Серпуховский ярус представлен протвинским горизонтом, который состоит из известняков светло- и буровато-серых, неравномерно перекристализованных, кавернозных, с размерами каверн 1-2 мм, сильно битуминозных, часто глинистых, биоморфно-детритовых, с большим содержанием обломков члеников криноидей, иногда остатков водорослей и створок остракод. Толщина яруса колеблется от 100 до 136 м..

Среднекаменноугольный отдел объединяет отложения башкирского и московского ярусов, залегающих на размытой поверхности отложений нижнего отдела.

Башкирский ярус включает черемшано-прикамский и мелекесский горизонты. Черемшано-прикамский горизонт состоит, в основном, из известняков серых, разнокристаллических, плотных, крепких, прослоями слабоглинистых, доломитизированных, сильно битуминозных, биоморфнодетритовых, с большим содержанием обломков члеников криноидей, иногда остатков водорослей и створок остракод. Мощность горизонта составляет от до 135 м. Мелекесский горизонт сложен аргиллитами серыми, алевритистыми, плотными, известковистыми, пиритизированными, средней крепости, мелкослюдистыми, с раковистым изломом, тонкослойчатые, с тонкими редкими прослоями песчаника. Пирит встречается в виде крупных конкреций и в тонкорассеянном виде. Мощность горизонта достигает 58 м.

Московский ярус включает нижний и верхний подъярусы. Отложения яруса залегают на размытой поверхности пород башкирского возраста. Нижний подъярус представлен верейским и каширским горизонтами. Верейский горизонт сложен аргиллитами темно-зеленовато-серыми, плотными, тонкослоистыми, слабослюдистыми, с редкими прослоями алевролитов, ниже – переслаивание песчаников серых, мелкозернистых, кварцевых, массивных и алевролитов темно-серых, песчанистых, ниже по разрезу – прослои доломитов коричневато-серых, пористых. Мощность горизонта - 179-226 м. Каширский горизонт состоит из чередования известняков серых, скрытокристаллических, органогенно-обломочных, песчаников буровато-серых, мелкозернистых, кварцевых, слабоглинистых, аргиллитов светло-серых, плотных, слоистых, с маломощными прослоями серых алевролитов. Породы залегают на размытой поверхности черемшано-прикамских отложений. Мощность горизонта составляет 146-176 м.

Верхний подъярус включает подольский и мячковский горизонты, скрытокристаллических, органогенно-обломочных, глинистых, доломитизированных, с прослоями темно-серых, плотных аргиллитов. Толщина подъяруса – 302-346 м.

Верхнекаменноугольный отдел представлен гжельским ярусом, толщина которого - 271-405 м. Ярус состоит из известняков серых и доломитов светлосерых, органогенно-обломочных, мелкокристаллических, с прослоями глин темно-серых. Отложения гжельского возраста залегают с перерывом на размытой поверхности мячковских пород.

Пермская система включает нижний и верхний отделы. Породы залегают на размытой поверхности каменноугольных отложений.

Нижний отдел представлен ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами. Ассельский ярус состоит из известняков светло-серых, почти белых, среднекристаллических, кавернозно-пористых, с прослоями доломита серого с коричневато-бурым оттенком, с битуминозными примазками.

Мощность яруса составляет 26-68 м. Сакмарский ярус состоит из известняков светло-серых, доломитизированных, скрытокристаллических, крепких, с редкими мелкими кавернами, заполненными кальцитом и черным углистым материалом, с редкими прослоями доломитов. Мощность яруса - 41-72 м.

Артинский ярус. В верхней части разреза – ангидриты голубовато-серые, скрытокристаллические, плотные, ниже – чередование аргиллитов светло-серых и известняков светло-серых, доломитизированных, скрытокристаллических.

