Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологическое строение и критерии нефтеносности Ачимовских отложений Сургутского района

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и критерии нефтеносности Ачимовских отложений Сургутского района"

:Г/ -1 Я?

Геологический Комитет РФ СНИИГГиМС НПО "Сибгео"

На правах рукописи

ГЛЕБОЧЕВА Надежда Константиновна

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И КРИТЕРИИ НЕФТЕНОСНОСТИ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЯ СУРГУТСКОГО РАЙОНА

Специальность 04.00.Г7 - геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Новосибирск - 1992

Работа выполнена в Комплексной-геолого тематической партии производственного объединения "Сургутнефтегаз"

Научный руководитель - кандидат геолого-минералогических наук старший научный сотрудник Ишаев У.Г. .

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор М.Я.Рудкевич

кандидат геолого-минералогических нау! 3.Я.Сердюк

Ведущее предприятие - производственное объединение "Обьнефте-газгеология", г.Сургут

Защита состоится 27 февраля 1992г. В\10 часов на заседании Специализированного совета К.071.13.01 в Сибирском НИИ геологии, геофизики и минерального«сырья (СНИИГГиМС) научно-производственного объединения по геолого-геофизическим работам "Сибгео" по адресу: 630104, г.Новосибирски, Красный проспект, 67.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СНИИГГи1 Автореферат разослан января 1992г.

Ученый секретарь Специализированного совета,кандидат геолого-минералогических наук

В.Г.Матухина

'"'*'.» 3

I

• • - '

г'яга "п" I ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Сургутский нефтегазоносный район -один из важнейших в Западно-Сибирском НГБ. Основные объекты разработки в нем приурочены к пластово-сводовым залежам валан-жин-аптского возраста. К настоящему времени эти отложения довольно детально изучены и фонд структурных ловушек в районе практически исчерпан. Существенный прирост запасов нефти следует ожидать от литологическнх и структурно-литологических залежей глубоко залегающих горизонтов, в том числе и отложений ачимовской толщи /берриасс-валанжин/, характеризующейся сложным геологическим строением.

Изучение ачимовских отложений необходимо не только для подготовки новых ресурсов, но и для решения задач подсчета запасов, проектирования разработки. Поэтому автором была детально изучена наиболее разбуренная центральная часть Сургутского района на правом берегу р.Оби. Район исследования включает территории Русскинского, Савуйского, Федоровского', Восточно- и Западно-Сургутского, Яунлорского, Быстринского, Вачимского, Дунаевского, Пильтанского, Лянторского, Алехинского, Камынского, Ко-марьинского, Маслиховского, Сайгатинского, Усть-Балыкского месторождений .

Изученность ачимовских залежей в районе остается еще ^достаточно низкой. Запасы нефти, числящиеся по промышленным категориям В+С^ составили на 1.01.91 г. 44 остальные 56 % числятся по категориям С£ и Сд. Такая структура запасов свидетельствует о том, что необходимо продолжать доразведку и уже выявленных залежей.

Цель и задачи исследований. Целью диссертационной работы . является выяснение геологических условий, контролирующих нефтеносность ачимовских отложений и выработка методики поисков' и разведки неструктурных ачимовских залежей. Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

- уточнить и детализировать корреляционную схему ачимовских отложений, границы распространения отдельных клиноформ и выявить особенности строения клиноформных тел;

- исследовать условия образования клиноформ и определить закономерности развития песчаных коллекторов в них;

- исследовать нефтеносность выявленных клиноформ, изучить характер размещения и характеристики залежей нефти в них, определить фичьтрационно-емкостные свойства ачимовских песчаников;

- выявить критерии нефтеноснодти и разработать методику поисков и разведки неструктурных ачимовских залежей.

Исх^ш^мате^ал^ Решение поставленных задач базировалось на изучении автором с 1985 по 1591 г.г. геолого-геофизического материала более чем по 600 глубоким скважинам: на результатах исследования керна по 62 скважинам, выполненных Г-гавтюмень-геологией и Главтюменнефтегазом; на данных по опробованию пластов и данных по разработке ачимовских залежей Быстринского месторождения. Использовались так же данные ЗапСибНесЕтегеофизики, ИГиРГК,' ЗНИГРИ. ЗапСибНИГНИ ТюмИИ по расчленению ачимовского комплекса на клиноформы: фондовые материалы по геологическому строению и нефтеносности Среднего Лриобья. Баланс запасов СССР, а так же литературные источники.

Научная новизна. Научная новизна определяется следующим: •— разработана методика выделения клиноформ по данным ГИС, на основании которой детально очерчены границы распространения клиноформ. По каждой клиноформе построены карты изопахит, песчанис-тости. структурный план по кровле и палеоструктурные карты;

- в результате детального комплексного изучения ачимовских отложений разработаны литолого-Лациальные и тектонические критерии нефтеносности. Выявлены закономерности развития песчаных пород внутри,клиноформных тел. Установлена прямая корреляционная связь суммарной толщины песчаных прослоев клиноформы с толщиной песчаников шельфового пласта. Составлена морФогенетическая классифи- 1 кация ловушек ачимовской толщи. Установлена связь аномальных разрезов баженовской свиты с нефгеноснотыо ачимовских песчаников:

- на основании изучения геолого-промысловой характеристики ачимо-ских залежей. установлены предельные значения фильтрационно-ем-костных свойств ачимовских отложений, при которых возможно получение промышленных притоков нефти;

- разработана методика поисков и разведки ачимовских залежей.

