Методика выявления клиноформных условий залегания ачимовских продуктивных пластов с помощью программы "AutoCorr"

Кузнецова, Галина Павловна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методика выявления клиноформных условий залегания ачимовских продуктивных пластов с помощью программы "AutoCorr"
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методика выявления клиноформных условий залегания ачимовских продуктивных пластов с помощью программы "AutoCorr""

На правах рукописи

КУЗНЕЦОВА Галина Павловна

Методика выявления клиноформных условий залегания ачимовских продуктивных пластов с помощью программы

«А^оСогг»

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.12. - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2006

Работа выполнена в РТУ нефти и газа им. И.М.Губкина на кафедре «Промысловой геологии нефти и газа»

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук,

профессор Гутман И.С.

Официальные оппонента доктор геолого-минералогических наук

Халимов Э.М.

кандидат технических наук, Билибин С.И.

Ведущая организация «ВНИГНИ»

Защита состоится ХЬьЩу 2006 года в ¡5 часов на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект 65, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Автореферат разослан_2006г.

Ученый секретарь диссертационного совета

А.Н.Руднев

¿РОС к ?465"

При вьшолнении диссертационной работы использован отечественный программный комплекс «А^оСогг» (свидетельство №2004610585 от 27. 02. 2004 г.). созданный на кафедре промысловой геологии РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина группой авторов (Балабан И.Ю., Копылов В.Е. Кузнецова Г.П., Староверов В.М., Лисовский Н.Н.) под руководством профессора кафедры И.С. Гутмана, который решает задачи корреляции разрезов скважин в автоматическом и интерактивном режимах, геологического моделирования залежей, подсчета запасов УВ н создания геологической основы для проектирования разработки и может быть использован на различных этапах изученности. Решением секции нефти и газа ЭТС ГКЗ МПР России от 24 июня 2004 года программа «АМоСогг» одобрена и рекомендована для решения задач корреляции разрезов скважин, подготовки и представления материалов по подсчету геологических запасов в ГКЗ МПР России, особенно на длительно разрабатываемых месторождениях с большим количеством скважин.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Первые открытия ловушек клиноформного типа в Западной Сибири (в шестидесятые годы) совершались попутно при разведке антиклинальных структур. Однако резкое сокращение фонда структурных ловушек и очевидная перспективность неантиклинальных объектов, часто приуроченных к клиноформным образованиям, сделала их в последние годы одним из основных объектов исследования.

Вопросы перспектив нефтегазоносности клиноформных отложений для условий Западной Сибири имеют особую актуальность ввиду широкого их распространения в разрезе нижнемеловых (ачимовских') отложений нефтегазоносного комплекса Западной Сибири.

правило, пробурены сотни и даже

создана

всеобъемлющая инфраструктура по добыче, сбору, транспортированию и переработке УВ, и в том числе и социальная составляющая. Поэтому сегодня особенно актуально как можно дольше продлить жизнь этим месторождениям за счет грамотного использования накопленной промыслово-геологической информяттии о месторождении, недоизученных на ранних этапах объектов исследования, накопленного интеллектуального потенциала, человеческих ресурсов.

Обоснование методики изучения отложений с клиноформными условиями залегания создает определенную перспективу для дальнейших исследований в области изучения ловушек неструктурного типа. Использование новейших компьютерных технологий для быстрого и качественного выполнения детальной корреляции разрезов скважин актуально для залежей разрабатываемых месторождений с большим фондом скважин с целью ускорения процесса камеральной обработки, создания геологических моделей, подсчета запасов и составления новых проектных документов.

Цель и задачи исследования

Целью работы является обеспечение пополнения сырьевой базы в районах с развитой нефтегазодобычей за счет открытия клиноформных залежей в ачимовских отложениях на разрабатываемых месторождениях и повышение качества подсчета, содержащихся в них запасов УВ.

Для этого решаются такие задачи, как геометризация формы и объема пустотного пространства в клиноформных ловушках на базе корреляции с использованием для этой цели новейших компьютерных технологий.

Научная новизна

1. Впервые упорядочены различные виды корреляции в зависимости от степени изученности объектов нефтегазоносности, наличия фактического исходного материала для целей изучения строения залежей УВ, их геологического моделирования и достоверного подсчета запасов.

2. Впервые систематизированы и обобщены данные ГИС для целей корреляции, сопоставлены геологические разрезы скважин огромной

территории Самотлорского месторождения благодаря возможности использования новейших компьютерных технологий.

3. Впервые для выполнения сопоставления геологических разрезов скважин использован отечественный программный продукт - программа автоматической корреляции, геологического моделирования и подсчета запасов «АийоСогг», созданный на кафедре промысловой геологии нефти и газа.

4. Впервые предложен комплекс методических приемов для выполнения корреляции геологических разрезов скважин отложений с клиноформными условиями залегания в автоматическом режиме.

5. Впервые установлено клиноформное залегание отложений внутри ачимовской толщи в направлении северо-запад на юго-восток. На ранних и последующих этапах изучения разрезов и территорий Западной Сибири клиноформы ачимовских отложениий имели субширотное простирание. Клиноформа ачимовской толщи Самотлорского месторождения имеет субмеридиональную направленность, в связи с чем была пропущена при сейсмических исследованиях.

Опыт изучения клиноформных условий залегания ачимовской толщи на Самотлорском месторождении позволит наиболее эффективно подойти к проектированию разработки продуктивных горизонтов нижнего неокома, обратить внимание на возможные изменения геологического строения ачимовских отложений в субмеридиональном направлении в разрезе других месторождений Западной Сибири, где на сегодняшний момент существует мнение только о боковом (широтном) осадконакоплении.

Практическая значимость и реализация работы

Предложен комплекс методических приемов для выявления клиноформных условий залегания продуктивных пластов, которые часто являются ловушками УВ неструктурного типа с использованием компьютерных технологий для длительно разрабатываемых месторождений с большим количеством скважин.

Результаты детальной корреляции и анализ аномальных условий залегания изучаемых ачимовских отложений позволили принять новую индексацию нижней части неокомских продуктивных отложений, которая утверждена Протоколом совместного рассмотрения номенклатуры пластов от 25. 07. 2000 г. между представителями ОАО «Самотлорнефтегаз» и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Результаты сопоставления геологических разрезов скважин использованы в качестве основы для геологического и гидродинамического моделирования залежей УВ Самотлорского месторождения при пересчете запасов УВ 2001 - 2003 гг.

Основные защищаемые положения.

1. Виды корреляции на различных стадиях подготовки месторождения к подсчету запасов и проектированию разработки.

2. Комплекс методических приемов для выявления клиноформных залежей крупных разрабатываемых месторождений, разбуренных многочисленной сетью поисково-разведочных и эксплуатационных скважин (типа Самотлора), с помощью компьютерных технологий.

3. Выявленные впервые клиноформные условия залегания ачимовских отложений Самотлорского месторождения субмеридиональной направленности, установленные по результатам глубокого поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, на основе корреляции без привлечения сейсмических исследований.

Апробация работы и публикации

Результаты анализа выполненных диссертационных исследований / реализованы в отчете по пересчету запасов УВ Самотлорского месторождения 2001 - 2003 гг., докладывались на конференциях и Губкинских чтениях, а также на курсах повышения квалификации Института нефтегазового бизнеса при Президенте Российской Федерации и Института повышения квалификации при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. По тематике диссертационной работы автором опубликованы 7 печатных работ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Общий объем работы составляет 176 страниц, включает в себя 59 рисунков, графическое приложение, 6 таблиц.

Фактический материал

Исходными данными для диссертационной работы послужили материалы ГИС по скважинам более 20 месторождений Западной Сибири. В качестве тестового месторождения для обоснования методики выявления клиноформных условий залегания ачимовских отложений использованы геологические разрезы 1928 скважин Самотлорского месторождения.

Автор искренне благодарит кандидата геолого-минералогических наук, профессора, академика РАЕН И.С. Гутмана за научное руководство, помощь и советы на протяжении всей работы над диссертацией.

За ценные советы и рекомендации автор признателен заведующему кафедрой д.г-м.н., профессору С.Б. Вагину; д.г-м,н., профессору И.П. Чоловскону; к.г-м.н., доценту Н.В. Поповой. Автор выражает глубокую признательность всем сотрудникам кафедры Промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Института проектирования и научной экспертизы в области разработки (ИПНЭ) за помощь, внимание и поддержку.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении показана актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, научная новизна, практическая значимость и защищаемые положения.

Глава 1. Эволюция представлений о клиноформном залегании продуктивных пластов. Характеристика клиноформного залегания отложений. Современные представления о строении неокомских отложений Западной Сибири. Тины клииоФорм и их классификация.

Первоначально термин «клиноформа» был применен Дж. Ричем для обозначения фациальных условий осадконакопления в пределах континентального склона. Но термин быстро приобрел морфологическое значение и более широкие фациальные рамки. Большинство исследователей под клиноформными отложениями понимают циклически построенную толщу заполнения глубоководного бассейна путем бокового наращивания континентального склона. Отдельные клиноформы представляют собой результат единичного регионального цикла осадконакопления и подразделяются на части: шельфовую (ундаформа по Ричу), склоновую и подножия шельфового склона (фондоформа).

Условиями формирования, прогнозом неантиклинальных резервуаров в наиболее перспективном неокомском комплексе Западной Сибири с часто характерным клиноформным строением занимались многие исследователи. Среди них М.М. Биншток, В.Н. Бородкин, B.C. Бочкарев, А.М. Брехунцов, JI.A. Векслер, Ф.Г. Гурари, С.В. Ершов, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карагодин, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, НЛ. Кунин, Б.А. Лебедев, О.М. Мкртчан, В.Д. Наливкин, А.Л. Наумов, A.A. Нежданов, И.И. Нестеров, Н.Н Ростовцев, A.A. Трофимук, Л.Л. Трусов, Л.Я. Трушкова, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман и др. Однако, вопросы стратификации и генезис ачимовских отложений вплоть до настоящего времени остаются дискуссионными. Задача нсфтегазопромысловой геологии на данном этапе - изучение морфологии и внутреннего строения ачимовских отложений, исследование закономерностей распределения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по площади и разрезу с целью геометризации, определения границ залежи, и, следовательно, построения адекватной объемной

геологической модели и подсчета запасов УВ. Важно повысить точность создания такой модели. И здесь огромная роль отводится детальной корреляции с применением новейших компьютерных технологий в сочетании с сейсмическими исследованиями.

Несмотря на многочисленные работа, единой точки зрения на условия формирования неокомских отложений нет. Сформировались две основные модели строения неокома. Согласно первой модели, в условиях морского мелководья происходило характерное для платформ субгоризонтальное осадконакопление неокомских отложений (Брадучан, 1973; Б.А. Оншцеико, В.И. Шпильман, 1978 и др.). Горизонтальная последовательность неокомских продуктивных пластов Нижневартовского района в составе куломзинской, тарской, вартовской, позднее мегионской и ванденской свит была отражена в региональных стратиграфических схемах Западно-Сибирской равнины, последняя из которых была принята в 1991г.

Вторая - клиноформная косослоистая модель толщи неокома предложена А. Л. Наумовым в 1976 году. Впоследствии принята многими исследователями и развивалась в работах Ю.Н. Карагодина, Н.Х. Кухламетова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчана. А.А. Нежданова, Т.М. Онищука, Л.Я. Трушковой, Ф.З. Хафизова и др. Согласно этой модели, неокомские отложения включают в себя два региональных нефтегазоносных комплекса. Нижний, резервуары которого представлены ачимовскими алевропесчаными отложениями, имеющими авандельтово-турбидитный генезис, и верхний, сложенный циклическим чередованием песчаных пластов и аргиллитовых пачек. Отложения верхнего нефтегазоносного комплекса имеют мелководно-морской генезис и откладывались на шельфовых террасах с градиентом наклона 1-3 м/км. В совокупности неокомские отложения формируют кпиноформную толщу около 500 м. Данная модель, в частности, позволяет объяснить возрастное скольжение шельфовых пластов неокома в западном направлении от валанжина до готерива.