Мощность яруса составляет 66-95 м. Отложения кунгурского яруса залегают на размытой поверхности пород артинского яруса. Как и в Прикаспийской впадине, на территории Ровенско-Краснокутского вала они образуют беспорядочную мозаику солянокупольных структур и разделяющих их межкупольных мульд различной формы, размера и высоты. По геофизическим данным высота соляных штоков в прибортовой зоне достигает 3-3,5 км. Отложения кунгурского комплекса представлен каменной солью с тонкими прослойками светлоголубовато-серого ангидрита. Мощность яруса - 340-410 м.

Верхний отдел перми состоит из уфимского, казанского и татарского ярусов, представленных глинами темно-серыми, голубовато-серыми, слоистыми, плотными, с прослоями известняков серых, плотных, глинистых и серых алевролитов. Общая толщина ярусов составляет от 17 до 875 м.

Триасовая система состоит из отложений нижнего отдела и представлена индским, оленекским и ветлужским ярусами. Они сложены глинами серыми и темно-серыми, плотными, слоистыми, известковистыми, слюдистыми, с редкими и маломощными прослоями алевритов, в основании отложений системы – линзы конгломератов. Толщина отложений системы составляет 108м.

Юрская система представлена средним и верхним отделами. Нижний отдел юрской системы отсутствует. Средний отдел включает байосский и батский ярусы, общей толщиной 89-194 м. Байосский ярус представлен глинами серыми и темно-серыми, плотными, слоистыми, слабослюдистыми, известковистыми; батский ярус – песчаниками серыми, кварцевыми, разнозернистыми.

Верхний отдел включает келловейский, оксфордский и волжский ярусы, которые сложены переслаиванием глин серых и темно-серых, плотных, слоистых, сильно известковистых, мергелей светло-серых, скрытокристаллических, органогенно-обломочных и горючих сланцев, общей толщиной 97-100м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами. Нижний мел включает валанжин-готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы, общей толщиной - 253-322 м. Отложения представлены глинами темно-серыми, плотными, слоистыми, песчанистыми, слабослюдистыми, с редкими прослоями алевролитов. Верхний мел состоит из сеноманского яруса и представлен песками темно-серыми, прослоями переходящими в слабосцементированные песчаники кварцевые, разнозернистые, с прослоями темно-серых глин, толщиной 22-79 м.

Четвертичная и неогеновая системы. Породы залегают на размытой поверхности меловых отложений и представлены суглинками бурыми, рыхлыми, комковатыми – в верхней части; ниже по разрезу – глинами серыми и темно-серыми, известковистыми, с прослоями серовато-желтого песка, кварцевого, средне- и крупнозернистого, ожелезненного, с включениями галечника. Толщина отложений систем колеблется от 10 до 267 м.

В главе 3 «Нефтегазоносность Ровенско-Краснокутского вала»

подробно изучен верхнедевонский нефтегазоносный комплекс, с которым связана основная продуктивность Ровенско-Краснокутского вала и который от остальных продуктивных отложений отличается карбонатным – рифогенным составом коллекторов.

Залежи нефти и газа Ровенско-Краснокутского вала распределены по нефтегазоносным комплексам: терригенных отложений среднего девона, верхнедевонский карбонатный (рифогенный), терригенный нижнекаменноугольных отложений и верхневерейский (докунгурский).

Нефтегазоносный комплекс терригенных отложений среднего девона.

В воробьевском, ардатовском и кыновско-пашийском горизонтах открыты 2 газоконденсатных месторождения: Западно-Ровенское и Краснокутское.

Самым значительным является - Западно-Ровенское. В 1971 г. из воробьевского пласта в интервале 4800-4843 м получен фонтан газа дебитом тыс.м3/сут и конденсата – 80 м3/сут. Газонасыщенность – 70 %, газ на 89% состоит из метана, практически бессернистый. Плотность конденсата составляет 0,76 г/см3. Воробьевский пласт вскрыт 6 скважинами, дебиты газа которых колеблются от 5 до 223 тыс.м3/сут. Мощность пласта составляет 40-50м, пористость отложений изменяется от 5 до 17%.