Защищаемые положения. В работе защищаются:

- условия формирования клиноформных тел и закономерности развития песчаных: коллекторов внутри них.

- литолого-фациальные и тектонические критерии нефтеносности ачимовской толщи.

- влияние фильтрационно-емкостных свойств ачимовских песчаников на величину начальных дебитов нефти.

- методика поисков и разведки ачимовских залежей.

Практическая значимость работы. Результаты выполненных исследований реализуются производственным объединением "Сургутнефтегаз" при составлении планов геолого-разведочных работ, проектов по доразведке месторождений и составлении научно-технических отчетов. В результате практического использования рекомендаций автора, основанных на выводах данной работы, существенно расширены на юг границы распространения залежей нефти в пределах Тончинского и Пильганского месторождений и выявлены более мелкие залежи на этих же площадях. Полученные данные позволили детализировать строение ачимовских залежей Дунаевского и Быстринского месторождений при подсчете запасов нефти по ним, а так же изменить представление о строении залежей нефти Рус-скинского месторождения после опробирования его запасов в ГКЗ СССР.

Опробация работы. Основные положения диссертации были доложены на 7-ой и 8-ой научно-технических конференциях молодых специалистов п/о "Сургутнефтегаз" в 1985 и 1986 г.г., на 12-ой и 13-ой областных научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов в СибНИИНП в 1986 и 1987 г.г., изложены в отчетах Комплексной геолого-тематической партии п/о "Сургутнефтегаз" за 1985 и 1991 г.г. По теме диссертации автором опубликовано шесть работ.

Объем работы. Диссертационная работа общим объемом 178 страниц, содержит 100 машинописных страниц основного текста, 50 рисунков, 18 таблиц, библиография 102 наименования. Работа состоит из введения, пяти глав и заключения.

Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук У.Г.Ишаеву за помощь в выполнении диссертационной работы. В процессе исследований автор постоянно пользовался советами и поддержкой началь-

5

ников Комплексной геолого-тематической партии В.М.Тараканова! и В.А.Шерстнова и начальников геологического отдела п/о "Сургутнефтегаз" [ХТмТс^^^йна]и И.М.Коса. Автор благодарит кандидата геолого-минералогических наук Л.Я.Трушкову и А.М.Жаркова /ВНИГРИ/ за методическую помощь в написании работы, а так же А.Л.Наумова ./Тюменская тематическая экспедиция/, В.А.Корнева /ТгомИИ/ за советы и консультации по отдельным вопросам диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава I. Геолого-геофизическая изученность и существующие представления о геологическом строении района

Первый раздел главы посвящен краткой геолого-геофизической изученности района с 1934 г. по сегодняшний день. В период до 70-х годов отмечаются работы И.М.Губкина, Г.Е.Рябухина, М.К. Коровина, Н.А.Кудрявцева, Н.П.Ростовцева, В.Г.Васильева, Ф.К. Салманова, Ю.В.Брадучана и .других.

В 70-х годах в Среднем Приобье начали широко применяться сейсмические работы по методу ОГТ, которые позволили почти повсеместно в низах неокома зарегистрировать наклонные' отражающие горизонты, залегающие несогласно прочим отражающим горизонтам чехла. Они не вписывались в общепринятую горизонтально-слоис-туго модель строения Западно-Сибирского бассейна и опровергали мнение о субпараллельности всех отражающих границ в осадочном чехле. Анализируя накопленный материал, А.Л.Наумов, М.М.Биншток, Т.М.Онищук, Г.С.Ясович, В.А.Корнев, Л.Я.Трушкова и др. предложили принципиально новую регионально-косослоистую модель строения нижненеокомских отложений, обусловленную развитием в пределах Западно- Сибирской плиты некомпенсированного бассейна. На основе детальной корреляции разрезов скважин вкрест простирания пород и материалов сейсморазведки они выявили закономерный седиментационный наклон песчаных пластов неокома к центру бассейна, их последовательную региональную глинизацию с востока на запад, от древних к более молодым, сопровождающуюся переходом в косонаслоенные склоновые песчано-глинистые отложения, т.е. выявили клиноформное строение нижнемеловых отложений Западной Сибири.

Однако до настоящего времени целостная картина внутренне-

го строения и нефтеносности ачимовских отложений, которые становятся важным объектом поисков и разведки, выяснена недостаточно. На современном этапе требуется не только обобщение, но и ревизия имеющегося материала.