Неокомский комплекс отложений в общем плане имеет регрессивную направленность, характеризуемую весьма значительным поступлением песчано-глинистого материала из области сноса. В этих условиях основным средством транспортировки осадков являлись реки. Учитывая, что

шельфовые террасы имеют небольшую ширину (в среднем первые десятки километров), роль авандельтовых течений в шельфовой части бассейна была существенной.

Накапливающиеся в основании склона ачимовские песчаники тяготеют либо к подножию положительных структур, либо к впадинам, где аккумулируется осадочный материал. Наилучшие коллекторы формировались перед барьерами на пути транзита зернового материала (на склонах палеоподнятий). Снос обломочного материала осуществлялся разного рода гравитационными течениями (преимущественно турбидитными). Влияние на формирование фондоформы оказывали также глубоководные вдольсклоновые течения (Наумов А.Л.; Кунин Н.Я. и др.).

Возраст ачимовский толщи - бериас-ранний валанжин, толщина достигает 170 метров. Отложения ачимовской толщи представлены переслаиванием пластов аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники серые мелкозернистые, часто известковистые с прослоями алевролитов, глин и иногда карбонатных пород. Выделяются песчаные и алевропесчаные тела, достигающие по толщине несколько десятков метров, которые и содержат залежи УВ в этой части разреза. Данный интервал выделяется как ачимовский нефтегазоносный комплекс. Он характеризуется сложным строением пластов-коллекторов, высокой латеральной и вертикальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств, невысокими коллекторскими характеристиками, наличием в залежах этих пластов АВПД. Достоверный прогноз эффективных толщин коллекторов в ачимовских отложениях только по сейсморазведочным данным проблематичен, так как при одних и тех же сейсмофациальных характеристиках в фондоформах могут залегать как маломощные, слабопроницаемые песчано-алевритовые породы с глинисто-карбонатным цементом, так и мощные (до 50 - 60 м) сравнительно однородные песчаные пласты, обладающие высокими фильтрационно-емкостяыми свойствами.

В настоящее время представление о клиноформной модели строения неокомских отложений все более и более активно используется в практике геолого-разведочных работ центральных и северных районов Западной Сибири. Эта модель подтверждается данными сейсморазведки МОГТ,

материалами поисково-оценочного и эксплуатационного бурения.

Сторонники косослоистой модели неокома объясняют формирование неокомского разреза лавинным, боковым заполнением глубоководного морского палеобассейна. В позднеюрское время на территории Западной Сибири располагалось баженовское палеоморе площадью более 2 млн. км2, характеризовавшееся некомпенсированным режимом осадконакопления. Его глубины, по некоторым оценкам, в центральных районах бассейна достигали 500 - 700 м. В неокоме или, возможно даже, в поздневолжское время с началом регрессивного этапа крупного седиментационного цикла некомпенсированный режим сменился режимом лавинной седиментации с компенсацией к началу апта.

Обломочный материал поступал, в основном, с востока (Сибирской платформы, Енисейский кряж), юго-востока (Алтае-Саянской складчатой области) и в меньшей степени с запада (Урала). Этой неравномерностью поступления обломочного материала объясняется асимметрия клиноформного строения неокома. Осевая его часть, где «встречаются» западные и восточные клииоформы, смещена («прижата») к Уралу, т.е. Приуральская зона развития неокома значительно уже Приенисейско-Саянской.

Клииоформы восточного падения, сформировавшиеся под влиянием источников сноса Урала, имеют преимущественно глинистый характер разреза (что и определило их бесперспективность), тогда как, клииоформы западного падения представлены чередованием глинистых пачек и песчаных горизонтов. Именно к этим клиноформам приурочена основная доля запасов УВ неокомского комплекса.

осадконакоплением. Туда привносился очень небольшой объем тонкого пелитового материала, вследствие чего накапливались в основном маломощные органогенные (сапропелевые) илы. Наступление суши прерывалось кратковременными трансгрессиями, которые фиксируются в разрезе выдержанными региональными пачками глин.

Фациальное разнообразие клиноформных отложений обусловливает многообразие типов неантиклинальных ловушек УВ. В основу выделения типов ловушек клиноформных комплексов A.M. Жарковым (ВНИГРИ. 2001г.) заложен генетический принцип, т.е. совокупность геологических процессов, предопределяющих происхождение ловушки. Наиболее целесообразно выделять отдельные типы ловушек по трем основным элементам клиноформы, поскольку в пределах этих элементов существуют близкие фациальные условия, обеспечивающие формирование соответствующих песчаных тел и определяющие родственные типы ловушек. А.М. Жарков выделяет три группы ловушек: шельфовую, склоновую и глубоководную, а также предлагает следующую их классификацию.

В груопе шельфовых ловушек выделяются ловушки фадиальных замещений, седиментационных несогласий, при формировании которых основными геологическими процессами являются структурно-седиментационные, а также ловушки, ограниченные несогласием, ловушки опущенных или поднятых тектонических блоков, образование которых вызвано фациально-дизъюнктивными процессами. Ловушки депрессионных зон и баровые обусловлены структурно-аккумулятивными процессами.

В склоновой части клиноформы предлагается выделить следующий тип ловушек - уступов склона. Формирование ловушек этого типа определяется двумя процессами. Первый процесс - седиментационный: сбрасывание штормовыми волнами псаммитового материала с кромки шельфа. На уступах шельфового склона, приближенных к кромке шельфа, возможно формирование линз песчаника, образующих ловушки данного типа. Второй процесс - эрозионно-аккумулятивный: перенос песчаного материала из шельфовой зоны вниз по склону гравитационными потоками.

В глубоководной части клиноформы, у подножия шельфового склона, можно выделить три типа ловушек. Ловушки турбидитя о-седиментационные,

на формирование которых влияют аккумулятивные процессы. Ловушки приурочены к турбидитным песчаникам (ачимовской пачки). Далее - ловушки турбидитно-денудапионные, которые вызваны эрозионно-аккумулятивными процессами. Формирование ловушек этого типа контролируется многоразовым, пульсационным поступлением псаммитового материала к подножию шельфового склона. И - ловушки донных и гравитационных течений, развитее которых зависит от эрозионно-аккумулятивных процессов. Песчаные отложения, связанные с направленными течениями, обладают, по мнению A.M. Жаркова, улучшенными коллекторскими свойствами, поэтому ловушки донных гравитационных течений являются более перспективным поисковым объектом.

Глава 2. Особенности геологического строения и нефте газоносность Самотлорского месторождения.

Крупнейшее Самотлорское месторождение, уникальное по величине геологических и извлекаемых запасов углеводородов, по праву является фундаментальным объектом в нефтяной отрасли России. При его освоении всегда применялись и продолжают применяться передовые, современные технологии всего спектра нефтяного дела: от разведки и изучения геологического строения, до строительства и эксплуатации объектов промыслового обустройства, а также технологии инженерного обеспечения и проектирования.

Методика выполнения автоматической корреляции геологических разрезов скважин с использованием программы «AutoCorr» с целью изучения внутреннего строения и выявления условий залегания продуктивных отложений опробована на достаточно большом количестве месторождений. Однако именно Самотлорское месторождение явилось тестовым для выработки методических приемов корреляции отложений, осложненных клиноформными условиями залегания.

Открыто Самотлорское нефтегазовое месторождение в 1965 г. поисковой скв. 1, заложенной в присводовой части собственно Самотлорского локального поднятия. В административном отношении находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени и в 15 км от

г.Нижневартовска. Глубокое поисково-разведочное бурение на месторождении начато в 1965 г. В 1969 г. начата разработка залежей пластов группы БВ и АВ.

В непосредственной близости от Самотлорского месторождения располагаются разрабатываемые месторождения Аганское, МалоЧерногорское, Лорьеганское, Ермаковское.

Геологический разрез месторождения представлен отложениями доюрских образований и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Осадочные породы общей толщиной до 3 км залегают на размытой поверхности доюрского складчатого основания.

Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения Западно-Сибирской плиты, в пределах которой выделяют три структурных этажа. Нижний - палеозойского и допалеозойского времени, и средний - пермо-триасового времени соответствуют геосинклинальному этапу развития. Верхний - мезо-кайнозойский осадочный чехол, формировался в платформенных условиях длительного погружения фундамента.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка -Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др.

Продуктивная часть разреза представлена отложениями поздней юры и мела. Залежи нефти и газа выявлены в 41-м пласте от покурской свиты до верхней юры. Основные и них приурочены к пластам (сверху вниз) ПК|, АВ)1"2, АВ)3, АВ2.з, АВ«, АВб, АВ7, АВ8, БВ0', БВ02, БВь БВ2, БВ3, БВ4, БВ7', БВ72, БВ8°, БВ»12, БВ»3, БВю°, БВю' 2> БВ16, БВп-18» БВ19, БВ20, БВ21.22 и ЮВ1. Индексация пластов, выделенных и прослеженных в результате детальной корреляции, утверждена Протоколом совместного рассмотрения номенклатуры пластов в интервале от АВ11"2 до ЮВ1 от 25. 07. 2000 г. между представителями ОАО «Самотлорнефтегаз» и РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина. В общей сложности в объеме указанных пластов выявлено порядка

200 обособленных залежей УВ, подавляющее большинство которых отнесено к пластовому сводовому или литологически ограниченному, реже - к массивному типу. Этаж нефтеносности достигает 1,5 км.

В разрезе изучаемых ачимовских отложений продуктивных пластов БВ16-22 установлено 36 залежей нефти пластового, литологически ограниченного и массивного типа, из них в пласте БВ^ - 6 залежей, в пласте БВп-18 - 5 залежей, в пласте БВ19 - 19 залежей, в пласте БВ2о - 2 залежи и в пласте БВ21.22 - 4 залежи.

Практически все продуктивные пласты Самотлорского месторождения обладают значительной литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся как в значительной расчлененности, так и в частом замещении отдельных проницаемых прослоев непроницаемыми разностями.

Особенным геологическим строением характеризуется пласт АВ/"2. На большей его части песчано-алевритовые и глинистые породы залегают в виде частого чередования тонких прослоев различного литологического состава. Такое сочетание пород получило местное название «рябчик».

Для продуктивных пластов группы БВю-АВ] в целом форма залегания соответствует параллельно-слоистой модели напластования. Формирование их в мелководно-морских условиях обусловило вертикальное и латерально-прерывистое залегание коллекторов.

Песчано-алевролитовые отложения ачимовской пачки характеризуются весьма сложным распространением как по площади, так и по разрезу, и имеют клиноформное строение.

Наиболее выдержанными по площади являются продуктивные пласты ЮВ)1 и ЮВ12 васюганской свиты.

Фильтрационо-емкосткые свойства коллекторов меняются в широких пределах, наиболее низкими значениями характеризуются пласты ачимовской толщи.

Нефти Самотлорского месторождения типичны для данного района и относятся по нижним продуктивным горизонтам к легким, маловязким, малосернистым, смолистым парафиновым. Нефтяной газ при стандартной сепарации состоит в основном из метана, 78-86%.

Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения относятся к хлор-кальциевому типу с высоким содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонат-ионов. Исключение составляет пласт АВ«, где фиксируется повышенное содержание ионов кальция. Общая минерализация вод изменяется от 19 до 29 г/л.