Краснокутское месторождение расположено в сводовой части РовенскоКраснокутского вала. Открытая пористость коллектора – 12 %, газонасыщенность – 83 %, плотность газа - 0,612 мкм2. Промышленный приток газа дебитом 91 тыс.м3/сут получен из кыновско-пашийских отложений в интервале 4305-4360 м.

Верхнедевонский карбонатный (рифогенный) нефтегазоносный комплекс.

В отложениях комплекса открыто 2 газонефтяных месторождения – Белокаменное и Лимано-Грачевское, и одно - нефтяное – Западно-Ровенское.

Притоки нефти и газоконденсата в месторождении Белокаменное приурочены к рифам евлано-ливенского возраста, представленными известняками доломитизированными, с прослоями доломитов. Вскрытая толщина изменяется от 119,2 м (скв.11) до 303 м (скв.15).

Отложения представлены рифогенными известняками сероватокремовыми и коричневыми (за счет неравномерной пропитки нефтью), скрытои мелкокристаллическими, перекристализованными, биогермно-детритовыми, доломитизированными в разной степени, с прослоями доломитов, сильно трещиноватыми, кавернозными. К неплотным и трещиноватым прослоям приурочены коллектора, которые можно разделить на три типа.

Первый тип характеризуется наибольшей доломитизацией рифогенных известняков, и, вследствие этого, обладает хорошими коллекторскими свойствами и отсутствием или малым количеством плотных непроницаемых пропластков. В структуре пустотного пространства преобладают вторичные пустоты: поры выщелачивания, каверны, макротрещины. Первичные межкристаллические поры тоже присутствуют, но их доля незначительна.

Второй тип - доломиты и доломитизированные известняки, представляющие собой малотрещиноватые коллектора. В этом типе коллектора, по сравнению с первым, преобладают первичные поры и пустоты.

Третий тип коллектора, определяемый как сильно трещиноватый коллектор, представляет собой плотную монолитную породу, рассеченную системой микро- и макротрещин. Трещины являются единственным элементом пустотного пространства породы, способным содержать флюиды. Поэтому полезная емкость коллектора очень мала.

Количество продуктивных пропластков изменяется от 7-8 (скв.55,100) до 60-61 (скв.15, 20), толщины которых - от 0.4-0.6 м до 93 м (скв.4); их суммарная эффективная толщина – от 44.8 м (скв.81) до 154.6 м (скв.15). Значения пористости коллектора изменяются в пределах 2.4% (скв.36)-20.4% (скв.37).

Нефть легкая (средняя плотность 0,831 г/см3), маловязкая (кинематическая вязкость – 6,4533 сст) - 1.46 МПа·с, малопарафинистая (твердых парафинов масс.), малосернистая (общей серы – 0,22% масс.). Содержание асфальтенов равно 0.47% масс, кокса – 1,76%, смол - 3.43%. По групповому УВ составу бензиновой фракции нефть имеет парафиновый характер с малым содержанием ароматики.

На Лимано-Грачевском месторождении продуктивны малевскозаволжские и данково-лебедянские отложения. Общая нефтенасыщенная толщина равна 18,8м из нее 8,7 м является эффективной, открытая пористость коллектора достигает 12 - 13 %, нефтенасыщенность – 83–92 %, проницаемость составляет 0,044 – 0,68 мкм2. Плотность нефти составляет 0,84 г/см3, газа - 0, г/см3.

Месторождение Западно-Ровенское приурочено к основанию карбонатной толщи позднего девона. В скв.8 после солянокислой обработки с глубины 4380м получен приток нефти дебитом 32 т/сутки и газа – 30,5 тыс.м3/сут. Нефть легкая, удельный вес ее 0,78 г/см3, бессернистая, с содержанием парафина до 3,4%. На этом же месторождении небольшой приток нефти получен из задоноелецких отложений.

Нефтегазоносный терригенный комплекс нижнекаменноугольных отложений.