Во втором разделе главы рассматривается стратиграфическое строение Среднего ГТриобья. 3 1978 г. МСК СССР была утверждена региональная стратиграфическая схема расчленения верхнеюрско-нижнемеловых отложений Западной Сибири. Для Среднего Приобья в ней были выделены снизу вверх: васюганская, георгиевская, ба-женовская свиты верхнегорского возраста и мегионская, с ачимовс-кой точщей в нижней части, вартовская и алымская свиты неокома. Предполагалось, что указанные свиты являются регионально выдержанными геологическими телами и отвечают горизонтально-слоистой модели строения нижнемеловых отложений. Для расчленения, индексации и корреляции продуктивных пластов внутри этих свит в каждом районе выбирался свой эталонный разрез, в то время как .единый для Западной Сибири стратотип отсутствует. В Сургутском районе в составе ачимовской пачки выделялись пласты и предполагалось, что они являются одновозрастными на всей территории Сургутского района. Выявленная регионально-косослоистая модель строения нижнемеловых отложений не укладывается в эту схему.

Комплексный анализ данных бурения и регионального сейсмо-лрофилирования позволил'А.Л.Наумову, Т.М.Онищуку, Л.А.Векслеру, Ч.М.Бинштоку, В.А.Корневу, О.М.Мкртчяну, Л.Л.Трусову, Н.М.Бел--кину, В.А.Дегтеву и др. выделить в разрезе бассейна сверху вниз пельфовый неокомский, клиноформный ачимовский и депрессионный 5аженовский комплексы. Было установлено, что каждый хорошо выраженный шельфовый пласт мегионской и нижней части вартовской звит имеет стратиграфический аналог в клиноформной части разреза, т.е. возраст косонаслоенной толщи "скользит" в стратиграфическом интервапе от волжских до готеривских отложений.

В пределах района исследования клиноформные ачимовские от-тожения заключены между пластом БСц /готеривский ярус/ и пластом ЮС0 /волжский ярус/, все остальные пласты, залегающие выше ми ниже указанных, соответствуют эталонным разрезам и залега-зт субпараллельно баженовским отложениям. Их описание дано крат-ю, для представления о строении региона.

Еще одной особенностью строения верхнегорско-нижнемеловых

.отложений в рассматриваемом районе является наличие зон аномального строения баженовской свиты. Под аномальными разрезами /АР/ понимаются такие, в которых на месте характерной единой высокомной пачки битуминозных аргиллитов расположена переслаивающаяся толща терригенных пород с прослоями битуминозных аргиллитов. Иногда битуминозные прослои вообще отсутствуют. Пс данным А.А.Нежданова, Н.Н.Туманова, В.А.Корнева битуминозные прослои в зонах АР по облику и составу не отличаются от аналогичных пород нормальных разрезов, а терригенные - от пород ачи мовской толщи.

АР баженовской свиты установлены нами на многих площадях района. Иногда это небольшие по площади участки /на территории Восточно-Сургутского, Русскинского месторождений/, иногда-обширные зоны субмеридионального направления. Одна такая зона, выявленная нами в основном по данным ГИС, охватывает территории Усть-Балыкского, Быстринского, Яунлорского, Дунаевского, Пильтанского, Тончинского, Вачимского, северной части Западно-Сургутского, 'северо-западной части Федоровского, месторождений.

Отложения баженовского и клиноформного комплексов в разделе подробно охарактеризованы.

3 третьем разделе дается краткая тектоническая характерис тика структур П и Ш порядков, осложняющих центральную часть Сургутского свода и расположенных в районе исследования.

3 четвертом разделе главы приводятся сведения о нефтегазс носности района. Отмечается, что промышленная нефтегазоносное! установлена в широком диапазоне юрских и меловых отложений. Скопления УВ выявлены в пределах тюменской, васюганской, бажо-новской свит и практически по всему разрезу нижнемеловых отложений от~берриасса до апта включительно. Основные объекты разработки сосредоточены в готерив-валанжинских отложениях /плас-'ты БСНиже залегающие пласты от валанжинских д<

нижне-среднеюрских, в том числе и отложения ачимовской толщи еще недостаточно изучены и являются основными объектами приро< та запасов нефти.

^Глава 2. Геологическое строение и нефтеносность клиноформ-ной ачимовской толщи

По разработкам М.Я.Рудкевича, О.М.Мкртчяна, Н.М.Белкина, Б.М.Бикбулатова, В.А.Дегтева, Г.Н.Гогоненкова кратко, вце^ом

описывается строение клиноформного комплекса Среднего Приобья и детально рассматривается строение каждой клиноформы.

При расчленении ачимовского комплекса на клиноформы мы опирались на данные Н.М.Белкина, В.А.Дегтева, О.М.Мкртчяна, выделивших в Среднем Приобье 15 клиноформ. Большинство из них представляют собой линзовидные тела шириной 25-75 км, вытянутые по простиранию на сотни километров. С востока на запад они последовательно смещаются от древних к более молодым, частично перекрывая друг друга. Однако вследствие регионального характера работы большинство границ оказалось сглаженными и не охарактеризовало в полной мере местоположение каждой клиноформы. Мы привлекли весь имеющейся буровой материал, что позволило уточнить объем и границы распространения клиноформ.