Глава 3. Комплексирование методов изучения клнноФормного залегания отложений на различных стадиях изученности.

Выявление условий залегания продуктивных отложений и изучение внутреннего строения залежей нефти и газа базируется на фактических данных, полученных в процессе геолого-разведочных работ и эксплуатации залежей.

Последовательность проведения геологоразведочных работ регламентируется «Положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ». Геологоразведочный процесс представляет собой совокупность взаимосвязанных последовательно проводимых на различных этапах и стадиях видов работ, обеспечивающих народное хозяйство страны разведанными запасами нефти, конденсата и газа в соответствии с применяемыми для промышленного освоения месторождений (залежей) кондициями. Непрерывный процесс изучения земных недр с целью выявления месторождений нефти и газа и их промышленного освоения условно делится на ряд этапов и стадий. Суть стадийности геологоразведочных работ состоит в том, что начало каждого этапа и каждой стадии находится в зависимости от результатов предыдущих работ. Этапы и стадии различаются по масштабу и характеру изучения, по задачам и видам работ и ожидаемым результатам. Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии направлено на установление наиболее рациональной последовательности выполнения разных видов работ и общих принципов оценки их результатов на единой методической основе для повышения эффективности прогнозирования нефтегазоносности, поисков и разведки залежей УВ.

На региональном и поисково-оценочном этапах изученности месторождения (залежей) УВ основную роль играют различные виды сейсмических исследований. Результаты сейсморазведки представляются в виде временных разрезов и карт изохрон - карт равных времен прихода волны от какого-либо опорного отражающего горизонта. Эти карты, используя значения скоростей распространения волн, пересчитывают в структурные карты (карты глубин залегания отражающих горизонтов). В этой связи, достоверность сейсмических построений в значительной степени зависит от изученности скоростных характеристик разреза. Если скорость распространения сейсмических волн не изменяется по площади, то структурная карта и карта изохрон будут идентичны. Если же (как в случае клиноформного залегания отложений) скорость сейсмических волн изменяется по площади, а аномалии изменения скорости сопоставимы с картируемыми локальными поднятиями (клиноформными циклами), структурные построения, проведенные без учета изменения сейсмических скоростей, будут малонадежными. Поэтому, в первую очередь и на региональном, и поисково-оценочном этапе изучаются залежи УВ, приуроченные к ловушкам структурного типа. Клиноформные комплексы чаще являются объектами доразведки и доразработки и выявляются, в лучшем случае, при сейсмических исследованиях геологического разреза на разведочном этапе, а также в процессе разработки залежей УВ других, ранее изученных геологических объектов при ЗБ сейсмоисследованиях или по результатам корреляции геологических разрезов эксплуатационной сети скважин.

Следует подчеркнуть, что геологическая эффективность ЗО исследований существенно повышается при совместном анализе сейсморазведочных данных, данных ВСП и материалов геофизических исследований скважин. Методика сейсмических исследований (20 и 30) должна обеспечивать точность и детальность определения геолого-геофизических характеристик разреза в межскважинном пространстве, достаточных для решения задач картирования структурных поверхностей,

зон замещения и выклинивания коллекторов, тектонических нарушений, для построения геологической модели. Поэтому ее результаты необходимо увязывать с геофизическими исследованиями скважин.

На различных стадиях подготовки месторождения к подсчету запасов и проектированию разработки большая роль отводится корреляции геологических разрезов скважин. Корреляция разрезов скважин является основополагающей составляющей изучения внутреннего строения отложений и моделирования любого геологического объекта. На ее результатах базируются все последующие процедуры создания геологических статических и динамических двух- и трехмерных моделей залежей углеводородов. Все основные картопостроения, описывающие созданные модели залежей УВ, в качестве входных данных в той или иной форме учитывают результаты корреляции разрезов скважин.

В диссертации приводится таблица комплексного изучения нефтегазоносных объектов на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ и разработки (по И.С.Гутману) и в ее связи классификация видов корреляции.

Предлагается различать корреляцию, выполняемую по площади (региональная и локальная) и по разрезу скважин (общая, по зональным интервалам, детальная).

Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач совместно с сейсмоисследованиями и в качестве основы для общей корреляции.

Общую корреляцию на региональном этапе изученности выполняют с целью выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев. Сопоставление ведется по данным

геофизических исследований (ГИС) с привлечением информации, получаемой при обработке керна.

На поисково-оценочном этапе изученности при выявлении объектов поискового бурения и их подготовке к поисковому бурению корреляция приобретает локальный характер и выполняется по разрезам скважин, пробуренных в пределах одного месторождения с целью выявления условий залегания нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов, выявления перспективных ловушек. Также имеет место общая корреляция по всему разрезу, вскрытому поисково-разведочными скважинами, результаты которой используются при решении разведочных задач, таких как обоснование выделения этажей разведки.

На стадии поиска и оценки месторождений проводится корреляция по зональным интервалам - по продуктивным горизонтам и комплексам, вскрытым поисково-разведочными скважинами, ее результаты учитываются при детальной корреляции.

Этапы разведочный и разработки залежей УВ также предусматривают выполнение локальной корреляции в пределах одного месторождения (залежи УВ) с целью уточнения его геологического строения совместно с данными трехмерной сейсмики и уточнения запасов залежей, а также зональной корреляции по продуктивным горизонтам и детальной корреляции в пределах продуктивных пластов.

Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции - обеспечить построение модели залежи, адекватной реальному продуктивному объекту (пласту). При этом должны быть решены задачи выделения границ продуктивного пласта, определения расчлененности горизонта на пласты и пропластки, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород и определение путей фильтрации флюидов, а также характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта, положения стратиграфических и других несогласий в залегании пород и др.

При детальной корреляции основное место отводится признакам, определенным по промыслово-геофнзическим данным с привлечением результатов исследования керна, опробований и гидродинамических исследований. Детальная корреляция направлена на исследование продуктивных частей разреза с целью выявления интервалов фильтрации флюидов внутри продуктивных пластов. Очевидно, что при моделировании залежей и подсчете и уточнении содержащихся в них запасов нефти и газа, на этапе разработки залежей выполняют, в основном, детальную корреляцию, поскольку только она обеспечивает необходимую детализацию изучения продуктивной части геологического разреза с целью прослеживания путей фильтрации флюида.

В настоящее время при изучении геологических разрезов скважин, геолого-промысловом моделировании залежей УВ, подсчете запасов актуальным является использование различных компьютерных программ как отечественного, так и импортного производства. Среди них такие, как Eclipse, LandMark, 1RAP RMS, Petrel, ТРИАС, ГИНТЕЛ, ЛАУРА, ТЕХСХЕМА и другие. Многие из этих программ предусматривают сопоставление геологических разрезов скважин с использованием процедуры пикетов, т.е. проставление каждой реперной границы пользователем программы производится «вручную». С этим можно согласиться в случае исследования залежи, разбуренной небольшим количеством скважин, а также в случае исследования небольшого интервала изучаемого разреза. Но и при этих условиях достаточно трудно проконтролировать качество выполнения сопоставления геологических разрезов скважин.

В диссертационной работе рассмотрены вопросы корреляции геологических разрезов скважин, геологического моделирования и подсчета запасов с использованием программы «AutoCorr», основные особенности программного комплекса, а также приведены примеры корреляции аномально залегающих отложений (тектонические нарушения, несогласное и клиноформное залегание отложений).

Корреляция, выполняемая в автоматическом режиме программой «AutoCorr», может использоваться на любом этапе изученности объектов

нефтегазоносности, и может быть как региональной - при сопоставлении разрезов скважин изучаемой площади, разбуренной редкой сетью скважин, так и локальной при корреляции разрезов скважин одного месторождения. В тоже время корреляция в автоматическом режиме может выполняться по всему разрезу, вскрытому скважинами, а также по горизонтам и комплексам, в пределах продуктивного пласта - и тогда автоматическая корреляция будет общей, зональной и детальной, соответственно. Это зависит от задач, поставленных при автоматической корреляции.

При корреляции в автоматическом и интерактивном режимах в программе «АЩоСогг» реализованы все основные принципы сопоставления геологических разрезов скважин, выполняемых вручную. Однако существует и ряд особенностей, которые применены впервые.

В основе выбора направления при сопоставлении геологических разрезов скважин в программе «АЩоСогг» заложен принцип построения триангуляционных сетей. При этом в автоматическом режиме по-парно и независимо сопоставляются разрезы скважин, расположенных в вершинах каждого ребра триангуляции с возвратом в откоррелированную скважину. Результат сопоставления контролируется в цифровом виде в виде ошибки и по интенсивности цвета треугольника триангуляционной сети. Исправление ошибочных парных корреляций возможно с помощью задания ручных связей между отдельными парами точек разрезов скважин с последующим исправлением или в автоматическом режиме путем задания новых параметров парных корреляций. Схема корреляции также строится в автоматическом режиме одновременно в разрезах всех скважин моделируемой залежи или месторождения. В качестве линии сопоставления может быть выбрана любая реперная граница схемы (за исключением границы несогласного залегания или тектонического нарушения).

В работе приведены результаты сопоставления разрезов скважин с использованием программы «АгЛоСотт» согласно залегающих отложений, а также отложений залегающих аномально, таких как несогласное, клииоформное залегание, тектонические нарушения.

Глава 4. Методика выявления клинофопмпых условий залегавня с помощью программы «АвгёоСогг» на примере нижнемеловых продуктивных отложений месторождения Западной Сибири.

Четвертая глава посвящена выявлению условий аномального залегания ачимовских отложений Самотлорского месторождения, обоснованию методики изучения геологического строения продуктивных пластов с клиноформными условиями залегания с помощью программы «АЩоСогг» .

Возможность использования автоматизированной программы корреляции «А1йоСогг» на различных этапах изученности позволила в короткий срок осуществить сопоставление разрезов более семнадцати тысяч скважин Самотлорского месторождения, изучить геологический разрез от верхнеюрских отложений (снизу) до кошайских глин (в верхней части разреза) - около 1500 метров каротажа. В пределах изучаемого геологического разреза Самотлорского месторождения выделены и прослежены во всех скважинах 83 корреляционные границы. Выполнены сопоставления продуктивных пластов группы АВ (расположены между корреляционными границами с 1 по 34) и БВ (с 35 по 47 границу), ачимовской толщи (с 48 по 66 границу) и верхнеюрского продуктивного горизонта (соответственно, с 66 по 83 границу). При выполнении региональной и общей корреляции многие из этих корреляционных границ могут использоваться в качестве реперных.

Из общего количества скважин были отобраны и исследованы разрезы 1928 скважин, в той или иной степени вскрывшие изучаемые отложения по всей территории Самотлорского месторождения. Это скважины Приобской, Самотлорской, Черногорской, Белозерской, Нижневартовской и Мых-Пайской площадей. Из них 628 скважин вскрыли отложения баженовской свиты. Выполнена общая, по зональным интервалам и детальная корреляция в пределах продуктивных пластов, а также локальная и региональная корреляция в пределах огромной территории месторождения, которая и позволила выявить особенные условия формирования отложений. В итоге была создана база данных для построения ЗБ геологической и

гидродинамической моделей залежей продуктивных пластов Самотлорского месторождения, реализованная при пересчете запасов 2001 - 2003 гг.

Для наиболее эффективного выполнения корреляции разрезов скважин отложений, осложненных клиноформными условиями залегания, определен комплекс геофизических методов ГИС: ИК, БК, ПС. Индукционный метод в изучаемом разрезе оказался наиболее информативным для целей корреляции геологических разрезов скважин в глинистой ее части.