Месторождение Рогожинское было открыто в 1990 году. Газово-нефтяная залежь комплекса расположена в бобриковских и газовая – в тульских отложениях. Открытая пористость составляет 15 %, нефтенасыщенность – 77 %, газосодержание – 337,30 м3/т, плотность газа - 0.672 – 0,795 г/см Газовая залежь месторождения Белокаменное расположена в бобриковских отложениях. Открытая пористость – 12 %, газонасыщенность – %, плотность газа - 0,662 мкм2.

Терригенный комплекс нижнекаменноугольных отложений ЛиманоГрачевского месторождения представлен газо-нефтяной залежью в тульских бобриковских и радаевских отложениях. Газонефтенасыщенная толщина - 4,4 м, открытая пористость коллектора – 17–18 %, проницаемость – 0,128 мкм2, нефтегазонасыщенность – 87-89 %, плотность газа - 0.612 г/см3, дебит – до тыс.м3/ сут.

Верхневерейский (докунгурский) нефтегазоносный комплекс.

Содержит газовую залежь месторождения Краснокутское. Открытая пористость коллектора – 8-9 %. Плотность газа - 0.606 г/см3. Максимальный дебит газа составил 142 тыс.м3/сут.

Газонасыщенная толщина кунгурской залежи Лимано-Грачевского месторождения составляет – 8-10 м, открытая пористость коллектора – 12 %.

Плотность газа - 0.565 г/см3.

Глава 4. Геологические особенности развития и современного строения продуктивных отложений позднего девона РовенскоКраснокутского вала на примере месторождения Белокаменное.

В разделе 4.1 дается описание генетической природы месторождений Ровенско-Краснокутского вала. Залежь типичного для Ровенско-Краснокутского вала месторождения Белокаменное приурочена к двухкупольной постройке, вытянутой в северо-восточном направлении.

Анализируя опубликованные результаты изучения образцов пород, взятых на месторождении Белокаменное, отмечено присутствие многочисленных остатков водорослей: Girvanella litania Tchusovensis sp., Malarh Tchuv and Nodosinella tssinella и др. Это является первым свидетельством рифового происхождения структуры По мнению В.Г. Кузнецова, И.К. Королюк, М.В. Михайловой и других ученых для рифогенных толщ характерно линзовидное строение разреза. Такое же строение продуктивной толщи установлено при корреляции продуктивных отложений месторождения Белокаменное, т.е. выявлено пластовое и линзовидно-пластовое залегание пород с высокими коллекторскими свойствами, разделенных пачками пород с низкой пористостью и проницаемостью или плотными породами, что является вторым свидетельством рифовой природы происхождения пород-коллекторов.

Характерное линзовидное строение определяет столь же характерную сейсмическую картину в интервале от подошвы задонско-елецких до подошвы евлано-ливенских отложений, которая разделяется на две локальные сейсмофации: косослоистую (рифогенная постройка) и субгоризонтальную (депрессионные фации). Такое явление является третьим подтверждением формирования рифа.

В восточной части рифа отмечается относительно тонкая слоистость разреза, характерная для условий прибрежной части открытого моря (фронтальная часть рифа), которая состоит из неравномерного переслаивания органогенно-обломочных карбонатных каверново-поровых пород фаций предрифового шлейфа, менее распространенных биоморфно-детритовых полидетритово-микритовых известняков фаций рифа, отличающихся обычно повышенной глинистостью и плотностью. В западной части рифа наблюдаются косая слоистость и клиноформы, соответствующие обстановке мелководного внутреннего шельфа (тыловая зона рифа). Литологические характеристики слагающих риф карбонатов отличаются изменчивостью.

В пределах Ровенско-Краснокутского вала выявлены 3 месторождения, связанные с рифами - Лимано-Грачевское, Белокаменное и Западно-Ровненское.

В разделе 4.2 приводятся результаты палеоструктурного анализа месторождений Ровенско-Краснокутского вала.

Из 37 стратиграфических уровней, названных и описанных в разделе 2. выбраны 11: конец задоно-елецкого, конец данково-лебедянского, конец заволжско-малевского, конец кизеловско-черепетского, конец упинского, конец бобриковского, конец тульского, конец мелекесского, конец гжельского, конец татарского и к настоящему времени.