В районе исследования было выделено пять клиноформ, названных нами по индексу соответствующего шельфового пласта. С востока на запад это 13,12, ИДО и 8 клиноформы. 8 клиноформа объединила аналоги двух шельфовых пластов БСд и БСд, поскольку тоследний, вследствии литологической изменчивости и- малой мощ--юсти, трудно проследить как в шельфовом, так и в клиноформном разрезе. Комбинация глинистой пачки и перекрывающего ее шельфо-го пласта рассматривалась как трансгрессивно-регрессивный осадочный циклит, который можно проследить в клиноформном комплексе. В результате изучения электрокаротажных характеристик сква-ган, нами было установлено наличие прослоев низкоомных глин, перекрывающих кровлю каждой клиноформы. Эти прослои имеют среднюю толщину 10-25 -ми четко выделяются на каротажных диаграммах да-ice в глинистом разрезе. Кривые ИК и КС дают четкий низкоомный репер, а на кривой каверномера они фиксируются по резким изме-1ениям диаметра ствола скважины в малом интервале глубин Мы ис-юльзовали этот репер при выделении кровли клиноформ.

По каждой клиноформа методом схождения были построены структурные карты масштаба 1:200000, карты общих толщин и песчанис-рости. Результаты проведенных исследований позволили выявить ¡троение каждой клиноформы и прийти к выводу, что наряду с обеими чертами, каждая клиноформа характеризуется своими особен-юстями строения и литологии. Для каждой клиноформы можно выя-зйть границу зарождения, достижения максимальной толщины и вык-тинивания, но каждая клиноформа характеризуется своей шириной, .

вертикальной толщиной, .внутренним строением. Наиболее крупными и песчанистыми являются 8 и II клиноформы. Кровля соответствующего им шельфового пласта прослеживается на своем обычном месте в разрезе еще на расстоянии 26-60 км от границы зарождения клиноформы и лишь затем, резко изогнувшись, приближается к ба-женовским отложениям, цалее уже не прослеживаясь в шельфовом разрезе. Однако ниже ее в разрезе появляются дополнительные пес-чано-алевролитовые-пропластки, протягивающиеся на запад на расстояния до 10-30 км и затем, по мере приближения к баженовским отложениям, выклинивающиеся. Для 12 и 13 клиноформ граница зароя денкя практически совпадает с границей перегиба шельфового пласта. Сирина клиноформ меняется от 20-25 км для 13 и 12 клино-форм до 55-80 км для 8 и II. Зертикальная толщина возрастает от 130-140 м для 13 клиноформы до 270-300 метров для 8. Средний угол наклона клиноформ к баженовским отложениям не превышает 1°, однако в районе перегиба пласта он увеличивается до

Наиболее детально изучено строение 10 клиноформы в районе Быстринского месторождения, Благодаря густой сетке эксплуатационных скважин 400x400 метров, структурная карта в масштабе 1:25000 была отстроена довольно детально. Она представляет собой моноклиналь, опускающуюся с востока на запад и лишь в самом центре месторождения, на наиболее высоких гипсометрических отметках, имеют место локальные максимумы. Высота куполов небольшая 10-25 м, максимальные размеры 2x4 км, ориентированы они обыч но субмеридионально. Отмечается наличие структурных носов и незначительных структур, высотой до 5-10 метров. 3 составе клиноформы четко - выделяются две песчано-алевролитовые пачки, названные нами Ачjq*^' и Ач102 и индексируемые п/о "Сургутнефтегаз" как пласты БС];б_17 и ECjq_£o- Они отделены друг от друга низко-омными глинами, четко прослеживающимися на каротажных диаграммах. Установлено, что каждая пачка в миниатюре отражает строение всей клиноформы и следовательно ее можно классифицировать, как клиноформу П порядка. При этом более молодая Ач^ , смещена на запад относительно более древней Ачэд^.Эти пачки,в свою очередь, делятся на более мелкие песчаные тела, которые развиваются аналогично крупным пачкам. Границы выклинивания и зарождения пачек проходят субпараллельно друг друг/ и представляют собой субмеридиональную линию, постоянно смещающуюся к западу.

Структурные планы по поверхности этих пачек отличаются друг от друга и от плана по поверхности баженовских отложений. Вверх по разрезу происходит выполаживание структур, а на месте невысоких куполов образуются структурные носы, при этом обычно раскрываются восточные крылья структур, а высокоамплитудные структуры распадаются на ряд мелких куполов. Коллекторские свойства пачек так же неодинаковы. Карты пористости, проницаемости и эффективных толщин, построенные в масштабе 1:25000 для каждой пачки, свидетельствуют о том, что участкам с повышенными эффективными толщинами /более 20 м/ соответствуют и лучшие кол-лекторские свойства пород /пористость более 20 и проницаемость более 0,'025 мкм2/.

Литология ачимовских отложений, изученная по керну и фондовым материалам, весьма разнообразна: от хорошо отсортированных песчаников до брекчированных форм и отложений со следами оползневых деформаций; -от мелководных отложений, характеризующихся наличием ходов и норок животных, до относительно глубоководных тонкоотмученных горизонтально слоистых аргиллитов.

Выявленные особенности строения ачимовских отложений предопределяют и особенности строения и размещения залежей нефти в них.