В разрезе ачимовских отложений Самотлорского месторождения залегают основные реперы первой категории: отражающий горизонт «Б» баженовской свиты и глина, подстилающая продуктивную группу пластов БВз (реперы первой категории). На базе комплексного использования индукционного и бокового методов ГИС впервые установлена клиноформная направленность корреляционных границ внутри собственно ачимовской толщи между реперами первой категории. Здесь следует отметить, что впервые по результатам глубокого бурения без привлечения сейсмических исследований установлены клиноформные условия залегания отложений с полным завершением клиноформного цикла в отдельных пластах.

Впервые установлено, что в период формирования отдельных пластов ачимовских отложений на территории Самотлорского месторождения сменялись во времени три основные обстановки седиментации: мелководного шельфа (ундаформа), подводного склона впадины (клиноформа) и ее дна (фондоформа). В полном объеме эти три формы отражены в геологическом строении горизонтов БВп.и, БВщ1"2, БВю° и нижней пачки горизонта БВ9. Продвижение бровки шельфового склона (зоны максимальной общей толщины) пластов БВ9-БВ22 имеет направление северо-запад на юго-восток.

Установлено относительное постоянство геологического строения разреза ачимовских отложений в субпшротном направлении центральной части площади месторождения и его клиноформное изменение в субмеридиональном направлении. Направление изменения общей толщины продуктивных пластов БВ9-БВ22 совпадает с направленностью развития клиноформы по территории Самотлорского месторождения.

Основные методические приемы выявления клиноформных условий залегания продуктивных пластов с помощью программы

«AutoCorr»:

1. Проведение сортировки массива скважинного материала с целью выявления скважин, вскрывших изучаемый геологический разрез в той или иной степени.

2. Выбор наиболее информативного комплекса методов ГИС для эффективного выполнения сопоставления геологических разрезов скважин.

3. Выполнение корреляции по триангуляции Делоне для сведения к минимуму ошибки при выполнении сопоставления геологических разрезов скважин.

4. Корреляция разрезов скважин, вскрывших отложения в полном объеме, с последующим вовлечением в процесс сопоставления разрезов скважин, вскрывших изучаемые отложения в той или иной степени.

5. Прослеживание реперных поверхностей, выполнение региональной и локальной корреляции, общей корреляции и корреляции по зональным интервалам. Осуществление детальной корреляции изучаемого разреза с целью определения границ и формы залежей УВ клиноформного типа, путей фильтрации флюида. Увязка реперных границ с сейсмическими реперами.

6. Выполнение сопоставлений разрезов скважин, по-возможности, в абсолютных глубинах. Проверка изменения толщин между реперными поверхностями с целью доказательства идентичности участка разреза в разрезах разных скважин («сжатие», «растяжение» участка разреза скважины).

7. Использование масштабирования кривых ГИС при выполнении корреляции для наиболее правильного представления исследуемых и сопоставляемых разрезов скважин.

8. Исследование изучаемых разрезов скважин, расположенных в пределах огромных территорий по «розе ветров» для выявления «направленности» клиноформы.

9. Анализ распространения пластов по площади месторождения. Построение карт общей толщины пластов, детальных геологических профилей, выполнение структурных картопосгроений.

Эти методические приемы успешно применены при изучении нижнемеловых отложений продуктивных пластов с клиноформными условиями залегания Приразломного, Покамасовского, Кетовского, Ново-Покурского, Приобского, Чистинного и некоторых других месторождений Западной Сибири.

Заключение

Основные результаты проведенного исследования.

1. Выработана и усовершенствована методика сопоставления геологических разрезов скважин, осложненных фациальными замещениями, разрывными нарушениями, стратиграфическими размывами и клиноформными условиями залегания с использованием программы «АШоСогг».

2. Проведена систематизация видов корреляции на различных стадиях подготовки месторождения к подсчету запасов и проектированию разработки.

3. Выполнены обобщение и систематизация всей имеющейся геолого-геофизической информации в процессе изучения геологического разреза тестового месторождения (Самотлорского).

4. Выработаны методические приемы для выявления клиноформных условий залегания в разрезах скважин крупных разрабатываемых месторождений, разбуренных многочисленной сетью поисково-разведочных и эксплуатационных скважин (типа Самотлора), с помощью компьютерных технологий.

5. Обоснован оптимальный и наиболее информативный комплекс методов ГИС для сопоставлений разрезов скважин с клиноформными условиями залегания на примере ачимовских продуктивных отложений Самотлорского месторождения.

6. Впервые установлены клиноформные условия залегания ачимовских отложений Самотлорского месторождения субмеридиональной направленности. Предложенные автором методические приемы использованы для корреляции геологических разрезов скважин с клиноформными условиями залегания других месторождений ЗападноСибирского нефтегазоносного комплекса.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. И.С.Гутман, Г.П.Кузнецова «Детальная корреляция ачимовских отложений Самотлорского месторождения с помощью программы «Геокор-2»». Тезисы докладов Губкинских чтений 20-21 ноября 2002 г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

2. И.С.Гутман, Г.ПКузнецова, Ф.А.Шарифуллин, Н.Ч.Акчурина, О.И.Сорокина «Особенности клиноформного строения нижней части неокомских продуктивных горизонтов БВ9.22 (ачимовских отложений) Самотлорского месторождения». «Технологии нефти и газа» №1 2004 г.

3. И.С.Гутман, В.Е. Копылов, Г.П.Кузнецова, В.М. Староверов «Геологическое моделирование и подсчет запасов залежей углеводородов с использованием программы «Геокор-2». Труды Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» Института нефтегазового бизнеса при Президенте Российской Федерации (18 марта 2004 г.).

4. И.С. Гутман, НЮ. Балабан, В.Е. Копылов, В.В. Бакина, Г.П Кузнецова, В.М. Староверов, Ю.И. Брагин. Промысловая геология нефти и газа. Детальная корреляция разрезов скважин и подготовка геологической основы для моделирования залежей УВ с помощью программы «AutoCorr». Учебное пособие. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004 г.

5. И.С. Гутман, В.Е. Копылов, Г.П Кузнецова, В.М. Староверов, Ю.И. Брагин. Подсчет запасов УВ. Геометризация залежей, геологическое моделирование и подсчет запасов УВ с помощью программы «AutoCorr». Учебное пособие. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004 г.

6. И.С. Гутман, И.Ю. Балабан, Г.П. Кузнецова, В.Е. Копылов, В.М. Староверов, H.H. Лисовский. Отечественный комплекс «AutoCorr» для выполнения корреляции разрезов скважин в автоматическом и полуавтоматическом режимах, моделирования залежей, подсчета запасов УВ и проектирования разработки. Вестник ЦКР РОСНЕДРА №2 2005 г.

7. И.С. Гутман, И.Ю. Балабан, В.Е. Копылов, Г.П. Кузнецова, A.C. Солодовникова, В.М. Староверов «Расчет средневзвешенных значений параметров, объемов коллекторов и подсчет запасов нефти объемным методом на основе карт удельных запасов с использованием новейших компьютерных технологий». «Технологии нефти и газа». №5-6 2005 г.

к исполнению 04/04/2006 Исполнено 06/04/2006

Заказ № 236 Тираж: 100 экз.

ООО «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 Москва, Варшавское ш., 36 (495) 975-78-56 (495) 747-64-70 www.autoreferat.ru

74^5"

-74 6J

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кузнецова, Галина Павловна

Введение

Глава 1. Эволюция представлений о клиноформном залегании продуктивных пластов. Характеристика клиноформного залегания отложений. Современные представления о строении неокомских отложений Западной Сибири. Типы клиноформ и их классификация.

Глава 2. Особенности геологического строения и нефтегазоносность Самотлорского месторождения

2.1. Геолого-геофизическая изученность и история открытия месторождения.

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений.

2.3. Тектоника Самотлорского месторождения.

2.4. Условия формирования осадочных отложений. Нефтегазоносность Самотлорского месторождения.

Глава 3. Комплексирование методов изучения клиноформного залегания отложений на различных стадиях изученности.

3.1. Методы изучения залегания отложений на поисково-оценочной стадии. Сейсмические исследования осадочных отложений.

3.1.1. Общие положения. Необходимость использования данных сейсморазведки для корреляции разрезов скважин.

3.1.2.Сейсмогеологический прогноз.

3.2. Методы изучения залегания отложений на стадии подсчета запасов. Комплексирование сейсмики 2D, 3D и корреляции геологических разрезов скважин.

3.3. Методы изучения залегания отложений на стадии уточнения запасов. Классификация корреляции в зависимости от степени изученности. Детальная корреляция разрезов скважин по материалам ГИС эксплуатационного бурения.

3.3.1. Требования к материалам ГИС при корреляции геологических разрезов скважин.

3.3.2. Основные положения, учитываемые при корреляции.

3.3.3. Методические приемы корреляции.

3.3.4. Основные принципы выполнения корреляции «вручную»

3.4. Использование новейших компьютерных технологий при изучении строения отложений на различных этапах изученности. Программа корреляции геологических разрезов скважин, геологического моделирования и подсчета запасов «AutoCorr» и ее основные особенности.

3.4.1. Корреляция аномально залегающих отложений с использованием программы «AutoCorr».

Глава 4. Методика выявления клиноформных условий залегания с помощью программы «AutoCorr» на примере нижнемеловых продуктивных отложений месторождения Западной Сибири.

4.1.Выявление условий аномального залегания ачимовских отложений на месторождении Самотлор.

4.2. Клиноформное залегание ачимовских отложений Самотлорского месторождения и его доказательство.

4.3.Принципы выделения и номенклатура продуктивных пластов ачимовской толщи в условиях их клиноформного залегания на Самотлорском месторождении. 153 4.4.0сновные результаты и особенности корреляции нижнемеловых ачимовских отложений Самотлорского месторождения. 163 4.5.0сновные методические приемы выявления клиноформных условий залегани$ продуктивных пластор с помощью программы «AutoCorr».

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методика выявления клиноформных условий залегания ачимовских продуктивных пластов с помощью программы "AutoCorr""

При выполнении диссертационной работы использован отечественный программный комплекс «AutoCorr» (свидетельство №2004610585 от 27.02.2004гЛ. созданный на кафедре промысловой геологии РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина группой авторов (Балабан И.Ю., Копылов В.Е. Кузнецова Г.П., Староверов В.М., Лисовский Н.Н.) под руководством профессора кафедры И.С. Гутмана, который решает задачи корреляции разрезов скважин в автоматическом и интерактивном режимах, геологического моделирования залежей, подсчета запасов УВ и создания геологической основы для проектирования разработки и может быть использован на различных этапах изученности. Решением секции нефти и газа ЭТС ГКЗ МПР России от 24 июня 2004 года программа «AutoCorr» одобрена и рекомендована для решения задач корреляции разрезов скважин, подготовки и представления материалов по подсчету геологических запасов в ГКЗ МПР России, особенно на длительно разрабатываемых месторождениях с большим количеством скважин.

Актуальность работы

Вторая половина XX века ознаменована крупнейшими приростами углеводородного сырья в Западной Сибири. С открытием в 1953г. первого газового месторождения - Березовского, а в 1960г. первого нефтяного месторождения - Шаимского в Западной Сибири менее чем за 20 лет была создана мощная сырьевая база, позволившая нашей стране в это время выйти на первое место в мире по добыче нефти и газа.

По состоянию на 1.01.2000г. итогом геолого-разведочных работ в Западной Сибири стало открытие 724 месторождений нефти и газа, которые включают 5247 залежей УВ, в том числе 3687 нефтяных, 129 газонефтяных, 281 нефтегазоконденсатных, 485 газовых и 655 газоконденсатных.