В течение почти всего изученного интервала геологического времени центральная часть структуры развивалась унаследовано. Склоны структуры, по сравнению с центральной частью, а именно – северная и южная части развивались самостоятельно, приобретая и сохраняя простирание в северозападном направлении. Геодинамические процессы, происходившие на склонах структуры месторождения, значительно влияли на коллекторские свойства продуктивных позднедевонских отложений. Тенденция сепаратного развития отдельных фрагментов структуры прослеживается на протяжении всего изученного геологического времени. При анализе распределения по площади толщин самых древних из рассматриваемой группы слоев - задоно-елецких отложений - установлено, что структура имеет северо-восточное простирание.

Существенное изменение структурного плана – развитие структуры в северозападном направлении происходит только в мелекесское время. Это говорит о том, что «опускание» структуры в Прикаспийскую впадину происходило равномерно. Первое различие в развитии склонов структуры проявилось к концу данково-лебедянского времени. В заволжско-малевское, упинское, кизеловскочерепетское, бобриковское и тульское время краевые части структуры развивались унаследовано. В мелекесское время структура начинает развитие не только в северо-восточном направлении - северная часть поднятия - но и в северо-западном направлении - южная часть. К концу гжельского времени структура становится ярко выраженной – северное крыло развивается в северовосточном направлении, а южное – в северо-западном. Такое очертание структура сохраняет и до конца татарского времени.

Похожая картина наблюдается на месторождении Лимано-Грачевское:

временные этапы и направления изменений Белокаменного и ЛиманоГрачевской структур совпадают. На палеоструктурной карте заволжскомалевских отложений, как и на палеоструктурной карте заволжско-малевских отложений месторождения Белокаменное, видно простирание структуры в северо-восточном направлении. В течение всего изучаемого интервала геологического времени центральная часть Лимано-Грачевской структуры, как и Белокаменной, развивается унаследовано. Анализ комплекта построенных нами палеоструктурных карт для последующих этапов геологического времени показал, что существенное изменение структурного плана происходит только в мелекесское время - развитие в северо-западном направлении. В заволжскомалевское, упинское, кизеловско-черепетское, бобриковское и тульское время краевые части – север и юг структуры развиваются унаследованно. В мелекесское время северная часть поднятия развивается в северо-восточном направлении, а южная часть начинает развиваться в северо-западном. К концу гжельского времени структура становится ярко выраженной – северная часть структуры развивается в северо-восточном, а южная часть – в северо-западном направлении. Такой вид Лимано-Грачевская структура сохраняет до конца татарского времени. Это говорит о схожести в развитии месторождений Ровенско-Краснокутского вала.

Чтобы выявить детали палеоструктурного развития территории месторождения Белокаменное построены графики унаследованности структурных планов вышележащих горизонтов от кровли евлано-ливенских отложений.

На графиках по оси Y отложено расстояние от кровли евлано-ливенских отложений до кровли рассматриваемого горизонтов, по X – расстояние до кровли вышележащего горизонта. На графиках тульского, мелекесского, татарского и настоящего времени наблюдается ярко выраженная прямая зависимость - унаследованное увеличение толщин одного горизонта в соответствии с увеличением толщин предыдущего. Обратная зависимость отмечена на графике гжельского возраста - увеличению толщин по одной оси соответствует уменьшению толщин по другой. Палеоструктурный анализ позволил установить, что исходная структура продуктивных евлано-ливенских отложений не наследуется вышележащим задоно-елецкими слоями. В последующее время отмечается еще два этапа резкого изменения структурного плана – мелекесское время среднего карбона и гжельское время позднего карбона. Во все остальное время развитие структур происходит унаследовано.

Глава 5. Геологическая модель продуктивных позднедевонских отложений месторождения Белокаменное.