Зо втором разделе главы рассматривается нефтеносность клиноформных тел в исследуемом районе. Продуктивные песчаники индексировались нами по номеру клиноформы и своему порядковому номеру в разрезе по каждой площади.

Нефтеносность ачимовских отложений установлена во всех кли-ноформах. Детально изучено и описано строение 21 залежи. По каждой из них даны подробные характеристики, включающие размеры и высоту залежи, средние нефтенасыщенныэ толщины, положение ВНК, строение и тип ловушки, дебиты нефти и степень изученности. Для залежей нефти Бнстринского месторождения, ачимовские отложения которого разрабатываются с 1979 г. приводятся геолого-промысловые показатели разработки: накопленная добыча нефти на I.01.91 составила 3999 тыс.т, степень выработанности запасов 7,6 среднесуточный дебит скважин 6,5 т. Водонефтяной контакт не приурочен к какой-то определенной отметке, с севера на юг он опускается более чем на 50 м и зависит от внутреннего строения залежи. . Пропластки мощностью менее 5 м прослеживаются не далее, чем на 3-4 км, имея в пределах своего распространения зоны слияния с

другими проницаемыми прослоями. Если такое песчаное тело изолировано от других, то оно имеет свой ВНК, положение которого определяется его границами и литологией. В случае, же слияния нескольких проницаемых прослоев имеет место общая плоскость ВНК для них.

Нами была проведена ревизия геолого-геофизического материала по ачимовским отложениям Русскинсного месторождения, запасы которого опробированы в ГКЗ СССР. При подсчете запасов, авторами защищенного отчета, за исходную была принята горизонтально-слоистая модель строения нижнемеловых отложений и в разрезе выделено пять подсчетных объектов: БС^°, БС^, БС^, ВС^^д и 15^21-22* Принятая модель не могла объяснить различия в водонеф- . тяных контактах в разрезах рядом расположенных скважин. В результате по 4'из 5 объектов на подсчетных планах были проведены зоны глинизации пород, тонкой полосой проходящие между скважинами и не подтвержденные ни одной из них. Согласно нашим исследованиям, в пределах месторождения нефтеносны песчаники 12 и II клинофоры, группирующиеся в два небольших клиновидных тела, названных: нами Ач^ и Ач^ и расположенных одно под другим. При этом в восточной части месторождения Ач^ и Ачд соответствуют БС^ и БС^°, затем, по мере движения на запад, песчаники нижнего пласта ЕС^ приближаются к баженовским отложениям и здесь, уже на более низких гипсометрических отметках, индексируются как БСр^, еще западнее - БС^^д и БС2|_22- Верхний же БС^°

увеличивается в толщине, однако его кровля еще сохраняет свое субгоризонтальное положение. Таким образом,вместо двух подсчетных объектов было выделено пять, что привело к ошибочному толкованию строения, типа ловушек, их размеров, а"следовательно и запасов.

Для типизации залежей, без знания которой невозможен выбор рациональной методики поисков и разведки, был проведен статистический анализ основных характеристик выявленных залежей. Результаты анализа показали, что залежи имеют вытянутую в субмеридиональном направлении форму'с соотношением поперечной и продольной осей 1:3, их средние размеры 3,5x9 км, высота залежей меняется от 5 до 50 метров и в среднем составляет 20-30 метров, средневзвешенная по площади толщина нефтенасьщенных пород-4,9м. По запасам УВ они относятся к средним и мелким, по типу ловушки-

к литологическим, структурно-литологическим и структурным с преобладанием структурно-литологических. Дебиты скважин средние и низкие, в отдельных скважинах получены фонтанные притоки, хотя вцелом они не характерны для ачимовских залежей.

Глава 3. Условия образования клиноформных тел

Важное значение для понимания распространения коллекторов в ачимовской толще имеет изучение условий ее образования. .

В первом разделе главы дан обзор представлений о процессах осадконакопления, происходящих в морях и океанах.. Приводятся данные Дк.Рича, В.А.Прайса, Т.М.Коуэлмена, Дж.Прайора, А.И.Си-доренкова, В.А.Бабадаглы, Т.С.Изотовой, Н.Г.Гогоненкова и др. о седиментационных процессах, происходящих в унда-, клино- и фондосредах.

Во втором разделе главы дается обзор представлений об условиях осадконакопления ачимовских отложений. По этому вопросу существует в основном три точки зрения.

М.М.Биншток, А.Л.Наумов, В.А.Корнев, А.А.Нежданов, М.Я.Руд-кевич, О.М.Мкртчян, Т.М.Онищук и др. объясняют строение мегион-ской свиты накоплением ее осадков в условиях постепенного ритмичного бокового заполнения регрессирующего морского бассейна с глубинами 250-500 м. При этом в пределах аккумулятивно-абразионной террасы откладывались шельфовые пласты неокома, а излишки песчаного материала сбрасывались на склон бассейна и,опускаясь к его подошве, образовывали линзовидные пласты ачимовской толщи. ^

Другая группа авторов -. Н.Я.Нунин, Г.Н.Гогоненков, Ю.А.Михайлов и др. придерживаются мнения о турбидитном генезисе 'ачимовских песчаников. Турбидитные потоки возникали в условиях лавинной седиментации и прекращались в результате повышения уровня моря.