Стратиграфический диапазон открытых залежей достаточно велик: от доюрского фундамента до туронского яруса включительно [4].

Потенциальные ресурсы углеводородного сырья Западной Сибири позволяют смело утверждать, что этот регион и в XXI веке останется главной нефтегазодобывающей провинцией России. Утвержденные в 1994 году Центральным энергетическим комитетом потенциальные запасы следующие: газ - 97196,2 млрд.м , нефть - 50803,7 млн.т, конденсат - 5385,2 млн.т.

Проблема сохранения высоких добывных возможностей нефти и газа в освоенных районах Западной Сибири обостряется с каждым годом по мере исчерпания запасов УВ в наиболее близко залегающих горизонтах, приуроченных к ловушкам структурного типа. В связи с этим перед промысловыми геологами в последние десятилетия стоит задача открытия новых, более глубокозалегающих нефте- и газоносных пластов в ачимовских, юрских, триасовых и палеозойских отложениях.

Наиболее перспективными в этом плане являются ачимовские залежи нефти и газа, приуроченные к низам меловых отложений и к ловушкам неструктурного типа, и распространенным на глубинах 2500-4000 м практически по всей территории Западной Сибири. Потенциальные ресурсы этих залежей оцениваются как минимум в 5млрд.т нефти, 4,8 трлн.м газа и 1 млрд.т конденсата. [5].

Неокомский нефтегазоносный комплекс Западной Сибири является основным продуктивным комплексом, обеспечивающим как нефтедобычу, так и прирост запасов углеводородного сырья. Однако перспективы выявления продуктивных горизонтов в последнее время в большей степени связаны с залежами «неантиклинального», клиноформного типа. Данные о клиноформном строении неокома, полученные за последние десятилетия, а также открытие таких месторождений, как Приобское и Сугмутское, установление региональной продуктивности ачимовской толщи Большого Уренгоя, позволяют связывать с клиноформами неокома перспективы выявления крупных скоплений УВ, неконтролируемых антиклинальными структурами.

Вопросы перспектив нефтегазоносности клиноформных отложений для условий Западной Сибири имеют особую актуальность ввиду широкого их распространения в разрезе нижнемеловых (ачимовских) отложений нефтегазоносного комплекса Западной Сибири.

В настоящее время длительно разрабатываемые месторождения вступают в позднюю стадию разработки с быстрым ростом обводненности продукции и падением добычи нефти. На таких месторождениях, как правило, пробурены сотни и даже тысячи скважин, вокруг них создана всеобъемлющая инфраструктура по добыче, сбору, транспортированию и переработке УВ, и в том числе и социальная составляющая. Поэтому сегодня особенно актуально как можно дольше продлить жизнь этим месторождениям за счет грамотного использования накопленной промыслово-геологической информации о месторождении, недоизученных на ранних этапах объектов исследования, накопленного интеллектуального потенциала, человеческих ресурсов.

Цель и задачи исследования

Для этого решаются такие задачи, как - геометризация формы и объема пустотного пространства в клиноформных ловушках на базе корреляции с использованием для этой цели новейших компьютерных технологий.

Научная новизна

1. Впервые упорядочены различные виды корреляции в зависимости от степени изученности объектов нефтегазоносности, а также наличия фактического исходного материала для целей изучения строения залежей УВ, их геологического моделирования и достоверного подсчета запасов.

2. Впервые систематизированы и обобщены данные ГИС для целей корреляции, сопоставлены геологические разрезы скважин огромной территории Самотлорского месторождения благодаря возможности использования компьютерных технологий.

3. Впервые для выполнения сопоставления геологических разрезов скважин использован отечественный программный продукт - программа автоматической корреляции, геологического моделирования и подсчета запасов «AutoCorr», созданный на кафедре Промысловой геологии нефти и газа.

4. Впервые предложен комплекс методических приемов для выполнения корреляции геологических разрезов с клиноформными условиями залегания с использованием компьютерных технологий.

5. Впервые установлено клиноформное залегание отложений внутри ачимовской толщи в направлении северо-запад на юго-восток. На ранних и последующих этапах изучения разрезов и территорий Западной Сибири клиноформы ачимовских отложениий имели субширотное простирание. Клиноформа ачимовской толщи Самотлорского месторождения повернула в субмеридиональном направлении, в связи с чем была пропущена при сейсмических исследованиях.

Опыт изучения клиноформных условий залегания ачимовской толщи на Самотлорском месторождении позволит наиболее эффективно подойти к проектированию разработки продуктивных горизонтов нижнего неокома, обратить внимание на возможные изменения геологического строения ачимовских отложений в субмеридиональном направлении в разрезе других месторождений Западной Сибири, где на сегодняшний момент существует мнение о боковом (широтном) осадконакоплении [17, 18, 22, 23, 25, 29, 30, 34,40]. s

Практическая значимость и реализация работы

Предложен комплекс методических приемов для изучения геологического строения продуктивных пластов с аномальными условиями залегания - клиноформными, которые часто являются ловушками УВ неструктурного типа, с использованием новейших компьютерных технологий для длительно разрабатываемых месторождений с большим количеством скважин.

Результаты детальной корреляции и анализ аномальных условий залегания изучаемых ачимовских отложений позволили принять новую индексацию нижней части неокомских продуктивных отложений, которая утверждена Протоколом совместного рассмотрения номенклатуры пластов от 25.07.2000г. между представителями ОАО «Самотлорнефтегаз» и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина [14].

Основные защищаемые положения.

2. Комплекс методических приемов для выявления клиноформных залежей крупных разрабатываемых месторождений, разбуренных многочисленной сетью скважин (типа Самотлора), с помощью новейших компьютерных технологий.

Гпава 1. Эволюция представлений о кпиноформном залегании продуктивных пластов. Характеристика клиноформного залегания отложений. Современные представления о строении неокомских отложений Западной Сибири. Типы клиноформ и их ф классификация.

Первые открытия неструктурных ловушек в Западной Сибири (в шестидесятые годы) совершались попутно при разведке антиклинальных структур. Однако выработанность фонда структурных ловушек и очевидная перспективность неантиклинальных объектов сделала их в восьмидесятые годы основным объектом исследования. Условиями формирования, размещением и прогнозом неантиклинальных резервуаров в наиболее преспективном неокомском комплексе Западной Сибири занимались М.М. ф Биншток, В.Н. Бородкин, B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, JI.A. Векслер, Ф.Г.

Гурари, С.В. Ершов, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карагодин, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, Н.Я. Кунин, Б.А. Лебедев, О.М. Мкртчан, Г.П. Мясникова, В.Д. Наливкин, A.JI. Наумов, А.А. Нежданов, И.И. Нестеров, Н.Н. Ростовцев, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, JI.JL Трусов, Л.Я. Трушкова, Ф.З. Хафизов, Ю.В. Шепеткин, В.И. Шпильман и др.

Исследования, направленные на изучение неантиклинальных резервуаров в других регионах, проводились также В.И. Богацким, Б.Я. Вассерманом, К.К. Гостинцевым, В.А. Гроссеймом, В.А. Долицким, А.И. Дьяконовым, Л.Г. Каретниковым, М.С. Моделевским, Н.С. Окновой, В.Я. • Россомахиным, Г.Ф. Рожковым, В.В. Самсоновым, Б.А. Яраловым и др.

Неструктурные ловушки зачастую приурочены к определенным фациальным обстановкам (дельты, русла, бары, дюны, глубоководные конусы выноса и др.). Поэтому важнейшим звеном в их прогнозе становятся палеофациальные и палеогеографические исследования. Разработкой теоретических основ и методик изучения обстановок осадконакопления занимались Н.Б. Вассоевич, М.Л. Верба, Н.Н. Верзилин, И.С. Грамберг, В.А. ф Гроссгейм, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карагодин, Б.А. Лебедев, Н.В. Логвиненко,

А.Е. Лукин, А.В. Македонов, B.C. Муромцев, Д.В. Наливкин, Н.С. Окнова, М.В. Проничева, JI.B. Пустовалов, А.Б. Рухин, Н.М. Страхов, Г.И. Теодорович, П.П.Тимофеев, В.Е. Хаин, В.Н. Шванов и др. [8, 35,40,41].

Сокращение фонда антиклинальных структур в нефтегазоносном бассейне Западной Сибири в настоящее время выдвинуло на передний план проблему поиска и разведки залежей УВ в ловушках неструктурного типа, приуроченных к клиноформным образованиям. Проблемы, связанные с прогнозом залежей УВ в неантиклинальных объектах, наиболее полно представлены при изучении неокомского клиноформного комплекса отложений Западной Сибири.

Несмотря на многочисленные исследования, единой точки зрения на условия формирования неокомских отложений до сих пор нет. Сформировались две основные модели строения неокома. Согласно первой модели, в условиях морского мелководья происходило характерное для платформ субгоризонтальное осадконакопление неокомских отложений (Брадучан, 1973г.; Б.А. Онищенко, В.И. Шпильман, 1978г. и др.). Горизонтальная последовательность неокомских продуктивных пластов Нижневартовского района в составе куломзинской, тарской, вартовской, позднее мегионской и ванденской свит была отражена в региональных стратиграфических схемах Западно-Сибирской равнины, последняя из которых была принята в 1991г. [35].

Вторая - принципиально новая клиноформная косослоистая модель строения неокомских отложений для Нижневартовского района была предложена A.JI. Наумовым в 1977 году [28]. В статье этого исследователя на основе детальной послойной корреляции и анализа толщин изучаемых отложений было убедительно показано косослоистое строение неокомских отложений. Основные положения статьи сводились к следующему:

1. В берриас-валанжинское время Западно-Сибирский морской бассейн представлял собой некомпенсированную впадину, в течение длительного времени постепенно заполнявшуюся с юго-востока обломочным материалом.

Схема формирования берриас-валанжинского разреза подобна схемам формирования разрезов в условиях некомпенсированных впадин многих районов мира.

2. Песчаники ачимовской пачки (пласты Б162о) формировались у подножия склона шельфа, медленно продвигавшегося к центру бассейна.

3. Шельф повсеместно имел региональный наклон к центру бассейна; по предварительным данным, глубина его составляла в районе внешней кромки около 200 м, дна бассейна - около 500 м [28].

Почти за 30 лет со времени появления этой схемы строения нижнемеловых отложений, появилось множество публикаций, посвященных этому вопросу. Круг исследователей, поддерживающих и разрабатывающих концепцию клиноформного строения неокомских отложений ЗападноСибирского бассейна, все более расширялся. Следует отметить, что практически революционным скачком, позволившим получить новую информацию о строении осадочной толщи Западной Сибири, стало широкое внедрение в практику сейсморазведки методом ОГТ. Это повлекло за собой создание нового раздела стратиграфии - сейсмостратиграфии. Впервые на сейсмопрофилях четко отобразилось косое наслоение осадков в нижней части мелового разреза. [30, 31].

Впоследствии модель косослоистого клиноформного строения неокомских отложений Западной Сибири была принята многими исследователями и развивалась в работах Ю.Н. Карагодина (1980), Н.Х. Кухламетова, Н.Я. Кунина (1968, 1969), О.М. Мкртчана (1987), А.А. Нежданова (1994, 2000), Т.М. Онищука (1976), Л.Я. Трушковой (1997) и др. Согласно этой модели, неокомские отложения включают в себя два региональных нефтегазоносных комплекса. Нижний комплекс, резервуары которого представлены ачимовскими алевропесчаными отложениями, имеющими авандельтово-турбидитный генезис, и верхний, сложенный циклическим чередованием песчаных пластов и аргиллитовых пачек. Отложения верхнего нефтегазоносного комплекса имеют мелководноморской генезис и откладывались на шельфовых террасах с градиентом наклона 1-3 м/км. В совокупности неокомские отложения формируют клиноформную толщу толщиной около 500 м. Данная модель позволила разрешить многие вопросы и противоречия, возникшие при исследовании отложений неокома, в частности, возрастное скольжение шельфовых пластов в западном направлении от валанжина до готерива.