В разделе 5.1 рассматриваются особенности структуры позднедевонских продуктивных отложений месторождения Белокаменное, влияющие на его продуктивность. Для карбонатных толщ, в том числе – рифогенных, характеризующихся перерывами накопления осадков, свойственно широкое развитие карста. Для Ровенско-Краснокутского вала многие исследователи, объясняя особенности геологического развития, особенности распределения дебитов нефти и продвижения воды при заводнении, указывали на вероятность присутствия карста. В опубликованной литературе отсутствуют материалы, где карст был бы закартирован в пределах того или иного месторождения.

При изучении структуры поверхности продуктивного евлано-ливенского горизонта Белокаменного месторождения было предположено, что участки с развитыми карстогенными структурами должны отличаться от прочих участков повышенными значениями крутизны склонов. Для диагностики карстогенных структур с помощью указанного признака, рассчитаны значения крутизны поверхности евлано-ливенского горизонта. Сопоставление значений крутизны со значениями дебитов показало наличие между ними зависимости: участки с высокой крутизной склонов, характеризуются высокими дебитами. Для исследования зависимости проведена детальная корреляция скважин, расположенных в участках значительной крутизны поверхности. В кровле евлано-ливенского горизонта в таких участках отмечается наличие маломощного глинистого горизонта с резко повышенными значениями естественной радиоактивности. Это может свидетельствовать о наличии реликтов элювиального горизонта и карбонатных кор выветривания, генетически связанных с образованием карста. Как известно, карстовые коллектора отличаются высокой емкостью и проницаемостью, что определяет высокие дебиты вскрывающих их скважин. Изученная зависимость продуктивности скважин от расстояния от обнаруженных карстовых образований, показала, что действительно, по мере приближения к границам карста дебиты растут.

Раздел 5.2 посвящен выявлению и анализу природной группировки геологических факторов и их связи с продуктивностью месторождений. Для этого использован кластерный анализ — математическая процедура многомерного анализа, позволяющая на основе множества показателей, характеризующих ряд объектов, сгруппировать их в классы (кластеры) таким образом, чтобы объекты, входящие в один класс, были более однородными, сходными по сравнению с объектами, входящими в другие классы. На основе численно выраженных параметров объектов вычисляются расстояния между ними.

Использовалась автоматическая кластеризация, при которой единственным задаваемым исследователем параметром является минимальный размер кластера. Он выбран нами из желания получить разумное количество классов – не очень малое (не 1 или 2), но и не очень большое (менее 10). После ряда экспериментов этот параметр был определен равным 0.05 от общего количества ячеек. Всего в расчетах участвовало 67125 ячеек. При таких параметрах все ячейки исследуемой территории сгруппировались в 3 класса.

Каждый класс включает все анализируемые признаки, отличие классов заключается в разных градациях признаков, включаемых в каждый класс.

Все скважины по своей продуктивности для месторождении Белокаменное были распределены на 3 группы: низкопродуктивные, среднепродуктивные и высокопродуктивные. Сопоставление карты естественных групп признаков с распространенностью высокой, средней и низкой продуктивности, показало, что класс 1 обладает высокой продуктивностью (совпадает по положению на месторождении высокопродуктивных скважин), сочетание значений геологических признаков, составляющие класс 2 определяют низкую продуктивность территории, класс 3 связан с промежуточными значениями продуктивности. Анализ сопоставления карты естественных групп признаков с распространенностью высокой, средней и низкой продуктивностью месторождения Лимано-Грачевское показал, что там также при аналогичных параметрах выделяются 3 класса: А, В, С. Класс С обладает высокой продуктивностью (сюда попадают по положению на месторождении высокопродуктивные скважины), сочетание значений геологических признаков, составляющие класс В, определяют низкую продуктивность территории, класс А связан с промежуточными значениями продуктивности.

Поскольку продуктивность определялась для месторождения, находящегося в разработке, где широко применяются современные методы интенсификации добычи, то полученный результат, в частности означает, что генетически заданное различие в продуктивности отдельных участков месторождения не нивелируется принятыми технологическими приемами разработки.

Технологические приемы позволяют использовать положительные (полезные) свойства комплекса факторов и не изменяют существенно его природных свойств. Используя полученные данные можно выбрать участок, наиболее похожий на уже продуктивные территории, с максимальными значениями дебитов и минимальной вероятностью бурения «пустых» скважин.

