горизонта, закартированы новые локальные поднятия, структурные носы, узкие прогибы и т. д.
По кровле баженовской свиты северо-западный и западный склоны Нижневартовского свода [3] имеют довольно сложное, ступенчато-террасовидное строение. На фоне регионально погружающейся (от –2500 до –2740 м) поверхности нами выделены три структурно-тектонические зоны (террасы), ограниченные ступенями резкого погружения и протягивающиеся с юга и юго-запада на север и северо-восток (рисунок). Первая зона – Чумпасско-Поточная (а) с изогипсами –2500 на юге и –2600 м на севере, характеризуется значительной расчлененностью и повышенными отметками (до –2470 м) структурной поверхности. Вторая зона – Покамасовско-Покачевская (б) с изогипсами –2600 и –2670 м, расположена ступенчато ниже первой и отличается резкой расчлененностью структурной поверхности (перепады отметок до 100–110 м в пределах локальных структур). В южной части зона вытянута в субмеридиональном направлении и представляет собой узкую (3–10 км) полосу моноклинального погружения в направлении с юго-востока на северо-запад. В центральной части территории зона резко расширяется, охватывая Лас-Еганско-Покачевскую группу поднятий. Третья зона – Нивагальско-Нонгьеганская (в) с изогипсами –2670 и –2740 м, оконтуривает структуру первого порядка. Простирание этой зоны наиболее четко соответствует направлению прогибов, ограничивающих Нижневартовский свод (см. рисунок). Зона отличается меньшей по сравнению с первыми двумя расчлененностью структурной поверхности (за исключением северной части, где перепад отметок достигает также 100–110 м).
Анализ структурных карт, составленных на основе данных глубокого бурения по кровле продуктивных пластов неокома (AB11, АВ13, БВ4, БВ6) показал, что вышеперечисленные структурно-тектонические элементы находят на них свое отражение.
Все три структурно-тектонические зоны осложнены локальными поднятиями, разделенными небольшими прогибами различной глубины. Основой для выделения зон послужили характер залегания пластов-коллекторов и венчающих глин-покрышек, создаваемой ими суммарно волновой картины, емкостных свойств пластов-коллекторов, изменения эффективной мощности последних (см. рисунок) на относительно наиболее изученных (разведанных) землях северного и западного склонов Нижневартовского свода.
Кроме того, в пределах месторождений были выявлены и проанализированы изменения удельных запасов промышленных категорий А, В, C1 и С2, приходящихся на единицу площади, установлен характер взаимосвязи величин плотности запасов как с эффективной (совместно водо- и нефтенасыщенной), так и с нефтенасыщенной мощностью с учетом ФЕС пластов и строения залежей.
Весь этот “банк” данных был положен в основу построения карт удельной плотности ресурсов С3 для групп продуктивных пластов неокома и юры (АВ, БВ, БВ19-22 и ЮВ).
При составлении подобных карт нами в пределах относительно хорошо разведанных месторождений выбраны эталонные участки, охарактеризованные достоверными (утвержденными) запасами и по возможности стратиграфически наиболее полно (по четырем или трем вышеперечисленным группам пластов); за пределами месторождений определены зоны эффективных мощностей пластов в качестве оцениваемых перспективно нефтеносных участков (ОПНУ). В их пределах величина плотности ресурсов ранжирована с учетом особенностей строения.
На ОПНУ величина плотности ресурсов ранжирована с учетом регионального структурного плана (структурно-тектонические зоны второго порядка – структурно-приподнятые и структурно-погруженные) и локального (размеры, амплитуды и плотности размещения поднятий, локальные изменения эффективной мощности в их пределах).
Таким образом были построены карты удельных плотностей ресурсов С3 для каждой из четырех групп пластов неокома и юры, анализ которых позволил выявить: 1) четко выраженную зональность распределения ресурсов в виде протяженных, значительных по площади, различной конфигурации зон, ориентированных в основном в субмеридиональном (главным образом, северо-восточном), иногда в субширотном направлениях; 2) определенную закономерность в изменении величины ресурсов С3 каждой из групп пластов, в приуроченности зон с различной плотностью в пределах структурно-тектонических элементов второго порядка (террасы, зоны).
Так, по группам пластов АВ и БВ зоны наибольших плотностей отмечаются в Чумпасско-Поточной структурно-тектонической террасе (восточная и центральная части). В пределах Покамасовско-Покачевской террасы наибольшие перспективы связаны с группой пластов АВ. Причем средние значения плотности здесь даже несколько выше, чем на Чумпасско-Поточной террасе, в то время как средняя плотность пластов группы БВ резко, почти вдвое, ниже.
В пределах Нивагальско-Нонгьеганской террасы изменение плотностей ресурсов более сложное. Так для группы пластов АВ они наибольшие в центральной ее части (Нивагальская площадь), где для группы пластов БВ отмечается резкое снижение плотности ресурсов. В южной и северозападной частях террасы, где преобладают зоны наибольших плотностей группы пластов БВ, плотность ресурсов группы пластов АВ резко снижается.
По всей территории наблюдается снижение плотности ресурсов этих двух групп пластов в региональном направлении с востока на запад. Своеобразна картина распределения зон удельных плотностей для группы пластов ЮВ: при довольно постоянном их значении в восточной части территории отмечается резкое (вдвое) повышение в западном, юго-западном и северном районах.
Районирование по плотности ресурсов категории С3, выраженное в зональности их распределения (суммарно для групп пластов неокома и юры), положено в основу ранжирования земель по степени перспективности.
В пределах рассматриваемой территории выделены три категории земель: 1) неясных перспектив, расположенные на крайнем северо-востоке и северо-западе, где занимают довольно обширные по площади зоны; спорадически – в центральной и восточной частях территории в виде весьма малых участков (10–20 км2); оценку их на современной стадии изученности существующими методами дать трудно; 2) малоперспективные – это районы, непосредственно примыкающие к первой зоне и являющиеся разделом между землями первой и третьей категорий, на западе к ним прилегают земли более высокоперспективные; 3) перспективные, с плотностью ресурсов от средних до относительно высоких, занимают довольно значительную площадь и представляют как бы “внешнее кольцо” месторождений. Достаточно высокая плотность ресурсов С3, благоприятное геологическое (“спутники” месторождений), структурно-тектоническое (структурно-приподнятые зоны) и литолого-фациальное (зоны распространения коллекторов) положение позволяет рассматривать земли этой категории как основные для открытия залежей и вполне реальным резервом пополнения запасов нефти.
Проведенное районирование позволит, во-первых, достоверно оценивать подготавливаемые локальные поднятия по величине ресурсов С3 и, во-вторых, разрабатывать более обоснованные мероприятия по приросту запасов нефти.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Карта районирования по перспективам нефтеносности земель северо-западной части Нижневартовского свода:
1
– тектонические элементы первого порядка (I – Нижневартовский свод, II – Ярсомовский мегапрогиб, III – Южно-Ватьеганский прогиб, IV – Ампутинский мегапрогиб), 2 – структурно-тектонические террасы (а – Чумпасско-Поточная, б – Покамасовско-Покачевская, в–Нивагальско-Нонгьеганская), 3 – границы земель с различной плотностью ресурсов категории С3 4 – неясных перспектив с весьма низкой плотностью, 5 – малоперспективных с низкой и возможно средней плотностью, 6 – перспективных с плотностью от средних до относительно высоких, участками соизмеримых с месторождениями, 7 – контуры месторождений, 8 – эталонные участки (относительно хорошо разведанные месторождения).