Третья группа исследователей - Н.Х.Кулахметов, Г.П.Мясни- ■ кова, Г.С.Ясович, Ю.В.Высоцкий, А.С.Никольская, В.А.Бабадаглы, Т.С.Изотова и др. склоняются к дельтовой модели образования ачимовских пластов. Они отмечают, что система последовательно омолаживающихся с востока на запад клиноформ, представляет собой циклично выдвигающиеся на запад аккумулятивные дельтовые постройки палеорек, впадающих в берриасс-валанжинский морской бассейн.

В третьем разделе главы приводятся результаты исследования условий накопления ачимовских отложений раздельно по каждой клиноформе. Для восстановления палеорельефа мы воспользовались методикой реконструкции рельефа морского дна, разработанной А.Л. Наумовым, которая позволяет отделить седиментационнуто составляющую от тектонической. В результате проведенных исследований по каждой клиноформе были построены палеоструктурные карты, представляющие собой рельеф склона палеобассейна с прилегающими территориями. Кроме того, по каждой клиноформе были построены карты песчанистости и коэффициента песчанистости. Мы так же воспользовались методикой Ю.Н.Карогодина, В.А.Бабадаглы, Т.С.Изотовой, В.М.Муромцева, Л.Я.Трушксвой по фациальной интерпретации каротажного материала и использовали литературный материал по этому вопросу.

Результаты проведенных исследований позволили прийти к вывода' , что глубина нижненеокомского бассейна в районе исследования составляла 200-400м. Дно бассейна было относительно выровненным, амплитуды локальных структур не превышали 10-20 м. На континентальном склоне отмечались отдельные поднятия с амплитудами в основном 5-20 м, редко до 50 м. Углы наклона клиноформы ко дну бассейна не превышали 1°30^, составляя в среднем 40-50^. В периоды регрессий откладывался преимущественно песчано-глинис-тый материал, а в периоды кратковременных трансгрессий - глинистый, перекрывающий каждое клиноформное тело. Затем процесс повторялся вновь, несколько сместившись к центру бассейна.

Поступление обломочного материала на клиноформу осуществлялось различными источниками, но в основном генезис песчаных тел авандельтовый, реже оползневой. Оползневые отложения были развиты на продолжении русел рек, впадающих в морской бассейн и постепенно,с перемещением береговой линии палеобассейна на запад, так же перемещались в глубь бассейна на запад. Многие современные русла рек с притоками /р.Пим, Черная и др./ в настоящее время текут практически .в этих руслах.

Авандельтовые отложения выявлены на территориях Русскинско-го, Дунаевского, Западно-Сургутского, Быстринского, Вачимского, Лянторского месторождений. Во многих случаях они образовывали покровные песчаные тела, занимающие значительные Территории.

В редких случаях поступление обломочного материала на дно

бассейна осуществлялось по глубоким каналам, пересекающим склон бассейна. Русло такого канала, глубиной 70 м, выявлено по данным бурения на севере Федоровской площади одноименного месторождения. Канал имел широтную ориентацию и его местоположение определяется резкой сменой литологического состава пород. 3 настоящее время на продолжении русла этого палеоканала течет р.Черная.

Во всех случаях песчаный материал сосредотачивался в отрицательных формах палеорельефа, причем в наиболее пониженных участках содержание песчаной фракции было максимальным, алевритовой-минимальным, в наиболее повышенных - наоборот.

Глава 4. Критерии нефтеносности и добывные возможности ачимовских отложений

Первый раздел главы посвящен литолого-фациальным критериям. Результаты проведенных исследований позволили установить прямую корреляционную связь суммарной толщины песчаных пород клиноформы и песчаников шельфового пласта.Выявленная связь оценена количественно формулой, позволяющей прогнозировать предполагаемую толщину песчаных пород клиноформы, если имеются данные по вышезале-гающим породам шельфовой террасы. Формула имеет, вид:

у.= Г,72х + 1,29 где:

у - толщина- песчаников клиноформы,м;

к - толщина песчаников соответствующего шельфового плата,м. Цля расчета использовались средневзвешенные по площади значения голщин песчаных пород каждой клиноформы и соответствующего ей пельфового пласта. Наблюдаемая зависимость объясняется условия-пи накопления осадков. Чем больше грубообломочного материала юступало в бассейн, тем больше его откладывалось на террасе, зклоне и частично дне бассейна. Если же поступающего материала 5ыло недостаточно, то он практически весь отлагался в шельфовой збласти не достигая склона бассейна.

Нами выявлены и другие закономерности, характеризующие рас-тределение проницаемых пород в пределах клиноформы:-

- вдоль границу зарождения и границы выклинивания клиноформ протягиваются полосы непроницаемых пород или пород с ухудшенными шллекторскими свойствами;

- распределение песчаного материала внутри клиноформы тесно связано с ее общей толщиной. 3 плане зоны максимальных толщин про-

ницаемых пород смещены немного к западу от полосы максимальной толщины клиноформы.