Первоначально термин «клиноформа» был применен Дж. Ричем для обозначения фациальных условий осадконакопления в пределах континентального склона [1]. Но термин быстро приобрел морфологическое значение и более широкие фациальные рамки. Большинство исследователей под клиноформными отложениями понимают циклически построенную толщу заполнения глубоководного бассейна путем бокового наращивания континентального склона. Отдельные клиноформы представляют собой результат единичного регионального цикла осадконакопления и подразделяются на части: шельфовую (ундаформа по Ричу), склоновую и подножия шельфового склона (фондоформа).

Согласно рисунку 1, материал откладывается на фронтальном склоне дельты, образуя слои осадков склона за его пределами в виде придонных дельтовых слоев и в верхней части - в виде поверхностных дельтовых слоев. В областях, испытывающих погружение, поверхностные слои могут достигать значительной толщины. В настоящее время в Западно-Сибирском бассейне выделяется до 18 субрегиональных седиментационных циклов, с которыми связываются самостоятельные ачимовские алевропесчаные тела [35].

Палеографические данные свидетельствуют, что во время отложения осадков, сформировавших куломзинский горизонт, большая часть территории Западно-Сибирской равнины была покрыта морем, а суша располагалась в виде узких полос вдоль современных границ равнины. Именно в это время и несколько позже в отложениях куломзинской, ахской, мегионской и фроловской свит сформировались ачимовские алевропесчаные тела.

Рис.1. Диаграмма, на которой показаны форма, рост и внутреннее строение дельты. [1].

Учитывая, что шельфовые террасы имеют небольшую ширину (в среднем первые десятки километров), роль авандельтовых течений в шельфовой части бассейна была существенной.

Накапливающиеся в основании склона (фондоформная часть клиноформы) ачимовские песчаники тяготеют либо к подножию положительных структур, либо к впадинам, где аккумулируется зерновой материал. Наилучшие коллекторы формировались перед барьерами на пути транзита зернового материала (на склонах палеоподнятий). Снос обломочного материала осуществлялся разного рода гравитационными течениями (преимущественно турбидитными). Влияние на формирование фондоформы оказывали также глубоководные вдольсклоновые течения (Наумов A.JI. 1982; Кунин Н.Я. и др. 1968,1969).

Возраст ачимовский толщи - бериас-ранний валанжин, толщина достигает 170-200 метров. Отложения ачимовской толщи представлены переслаиванием пластов аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники серые мелкозернистые, часто известковистые с прослоями алевролитов, глин и иногда карбонатных пород. Выделяются песчаные и алевропесчаные тела, достигающие по толщине несколько десятков метров, которые и содержат залежи УВ в этой части разреза [35].

Данный интервал выделяется как ачимовский нефтегазоносный комплекс. Он характеризуется сложным строением пластов-коллекторов, высокой латеральной и вертикальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств, невысокими коллекторскими характеристиками, наличием в залежах этих пластов АВПД. Достоверный прогноз эффективных толщин коллекторов в ачимовских отложениях только по сейсморазведочным данным проблематичен, так как при одних и тех же сейсмофациальных характеристиках в фондоформах могут залегать как маломощные, слабопроницаемые песчано-алевритовые породы с глинисто-карбонатным цементом, так и мощные (до 50-60 м) сравнительно однородные песчаные пласты, обладающие промышленными фильтрационно-емкостными свойствами.

Учитывая то, что для поисков залежей УВ в отложениях шельфовых пластов достаточно эффективно используется сейсморазведка, обеспечивающая прогноз структурных ловушек, видимо, основное внимание при изучении ачимовских отложений необходимо уделить изучению фондоформной составляющей клиноформы. Задачи, с решением которых связывается прогноз залежей в ачимовских отложениях, наиболее емко сформулированы А.А. Неждановым [35]: «. во-первых, это задачи литолого-седиментационного и стратиграфического плана, так как стратификация и генезис ачимовских отложений вплоть до настоящего времени остаются дискуссионными; во-вторых, задачи нефтегазопромысловой геологии - исследование закономерностей распределения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по площади и разрезу».

В публикациях А.А. Нежданова и др. [30, 31] и Ф.Г. Гурари [8] приводятся авторские варианты строения верхнеюрско-нижнемеловых отложений центральной части Западной Сибири.

А.А. Нежданов за основу своей схемы принял циклическое развитие седиментационного бассейна. Им выделено и пронумеровано с востока на запад 29 отдельных клиноформ, каждая из которых соответствует отдельному трансгрессивно-регрессивному циклу седиментации. В работе Ф.Г. Гурари за основные стратиграфические подразделения приняты свиты. В обеих предложенных схемах, в отличие от стратиграфической схемы, принятой на Межведомственном стратиграфическом совещании в 1991г., показано возрастное скольжение кровли баженовской свиты от волжского яруса до готеривского, происходящее в широтном направлении с запада на восток. Отображено также локальное распространение вышележащих отложений выделенных в одном случае в зонциклиты, соответствующие клиноформам, а в другом случае - в свиты. В кровле всех выделяемых подразделений, в отличие от стратиграфической схемы 1991г., показаны перерывы в осадконакоплении, возрастные масштабы которых четко не определены.

Близкие взгляды с А.А. Неждановым высказывают и авторы коллективной монографии «Приобская нефтеносная зона» (Карогодин Ю.Н., Ершов С.В. и др., 1996) [23]. Неокомские отложения ими представляются в виде иерархической слоевой системы, в которой выделяются клиноциклиты различного ранга. Основными объектами исследований являются клиноциклиты субрегионального уровня. Именно они достаточно отчетливо отражаются на сейсмических профилях, что позволяет их картировать на значительной территории.

Следует отметить, что идея клиноформного строения нижнемеловых отложений Западной Сибири и, в частности, Нижневартовского района до сих пор принимается не всеми исследователями. Так, одной из последних опубликованных работ, в которой рассматривается «горизонтальное» строение ачимовской толщи в западной части Нижневартовского свода, является статья Б.А. Онищенко [33]. Автор, в первую очередь, на основе распределения толщин ачимовских песчаников делает вывод о неравномерном континентальном размыве в послеачимовское время. Генетической основой такого вывода, по мнению автора, является «проявление линейной (речной) эрозии в послеачимовское время», имеющей «полосовидный (субмеридиональный) характер ее распространения».

Принимая за основу горизонтально слоистую модель ачимовской толщи, ее структура ориентировалась на структуру баженовской свиты. С позиций возрастного скольжения кровли баженовской свиты и современных взглядов на условия образования ачимовских песчаников, такая ориентация была ошибочной. В определенной мере этим объясняется и невысокий коэффициент удачи поисково-разведочного бурения в результате поисков залежей в ачимовских пластах. Структурные ловушки в этой толще редки и выявлены лишь на наиболее контрастных локальных поднятиях. Доминирующими для ачимовских отложений являются литологически экранированные ловушки разновозрастных отложений восточного склона неокомского палеобассейна Западной Сибири.

По представлениям Нежданова, Карогодина, Ершова и некоторых др. авторов клиноформы в неокомских отложениях Западной Сибири есть не что иное, как циклиты, сиквенсы - седиментационные тела, образовавшиеся в результате эвстатических колебаний уровня моря и ограниченные в мелководной части региональными несогласиями, а в глубоководной - их коррелятивными поверхностями. Время на формирование каждой субрегиональной клиноформы составляло примерно 1-1,5 млн. лет, что соответствует сиквенсам III порядка. В регрессивную фазу формирования клиноформ часть обломочного материала по подводным руслам транзитом пересекала шельф и под действием гравитационных потоков перемещалась к основанию [35].

Как уже отмечалось, сторонники косослоистой модели неокома объясняют формирование неокомского разреза лавинным, боковым заполнением глубоководного морского палеобассейна. В позднеюрское время на территории Западной Сибири располагалось баженовское палеоморе площадью более 2 млн. км , характеризовавшееся некомпенсированным режимом осадконакопления. Его глубины, по некоторым оценкам, в центральных районах бассейна достигали 500-700 м. В неокоме или, возможно даже, в поздневолжское время с началом регрессивного этапа крупного седиментационного цикла некомпенсированный режим сменился режимом лавинной седиментации с компенсацией к началу апта.

Обломочный материал поступал, в основном, с востока (Сибирской платформы, Енисейский кряж), юго-востока (Алтае-Саянской складчатой области) и в меньшей степени с запада (Урала). Этой неравномерностью поступления обломочного материала объясняется асимметрия клиноформного строения неокома. Осевая его часть, где «встречаются» западные и восточные клиноформы, смещена («прижата») к Уралу, т.е. Приуральская зона развития неокома значительно уже Приенисейско-Саянской [35].

Клиноформы восточного падения, сформировавшиеся под влиянием источников сноса Урала, имеют преимущественно глинистый характер разреза (что и определило их бесперспективность), тогда как, клиноформы западного падения представлены чередованием глинистых пачек и песчаных горизонтов. Именно к этим клиноформам приурочена основная доля запасов УВ неокомского комплекса.

Система клиноформ - это циклично выдвигающиеся на запад аккумулятивные дельтовые постройки палеорек, впадавших в морской бассейн, а наклонные отражающие горизонты фиксируют положение склонов дельт в различные интервалы времени (Кулахметов и др., 1983) [25]. Широкое развитие типично шельфовых фаций в пределах дельтовых платформ дает основание относить существовавшие в то время палеодельты данного района к деструктивным, в которых преобладали бассейновые процессы. Последние особенно доминировали в периферийных районах дельтовых платформ.

Выдержанные шельфовые пласты формировались в пределах дельтовых платформ. Дистальные песчаники (песчаники ачимовской толщи) имеют линзовидное распространение и представляют собой в значительной мере турбидитные образования глубоководных конусов выноса, сформировавшихся в условиях нижних частей склонов дельт. В зону прилегающей глубоководной равнины, доносился в основном глинистый материал. А в центральной, самой глубоководной части бассейна была обширная депрессионная равнина с некомпенсированным (дефицитным) осадконакоплением. Туда доносился очень небольшой объем тонкого пелитового материала, вследствие чего накапливались в основном маломощные органогенные (сапропелевые) илы с содержанием органического вещества более 10%. Считается, что эти образования впоследствии стали основной нефтегенерирующей толщей в мезозойско-кайнозойском чехле Западной Сибири. Наступление суши прерывалось кратковременными трансгрессиями, которые фиксируются в разрезе выдержанными региональными пачками глин.

О природе клиноформ существуют различные точки зрения. Одни объясняют их природу тектоническим режимом областей сноса (Казаринов, 1958) [21]. Некоторые исследователи в качестве определяющего фактора предлагают климатические процессы, например, катастрофические ливни, когда в сравнительно короткие сроки перемещались огромные массы осадочного материала (Гурари, 1994) [8]. Большинство же геологов объясняют циклическую природу клиноформ эвстатическими колебаниями уровня моря, которые в свою очередь тоже объясняются глобальными тектоническими или эвстатическими процессами. В трансгрессивные фазы накапливались преимущественно небольшие по толщине региональные глинистые пачки (Биншток, 1980; Карогодин и др., 1994, 1996 и др.) [3,22]. В регрессивные - шло лавинное боковое заполнение бассейна с формированием песчано-алевритовых пластов и горизонтов в различных палеогеоморфологических участках бассейна.