В разделе 5.3 обосновывается перечень геологических факторов модели и проводится геологический и историко-геологический анализ корреляционных связей между ними.

Проведен множественный корреляционный анализ геологических признаков изученного объекта, который позволяет выявить влияние отдельных геологических факторов и их групп не только на целевой элемент изучения, но и рассчитать коэффициенты корреляции между парами факторов, исключая влияние остальных. Значительную опасность при проведении многомерного корреляционного анализа представляли внутренне взаимокоррелированные признаки, поскольку они, в силу своей изначальной зависимости показывают высокую корреляцию между собой. Такие пары признаков, выявленные программой расчетов именно по наличию сильной функциональной зависимости, из дальнейшего рассмотрения исключались. Множественный корреляционный анализ позволил выявить и проанализировать тенденции взаимного влияния нескольких случайно распределенных геологических факторов.

Мы объединили все геологические факторы модели в две группы: факторы первичные – седиментационные – толщины и структуры горизонтов, и факторы вторичные - палеоструктурные. В результате проведенного многомерного корреляционного анализа установлено, что, среди признаков, влияющих на высокую продуктивность преобладают первичные факторы. Среди признаков, влияющих на низкую продуктивность преобладают вторичные факторы. Можно считать, что постседиментационные процессы носили преимущественно деструктивный характер.

В результате множественного корреляционного анализа геологических параметров месторождения Белокаменное установлена зависимость: на высокую продуктивность позднедевонских отложений оказывает большое влияние рельеф структурной поверхности залегающих на них задоно-елецких пород; в среднепродуктивных скважинах на дебиты влияют толщина бобриковских отложений и рельеф поверхности задоно-елецких отложений, на низкую продуктивность скважин влияют толщины и отметки структурных поверхностей мелекесского и татарского горизонтов.

Раздел 5.4 посвящен геологическим моделям продуктивных участков позднедевонских пород месторождения Белокаменное.

Для прикладных задач важно знать не только список признаков высокопродуктивных участков, не только знать величину коэффициента корреляции между ними, но и частоту встречаемости признаков, их информационную значимость. Для решения этой задачи был использован известный прием распознавания. Первым шагом на этом пути является выбор эталонов. В качестве эталонов выбирались не территории, а скважины. Среди высоко- и низкопродуктивных скважин выбраны обучающие и контрольные эталонные объекты.

В результате проведенных расчетов получены оптимальные модели высокопродуктивных и низкопродуктивных участков. Модели представляют собой список геологических признаков, характерных для тех или иных участков, с оценкой их значимости и информативности.

Построены карты мер сходства территории месторождения Белокаменное с оптимальной моделью высокопродуктивных участков и оптимальной моделью низкопродуктивных участков, которые можно использовать для выбора мест бурения новых высокопродуктивных скважин.

Заключение.

В результате проведенных исследований, получены следующие научные и практические результаты:

1. реконструкция эволюции структуры продуктивных пластов месторождений позволила установить геологические особенности процесса формирования месторождений Ровенско-Краснокутского вала. Установлено, что на протяжении большей части геологической истории развитие центральных частей локальных структур происходило унаследовано. Склоны структуры, по сравнению с центральной частью, а именно – северная и южная части развивались самостоятельно, приобретая и сохраняя простирание в северозападном направлении. Геодинамические процессы, происходившие на склонах структуры месторождения, влияли на коллекторские свойства продуктивных позднедевонских отложений. Тенденция сепаратного развития отдельных фрагментов структуры прослеживается на протяжении всего изученного геологического времени. Оно прерывалось краткими периодами резкого изменения структурных планов на рубеже франа и фамена (в конце евланоливенского времени), на границе башкирского и московского ярусов среднего карбона (в мелекесское время) и на рубеже позднего карбона и ранней перми (в гжельское время);

2. исследования историко-геологических и палеогеофизических особенностей формирования высокопродуктивных участков месторождений показали, что во время перерывов в осадконакоплении на осушенной поверхности карбонатов развивались карбонатные коры выветривания и образования палеокарста;

3. анализ продуктивности месторождений Ровенско-Краснокутского вала, преимущественно – Белокаменного - показал, что существуют участки палеокарста, которые характеризуются высокой продуктивностью, вызванной высокой емкостью и проницаемостью, характерной для закарстованных пород;

4. установлены значимые для формирования продуктивности геологические признаки и рассчитаны многомерные коэффициенты корреляции.