Кроме того, подтверждены выводы других геологов о том,что

- максимальные толщины песчаных пород наблюдаются на участках, где разрез представлен какой-то одной клиноформой, в зонах же перекрытия смежных клиноформ, толщина проницаемых пород сокращается и часто не превышает 20 м;

- в основном песчаный материал группируется в пачки, число которых в разных клиноформах разное;

- в зонах аномальных разрезов бажёновской -свиты толщина песчано-алевролитовых пород обычно увеличена;

- максимальные толщины проницаемых пород сосредоточены в отри- цательных формах рельефа, к сводам локальных поднятий они значительно сокращаются.

Установлена связь АР бажёновской свиты с нефтеносностью клиноформных тел. Выявлено, что в плане с зонами АР совпадают границы большинства открытых залежей в ачимовской толще. На недостаточно изученных бурением площадях о нефтеносности в зонах АР свидетельствуют данные ГИС, непромышленные притоки нефти, признаки ее в керне. Очевидно в зонах АР нарушается целостность покрышек бажёновской свиты и проницаемые прослои являются путям! миграции нефти в вышезал'егающие песчаники ачимовской толщи. При этом залежи нефти располагаются или непосредственно над зонами АР, или восточнее их, в сторону восстания наклонных пластов кли-ноформ.

Во втором разделе главы дается описание тектонических критериев, выявленных в результате комплексного изучения условий образования клиноформных тел и их современного строения. Отмечается, что структурный план по кровле ачимойских отложений не соответствует структурному плану по кровле отражающего горизонта "Б", поскольку на последний накладывается региональный наклон клиноформы.,Вверх по разрезу происходит выполаживание струк тур. В пределах одной клиноформы структурный план по поверхности нижележащего песчаного тела рельефнее вышележащего.

Дня достоверного прогноза зон развития ловушек приводится морфогенетическая классификация ловушек ачимовской толщи. Выделяется три основных типа ловушек: структурные, литологические и комбинированные структурно-литологический. Отмечается, что структурные ловушки не характерны для клиноформ. Они могут встр

чаться на клиноформе при образовании покровных песчаных тел. Для образования таких ловушек необходимо сочетание двух факторов - наличие положительной структуры в подстилающих отложениях и достаточного количества грубообломочного материала. Второе условие наиболее важное, поскольку песчаный материал скапливался преимущественно в отрицательных структурных формах. Структурные ловушки имеют небольшие размеры 3x4 км, высоту 5-25 метров.

Среди литологических ловушек выделяются литологически экранированные и литологически ограниченные. Первые подразделяются на - ловушки, сформировавшиеся у подножья склона бассейна с западной стороны поднятия. Обычно они выклиниваются вверх и вниз по разрезу. Залежи нефти, приуроченные к таким ловушкам,имеют вытянутую форму вдоль верхней границы глинизации пород;

- ловушки, сформировавшиеся с восточной стороны поднятия. Необходимым условием их образования является наличие крупной положительной структуры на дне или склоне .бассейна на пути поступления обломочного .материала. Такая структура, являясь барьером, препятствует дальнейшему продвижению материала на фондоформу и способствует перераспределению его вдоль своего восточного крыла. Такие ловушки обычно выклиниваются вверх по разрезу и имеют вытянутую в субмеридиональном направлении форму;

- ловушки авандельт. В чистом виде такие ловушки не выявлены в районе, предположительно из-за большого поступления грубообломочного материала, приведшего к образованию покровных песчаных ■тел. Однако-они могут быть распространены на других площадях.

Структурно-литологические ловушки, образовавшиеся в результате взаимодействия структурного и литологического факторов, имеют размеры 5x11 км,высоту 40-50 м.

Для каждого вцделенного типа ловушек приводится'описание наиболее характерной формы, размеров, примеры залежей.

В третьем разделе главы дается фильтрационно-емкостная оценка свойств ачимовских песчаников, просчитанная по 147 добывающим скважинам Быстринского месторождения. Проведенные исследования позволили установить связь эффективных и нефтенасыщенных толщин, степени их расчлененности с начальными дебитами нефти. Установлено, что при одной и той же эффективной толщине дебиты нефти из нерасчлененных разрезов значительно /в 2 раза/ больше, чем из толщи, разделенной на множество пропластков. При эффективной тол-

щине до 15 м и расчленености свыше 5, следует ожидать получение непромышленных притоков /дебиты менее 2 т/сут/, при эффективной толщине более 15 м, непромышленные притоки могут быть получены при коэффициенте расчлененосуи 8 и более. Мы считаем, что полученные выводы можно распространить и на остальные, не изученные в промысловом отношении площади района.

Глава 5. Методика разведки ачимовских залежей и перспективы нефтеносности исследуемого района

Для геолого-экономической оценки объектов поисковых работ дал анализ состояния запасов нефти по залежам ачимовской толщи и приводятся средние значения удельных запасов на I скважину по разрабатываемым ачимовским, юрским залежам и самому высоко-дебитному пласту БС^ Федоровского месторождения. Отмечается, что по результатам геолого-разведочных работ последних лет наметился устойчивый рост доли запасов ачимовской толщи в общем объеме запасов.