Из-за отсутствия надежных биостратиграфических реперов скорость седиментации неокомских отложений можно оценить лишь приблизительно. В депоцентрах, где наблюдается наиболее полный разрез клиноформ, она оценивается в среднем 20-40 см на 1000 лет. Это сравнимо со средней скоростью седиментации в дельте реки Нил (Stanley, 1977). Надо учесть, что в полный разрез клиноформы входят, как конденсированные слои, сформировавшиеся при максимальном удалении береговой линии во время трансгрессии, так и проградирующие дельтовые осадки, скорости осадконакопления которых намного выше средней [35].

Клиноформы последовательно, одна за другой, превращались из мощных песчано-глинистых толщ в маломощные глинистые образования, «прижимаясь» к баженовским глинам и «сливаясь» с ними [35].

В клиноформном комплексе при прогнозе зон развития песчаных тел -коллекторов большое значение отводится палеогеоморфологическому фактору, который контролирует в значительной мере их распространение и выклинивание (Карогодин, Ершов и др., 1995). Таковыми палеогеоморфологическими элементами является шельф (дельтовая платформа), склон (склон дельты), бровка шельфа (ее фронт), а также глубоководное основание палеобассейна. Каждый из них характеризуется определенным набором фаций и фильтрационно-емкостных свойств, формировавшихся в их пределах песчаных тел. Склоновая зона, как правило, является разделяющим элементом основных групп таких тел, приуроченных, с одной стороны, к конусам выноса, а с другой - к фронту дельты и ее платформной части.

Фациальное разнообразие накопления клиноформных отложений обусловливает многообразие типов неантиклинальных ловушек УВ.

На поисковом этапе работ при выявлении ловушек и открытии приуроченных к ним залежей важно знать генетические условия образования ловушек, так как это позволит выделить конкретные поисковые признаки. Следовательно, в основу выделения типов ловушек закладывается генетический принцип, под которым понимается совокупность геологических процессов, предопределяющих происхождение ловушки. A.M. Жарков (ВНИГРИ) [18] считает наиболее целесообразным выделять отдельные типы ловушек по трем основным элементам клиноформы, поскольку в пределах этих элементов существуют близкие фациальные условия, обеспечивающие формирование соответствующих песчаных тел и определяющие родственные типы ловушек. A.M. Жарков выделяет три группы ловушек: шельфовая, склоновая и глубоководная и предлагает следующую их классификацию (рис.2.).

Группа глубоководных ловушек (песчаники подножия шельфе во'о склона) Группа сигоновых ловушек (песчаники шельфового склона) Группа шельфовых ловушек (шельфовые песчаники)

Строение ловушек , Тип ловушек (определяющие геологические процессы) Строение ловушек , Тип ловушек (определяющие геологические процессы) Строение ловушек .Тип ловушек (определяющие геологические процессы)

Продольный ПопРр*чмыИ ptip<} PiXK]

Перед упорами Турбидитно-седиментационный (аккумулятивные) У л Уступов склонов , «г 11 ч г ^ Фациальных замещений (структурно-седиментационные)

Во впадина* 6 * й п I а 0 >1 d ; ■ iS S f^"' Седиментационных несогласий (седименгационные) II J >}>>)!> J Турбидюно-денудационный (эрозионно-аккумулятивиые) Bi газ Ш* f=qe Е§3«> Ограниченные несогласием (седиментациоиные) у nh^ffTTj Донных и гравитационных течений (эрозионно-аккумулятивиые) Опущенных тектони чески* блоков (аккумулятивно-ди1ъюнктивные)

Поднятых тектонических блоков 1флцна/>ьыо-дизъюнктивные)

1 — песчаники, 2 — аргиллиты; 3 — баженовская свита; J — континентальные отложения вартовской свиты; 5 — морские отло/кения мегионскои свиты. 6 — неструктурные ловушки, 7 — гранииы стратиграфически» несогласии; 8 — гранииа полстилаюшеи кличоформы; 9 — тектонические нарушении, 10 — ловушки УВ Депрессионных зон (струкгурно- аккунулятивные)

Баровые (аккумулятивные)

Рис.2. Комплекс неантиклинальных ловушек УВ в клиноформных отложениях неокома Западной Сибири. (A.M. Жарков, ВНИГРИ, 2001г.) [18].

Группа шельфовых ловушек

Ловушки фациальных замещений. При образовании такого типа ловушек основными геологическими процессами являются структурно

I Семро

Ай-Пимская

Камынская

Северо

Южно- Востока некая Тантоиская Тончинская

Алехинекая „ ,fl1i 1( т Ю9

Федоровская

Родниковая

Южно

•7 124 i 1 цинковая 1 Покачеаская п 7 , Суогутская Нивгальская Поточная till 4в 144/12 241 131 Ш 125 144 (3 7» «1 46 33 3145 23 29 3514 it i j i г j t it ш 4 tii Hi

2200

2300

2400

2500 is

АЧ

I tl

AC, AC,

П Ннжнесорты мекая 22 1 212 206 226 231

2200'

Западно-Алехинская

Иг/юрская гзоо

2400

БС,

АЧ

Б*ж»-ноккм

Конитлорская 153 1Н 1J7 173 m

Запади о-Сарымская

43.

•550 ti

Ягунская 1И 1И Дружная

04 57 55 (1 53 12В 250 141 110 152 155 402 1(1 11

М fc it tilth 4 Вать-Егансхая

7 14 11 is 21 65 i 1 I tit*

Могутлорская 2MM22«4M1

H I i

II юв

2500

2600

2700

260

290

2300

2400

2500

260»

2700

2600' tfc S и J

БВ, бв7 ш I

БВ, « : ] X 1 О ж W V Z

Ьмм-

В*сю- гмемя

EZ37 EH в ЕЯ® ШЭ«

Рис.3. Региональные геолого-геофизические разрезы по линиям I-I (А) и II-II (Б). A.M. Жарков, ВНИГРИ, 20|)1г. [18]. седиментационные. Ловушки приурочены к зонам региональной глинизации песчаных пластов. При наложении такой зоны на структурное осложнение выклинивающийся пласт приобретает приподнятое положение, создавая ловушку. Примерами, по мнению Жаркова, могут служить Ямбургское, Уренгойское, Восточно-Тарасовское месторождения УВ.

Ловушки седиментационных несогласий обусловливаются седиментационным процессом. Если в период формирования песчаного пласта, лежащего в основании клиноформы, гидродинамическая активность велика, то поступающий псаммитовый материал может приноситься транзитом через шельфовую террасу, накапливаясь лишь в депрессионных участках и краевой части шельфа. Средняя ширина шельфовых террас убывает с востока на запад и составляет в районе Широтного Приобья 50 км. Возможно и другое объяснение механизма формирования такого типа ловушек - это недостаток песчаного материала, поступающего с берега. В этом случае, как и в предыдущем, наиболее грубые осадки будут накапливаться на пониженных участках поверхности. Такая ситуация отмечается для пластов БВ5 и БС1 для регионального профиля по скважинам Северо-Камынского, Ай-Пимского, Камынского, Южно-Алехинского, Востокинского, Тантонского и Северо-Тончинского месторождений (рис.ЗА). С ловушками седиментационных несогласий связаны залежи на Повховском и Западно-Тевлинском месторождениях [18].

Ловушки, ограниченные несогласием. Главную роль в их формировании играют седиментационные процессы. Краевая часть шельфа является самым уязвимым местом для волновой эрозии. Во время штормов волны, сформированные в открытом бассейне с большими глубинами, разгоняются до высоких скоростей. Выходя на мелководье шельфа, всю мощь своей кинетической энергии они обрушивают на слабо консолидированный осадок, зачастую полностью размывая краевую часть трансгрессивного песчаного пласта основания клиноформы. От пласта иногда остается наиболее погруженная часть, находящаяся ниже базиса волновой эрозии. Если при последующем наращивании шельфового склона между песчаным пластом основания клиноформы и оставшейся от ранних этапов частью песчаного пласта возникает глинистый раздел, то формируется данный тип ловушки. Примером может служить пласт БСюЗападно-Сарымской площади [18].

Ловушки опущенных тектонических блоков. Их развитие обязано аккумулятивно-дизъюнктивным процессам и предопределяется спецификой заполнения осадочного бассейна за счет бокового наращивания склона. Дело в том, что осадконакопление происходит только в сравнительно узкой вдольсклоновой полосе. Шельфовый уступ прерывисто, «шагами» продвигается к осевой части бассейна. Давление такой мощной толщи осадков (200-300 м) за счет неравномерного распределения статических нагрузок приводит к образованию тектонических сколов субпараллельно фронту своего продвижения. Опущенные по нарушениям краевые части шельфового комплекса создают обозначенный тип ловушек. Согласно Жаркову [18], примером может служить Сугмутское месторождение УВ (пласт БС9 ).

Ловушки поднятых тектонических блоков. Их образование вызвано фациально-дизъюнктивными процессами. Данный тип ловушек генетически близок к предыдущему. Его выделение связано с аномальным поведением кровли мегионской свиты, изученным по материалам региональных геологических профилей. На профилях наблюдаются участки резкого изменения стратиграфического положения мегионской свиты (рис.3): на профиле II-II между скв.61 и 7 Вать-Еганской площади; на профиле I-I между скв.48 Камынская и 310 Южно-Алехин екая; скв.40 Востокинская и 76 Тантонская; скв.48 и 33 Поточной площади. Такие участки интерпретируются как зоны консидементационных сбросов, сформированных за счет неравномерных статических нагрузок.

От предыдущего случая эти сбросы отличаются более значительной конечной амплитудой и дальнейшим развитием, выражающимся в возвратном эффекте после выравнивания нагрузки. То есть, как и при формировании вышеописанного типа ловушки, блок пород продолжает опускаться под нагрузкой, накапливающихся осадков. По мере дальнейшего продвижения континентального склона статические нагрузки в зоне сброса выравниваются, вследствие реверсивных перемещений опущенный блок занимает свое прежнее, или близкое к прежнему, положение.

Таким образом, продвигающийся континентальный склон действует подобно штапму, обусловливая «клавишные», сбросово-взбросовые перемещения подстилающего горизонта. В результате среди континентальных отложений вартовской свиты наблюдаются уступы мелководно-морских осадков мегионской свиты. В благоприятных структурных условиях (приподнятые зоны по простиранию уступа) на подобных уступах создаются ловушки УВ. Ловушки этого типа не изучены [18].

Ловушки депрессионных зон обусловлены структурно-аккумулятивными процессами. Образование этого типа ловушек связано с наличием депрессионных участков по простиранию краевой части шельфа. То, что край шельфа не идеально выдержан по высоте, а имеет поднятия и депрессии, не вызывает сомнений. Депрессии могут формироваться вследствие неравномерного уплотнения подстилающих пород, проявления тектонических воздействии, унаследованного влияния морфологии подстилающих отложений и т.д. При этом надо учесть, что крупный цикл осадконакопления, результатом которого является формирование клиноформы, состоит из серии более мелких. Примером проявления такой «внутренней» цикличности является пласт БВб (рис.ЗА). Если в шельфовой части клиноформы это единое песчаное тело, то в глубоководной ему соответствует несколько песчаных линз, отвечающих трансгрессивным фазам «внутренних» циклов. Соответственно, в депрессионных участках края шельфа, помимо основного песчаного пласта, могут формироваться также отдельные линзы песчаников, которые и будут создавать обозначенный тип ловушек. Ловушки депрессионных зон краевой части шельфа еще не изучены.