Между ними прослеживается следующая зависимость: на высокую продуктивность скважин оказывает большое влияние рельеф поверхности задоно-елецких отложений; в среднепродуктивных скважинах на дебиты влияют как первичные, так и вторичные факторы (толщина бобриковских и структурная поверхность задоно-елецких отложений), на низкую продуктивность скважин влияют, в основном, вторичные факторы (толщины и структурные поверхности тульского, мелекесского и татарского горизонтов);

5. в осадочной толще существуют кластеры пород, по природному набору свойств способные быть лишь высоко-, средне- или низкопродуктивными.

Принадлежность породы к тому или иному кластеру определяется сложным сочетанием разнородных и разнообразнораспределенных в объеме породы геологических свойств. Создана естественная многомерная модель месторождения и определено положение высоко-, средне- и низкопродуктивных участков в многомерном пространстве значимых геологических признаков;

6. модели высоко-, средне- и низкопродуктивных участков на месторождениях позволяют выбрать высокопродуктивный участок на месторождении, наиболее похожий на уже продуктивные территории, с максимальными значениями дебитов и минимальной вероятностью бурения «пустых» скважин.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. Геологические особенности северо-западной части внешней бортовой зоны Прикаспийской впадины. Тезисы докладов научно-практической конференции "Малоизученные нефтегазоносные регионы и комплексы России (прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения", М., 2001. – с.80-81.

2. Тектонические особенности формирования локальных структур югозападной части Ровенско-Краснокутского вала. Материалы молодежной конференции 2-е Яншинские чтения "Современные вопросы геологии", М., 2002. – с.129-132.

3. Локальный геодинамический контроль продуктивности месторождения Белокаменное. Материалы Всероссийской конференции "Генезис нефти и газа", М., 2002. – с.283-284.

4. Палеоструктурная модель месторождения Белокаменное. Тезисы докладов 56-ой Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2002", М., 2002. – с.37.

5. Природообусловленные факторы аварийности магистральных трубопроводов России. Сборник материалов международного симпозиума "Комплексная безопасность России – исследования, управление, опыт.", М., 2002. – с.162-163.

6. Особенности тектоники и геологического строения центральной и южной частей Ровенско-Краснокутского вала. Материалы молодежной конференции 3-и Яншинские чтения "Современные вопросы геологии", М., 2003. – с.112-113.

7. Литологическая интерпретация данных геофизических исследований скважин газонефтяного месторождения Белокаменное на основе методов распознавания. Материалы 5 Международной конференции ГАЗПРОМ 2003, М., 2003. – с.47-48.

8. Образование нефтегазоносных структур в пределах РовенскоКраснокутского вала на примере рифового месторождения Белокаменное.

Тезисы докладов научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций "Молодежная наука – нефтегазовому комплексу", М., 2004. –с.35.

9. Сравнительный анализ нефтегазоносных комплексов РовенскоКраснокутского и Степновского валов Саратовской области. Материалы восьмой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов. ", М., 2005. – с.397-398.

10. Нефтегазоносность и рифогенные структуры Ровенско-Краснокутского вала. Материалы международного совещания "Геология рифов", Сыктывкар, 2005. – с.142-144.

11. Влияние геодинамических напряжений и палеокарста на высокую продуктивность скважин месторождений Ровенско-Краснокутского вала.// "Геология, геофизика и разработка нефти и газа", № 3-4, М.: ВНИИОЭНГ, 2006.

– с.55-56.