Поиски нефти в отложениях ачимовской толщи вследствие небольших рамеров залежей и отсутствия структурного критерия представляют весьма сложную задачу. Дефицит информации должен восполняться знанием общих закономерностей геологического строения. При проведении разведочных работ важно очертить границы распространения клиноформы, при этом необходимо совмешать данные сейсмо разведки и бурения..Нами отработана методика выделения и прослеживания стратиграфической кровли клиноформ по данным ГИС, по низкоомному реперу, перекрывающему кровлю каждой клиноформы. При этом выделение реперных поверхностей необходимо осуществлять с привлечением всего бурового материала. Скважины при корреляции необходимо располагать строго с востока на запад, в направлении опускания реперной поверхности. Необходимо учитывать, что для скважин, расположенных западнее, прослеживаемая поверхность будет находится-ниже относительно подошвы баженовской"свиты, а расположенных южнее или севернее - примерно на том же уровне. При прослеживании песчаных прослоев/внутри клиноформы необходимо пользоваться той же методикой.

При поисках ачимовских залежей необходимо проводить детальные палеогеографические реконструкции с целью определения зон. развития песчаных коллекторов. Поиски неантиклинальных залежей

должны базироваться на выявленных критериях нефтеносности и классификации ловушек ачимовской толщи. Поскольку ачимовские залежи обычно имеют небольшие размеры, вытянутую в субмеридиональном направлении форму, свойства отложений по падению клинофор-мы значительно меняются на небольших расстояниях, равномерные по площади системы размещения скважин с большим шагом неэффективны при разведке ачимовских залежей. Необходимо размещать с скважины на расстоянии 800-1000 м по простиранию клиноформы и 500-800 м по падению. При этом от первой скважины, вскрывшей залежь, в 4-х направлениях закладывать следующие две по падению и две по простиранию. Дальнейшее изучение залежи более рационально осуществлять эксплуатационным бурением и- оконтуривающими разведочными скважинами.

Выявленные критерии нефтеносности позволили определить наиболее перспективные площади в исследуемом районе. На нал взгляд, такими являются: Территории Тончинского, Яунлорского, Юрьевского месторождений, центральная часть Восточно-Моховой площади Федоровского, север-северо-восточная часть Западно-Сургутского месторождений,

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты работы сводятся к следующему:

- уточнены и детализированы границы распространения климоформ, их объем и внутреннее строение:

- изучена нефтеносность ачимовских отложений, выявлены среднестатистические параметр» залежей и установлены наиболее характерные типы ловушек.

- на основании палеотектонического анализа, фациальной интерпретации ■материалов ГИС, цитологического описания пород, литературных источников восстановлен палеорельеф склона бассейна с прилегающими территориями и выявлены закономерности распространения песчаных коллекторов внутри клиноформных тел.

- разработаны литолого-фациальные и тектонические критерии нефтеносности. Установлена прямая корреляционная связь суммарной толщины песчаных прослоев клиноформы с толт^кнами песчаников шель-фового пласта. Установлена связь аномальных разрезов 'баженовской свиты с нефтеносностью ачимовских тел, при этой залежи нефти будут располагаться или непосредственно над зонами аномальных

разрезов, или восточнее их. Составлена морфогенетическая классификация ловушек нефти, характерных для ачимовской толщи.

- установлены предельные характеристики емкостно-фильтрационных свойств ачимовских песчаников, при которых возможно получение промышленных притоков нефти. Выявлено, что величины дебитов нефти определяются эффективными нефтенасыщенными толщинами и степенью ее расчленения.

- разработана методика ввделения поверхности клиноформы по данный ГИС и методика поисков и разведки неструктурных ачимовских залежей.

- выявлены перспективные на нефть площади исследуемой территории.

Основные положения диссертации опубликованы в'следующих работах:

1.Глебочева Н.К. Особенности геологического строения ачимовских отложений на примере Бнстринского месторождения // Тезисы докладов ХШ областной научно-технической конференции молодых ученых

и специалистов. Тюмннь:СибНИИНП, 1987.-С.34-37.

2. Глебочева Н.К. Геолого-физическое обоснование детального строения ачимовской клиноформы // Проблема ускорения научно-технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. -Тюмень: СибЩИНП,-1987.-С. 23-28.

3. Глебочева Н.К. Ловушки нефти клиноформного ачимовского комп-леяа на примере Тевлинско-Русскинского 'мёсторождения//Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Тюмень:СибНИИНП, 1989.-С.104-107.

4. Глебочева Н.К. Роль аномальных разрезов баженовской свиты в формировании залежей нефти в нижненеокомских отложениях Сургутского района. М.:ВНШ0ЭНГ, 1989. № 9.-С.6-8 /Серия геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.

5. Глебочева Н.К. Закономерности развития песчаных коллекторов

в клиноформных телах нижнего неокома // Проблемы геологии и разработки месторождений Западной Сибири, Тюмень:СибНИИНП,1990.-С. 123-129.

6. Глебочева Н.К., Ишаев У.Г. Прогноз распространения песчаных