Ловушки баровые. Их развитие контролируется аккумулятивными процессами. К этому типу ловушек можно отнести все аккумулятивные формы поверхности песчаных пластов (косы, отмели, устьевые и барьерные бары и т.д.). В условиях аллювиально-морской равнины возможно наличие любой из них. Этот тип ловушек практически не изучен [18].

Группа склоновых ловушек.

В склоновой части клиноформы выделяется один тип ловушек уступов склона. Формирование ловушек этого типа определяется двумя процессами. Первый процесс - седиментационный: сбрасывание штормовыми волнами псаммитового материала с кромки шельфа. На уступах шельфового склона, приближенных к кромке шельфа, возможно формирование линз песчаника, образующих ловушки данного типа. Второй процесс - эрозионно-аккумулятивный: перенос песчаного материала из шельфовой зоны вниз по склону гравитационными потоками. Гравитационные потоки, видимо, имеют пульсирующий характер, в зависимости от объема поступающего в данную часть бассейна обломочного материала. Соответственно, на уступах склона периодически преобладают или эрозионные, или аккумулятивные условия, в целом приводящие к накоплению линз песчаного материала. Вероятно, этот процесс является основным по отношению к первому, но в накоплении песчаных линз участвуют, по-видимому, и тот, и другой. Известные залежи УВ, приуроченные к ловушкам уступов склонов, открыты попутно, при бурении на структуры шельфового комплекса. Примерами являются Ростовцевское, Ново-Портовское, Приобское месторождения [18].

Группа глубоководных ловушек.

В глубоководной части клиноформы, у подножия шельфового склона, выделяются три типа ловушек.

Ловушки турбидитно-седиментационные. На их формирование влияют аккумулятивные процессы. Ловушки приурочены к турбидитным песчаникам (ачимовской пачки), сформированным в двух наиболее типичных случаях:

1. перед упорами (консидементационными локальными структурами). Упор позволяет образовать достаточно мощное песчаное тело, гипсометрически приподнятая часть кровли которого образует ловушки (рис.3А).

2. во впадинах. Относительно шельфовых отложений турбидитные песчаники ачимовской пачки изначально являются сформированными в впадине, поэтому восточные окончания многих линз этих песчаников, связанные каналами стока с шельфовыми пластами, занимают приподнятое положение, создавая ловушку. В случае, когда и западные окончания линз песчаников (перед структурами как вторичного, так и консидиментационного происхождения) имеют приподнятое положение, ловушки УВ образуются в обеих краевых частях. Ловушки турбидитно-седиментационного типа не изучены.

Ловушки турбидитно-денудационные вызваны эрозионно-аккумулятивными процессами. Формирование ловушек этого типа контролируется многоразовым, пульсационным поступлением псаммитового материала к подножию шельфового склона. Поступление последующих «порций» песчаного осадка может сопровождаться размывом предыдущих отложений. В случае, когда эти нижележащие отложения имеют приемлемые коллекторские свойства, а перекрывающие породы коллектором не являются, образуется ловушка турбидитно-денудационного типа. По существу, это ловушки, обусловленные спецификой внутренней структуры ачимовских песчаников. По мнению A.M. Жаркова опыта их изучения и разведки не имеется.

Ловушки донных и гравитационных течений. Их развитие зависит от эрозионно-аккумулятивных процессов. Этот тип ловушек можно только предполагать. Песчаные отложения, связанные с направленными течениями, обладают улучшенными коллекторскими свойствами, поэтому ловушки донных гравитационных течений являются более перспективным поисковым объектом.

Песчаные тела подножия шельфового склона разбурены относительно плохо, а объем поднятого из них кернового материала совсем не велик. Соответственно, достаточно полных представлений о коллекторских свойствах ачимовских отложений не имеется. Для того чтобы компенсировать этот пробел, А.М. Жарковым (ВНИГРИ) была предпринята попытка оценить фильтрационно-емкостные свойства глубоководных песчаников посредством сравнительного анализа материалов испытаний (1959-1990г.г.) Анализ показал, что основная масса испытанных объектов (94%) обладает низкими и средними коллекторскими свойствами, лишь небольшая группа объектов (6%) резко отличается высокими характеристиками. Вероятно, это обусловлено различными условиями формирования песчаных тел. Наличие в песчаниках подножия шельфового склона высокоемких коллекторов косвенно подтверждает выделение двух последних типов ловушек.

Выделенный комплекс неантиклинальных ловушек в клиноформных отложениях неокома Западной Сибири представляет собой высокоперспективный объект поиска залежей УВ, однако, почти не изученный. Наиболее интересные в нефтегазоносном отношении (возможно, наиболее изученные) являются верхние части клиноформ (шельфовая группа ловушек). Обращают на себя внимание два типа шельфовых ловушек -поднятых тектонических блоков и депрессионных зон. Они относительно легко прогнозируются и открывают новые, не связанные напрямую с сейсморазведочными работами направления поисков углеводородных скоплений. В то время как в шельфовых отложениях ловушки прямо или косвенно вовлечены в поиски и разведку УВ, то группы склоновых и глубоководных ловушек совершенно не изучены. Залежи УВ в песчаниках подножия шельфового склона открываются попутно, при бурении на выявленные сейсморазведкой структуры отложений шельфового комплекса.

Гпава 2. Особенности геологического строения и нефтегазоносность Самотлорского месторождения

Открыто месторождение в 1965г. поисковой скв.1, заложенной в присводовой части собственно Самотлорского локального поднятия. В административном отношении находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени и в 15км от г.Нижневартовска (рис.4).

Глубокое поисково-разведочное бурение на месторождении начато в 1965 г. В 1969 г. начата разработка залежей пластов БВ и АВ.

В непосредственной близости от Самотлорского месторождения располагаются разрабатываемые месторождения Аганское (с запада), МалоЧерногорское (с северо-востока), Лорьеганское (с востока), Ермаковское (с юга) (рис.5) [2].

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Кузнецова, Галина Павловна

Основные результаты проведенного исследования. ^ 1. Выработана и усовершенствована методика сопоставления геологических разрезов скважин, осложненных замещениями, разрывными нарушениями, стратиграфическими размывами и клиноформными условиями залегания с использованием программы «AutoCorr».

3. Выполнены обобщение и систематизация всей имеющейся геолого-геофизической информации, полученной различными способами (ГИС, сейсмика) в процессе изучения геологического разреза тестового месторождения (Самотлорского).

5. Обоснован оптимальный и наиболее информативный комплекс ь методов ГИС для сопоставлений разрезов скважин с клиноформными условиями залегания на примере ачимовских продуктивных отложений Самотлорского месторождения.

Результаты анализа выполненных диссертационных исследований реализованы в отчете по пересчету запасов УВ Самотлорского месторождения 2001-2003гг., опубликованы в виде тезисов к конференциям, докладывались на конференциях и Губкинских чтениях, а также на курсах повышения квалификации Института нефтегазового бизнеса при Президенте Российской Федерации и Института повышения квалификации при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. По тематике диссертационной работы автором опубликованы 7 печатных работ.

Автор искренне благодарит к.г-м.н., профессора, академика РАЕН И.С. Гутмана за научное руководство, помощь и советы на протяжении всей работы над диссертацией.

За ценные советы и рекомендации автор признателен заведующему кафедрой д.г-м.н., профессору С.Б. Вагину, д.г-м.н., профессору И.П. Чоловскому, к.г-м.н., доценту Н.В. Поповой, к.ф-м.н., доценту Староверову В.М. Автор глубоко признателен всем сотрудникам кафедры Промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина и Института проектирования и научной экспертизы в области разработки нефтяных и газовых месторождений (ИПНЭ) за помощь, внимание и поддержку.

Заключение

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка графических приложений и использованной литературы. Общий ф объем работы составляет 176 страниц, включает в себя 59 рисунков, графическое приложение, 6 таблиц.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Кузнецова, Галина Павловна, Москва

1. Аллисон А., Палмер Д. Геология наука о вечно меняющейся Земле. -М.: Мир, 1984. с.277-280.

2. Багаутдинов А.К, Барков С.Л., Белевич Г.К и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т.2. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. М.: ВНИИОЭНГ. 1996. с.5-43.

3. Биншток М.М. О геологическом прогнозировании и подготовке сейсморазведкой ловушек литологического типа в отложениях неокома Западной Сибири. \\Геология нефти и газа. 1980. №7, с. 18-21.

4. Брехунцов A.M., Бочкарев В.С, Н.П. Дещеня и др. К 50-летию открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. \\Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №4-5 2003. с.5-10.

5. Брехунцов A.M., Золотое А.Н., Резуненко В.И. и др. Западная Сибирь останется главной нефте- и газодобывающей провинцией России в XXI в. \\Геология нефти и газа. 2000. №4. с.2-8.

6. Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 2000. с. 127-130.

7. Гурари Ф.Г. Клиноформы особый тип литостратонов. \\Геология и геофизика. 1994. №4. с. 19-26.

8. Гутман И.С. Методы подсчета запасов. М.: Недра, 1985. с.28-57.

9. ХЪДемушкин Ю.И., Блохина JI.B. Строение проницаемой части и фильтрационные свойства горизонта БВ10 Самотлорского месторождения. Тюмень. Труды СИБНИИНП, вып. 18. Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири. 1980. с. 18-19.

10. Долицкий В.А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин. -М.: Недра. 1966. с.32-123, 164-249.

11. М.Ершов С.В. Закономерности вертикального и латерального размещения залежей нефти в неокомских клиноформах северного Приобья Западной Сибири. \\Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовыхместорождений, 2004, №10. с. 12-19.

12. Жарков A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири. \\Геология нефти и газа. 2001. №1. с. 18-23.

13. Иванова М.М, Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: Недра. 2000. с. 108-115.

14. Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра. 1972. с. 173-196.

15. И.Казаринов В.П. Мезозойские и кайнозойские отложения Западной Сибири. М.: Гостоптехиздат. 1958.

16. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. Москва-Тверь. 2003. с.2-1,2-2,10-3,10-4.

17. Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки ЗД на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. М.: МПР РФ, МЭ РФ. ОАО «ЦГЭ». 2000.

18. Наумов A.JI. К методике реконструкции рельефа дна Западно

19. Сибирского раннемелового бассейна. \\Геология и геофизика. 1977. №10. с.38-47.

20. Наумов A.JI., Хафизов Ф.З. Новый вид литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири. \\Геология нефти и газа. 1986. №6. с.31-35.

21. Обстановки осадконакопления и фации. Под ред. Рединга X., М.: Мир. 1990. т. 1. с.23-27.

22. Переоценка запасов нефти и газа по месторождениям ГлавТюменнефтегаза, находящимся в разведке и разработке. Самотлорское месторождение (балансовые запасы). Тюмень. Миннефтепром, ГлавТюменнефтегаз, СибНИИНП. 1987. т.1. кн.1.

23. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области (по состоянию на0101.2000г.). Отв.исп. Денисов С.Б. -М. 2001. т. 1.

24. Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. М.: ВНИГНИ. 1983.

25. А2.Чоловский И.П., Каналин ВТ. Методические рекомендации к УНИРС по теме: «Детальная корреляция продуктивной части скважин». М.: МИНХ и ГП им.Губкина, 1985. с.3-12.

26. Эрвье. М.Ю. Дельтовые отложения на Нижневартовском своде. \\Нефтегазовая геология и геофизика. 1974. №11. с.25-27.о У.

Информация о работе

Кузнецова, Галина Павловна
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2006
ВАК 25.00.12

Диссертация

Методика выявления клиноформных условий залегания ачимовских продуктивных пластов с помощью программы "AutoCorr" - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы