Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Особенности геологического строения и перспективы нефтеносности неокомских отложений Приобской зоны нефтенакопления

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

Автореферат диссертации по теме "Особенности геологического строения и перспективы нефтеносности неокомских отложений Приобской зоны нефтенакопления"

14» .

я? 2?

со Си

•в

^ На правах рукописи

ЕРШОВ Сергей Викторович

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕНОСНОСТИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИОБСКОЙ ЗОНЫ НЕФТЕНАКОПЛЕНИЯ

04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

НОВОСИБИРСК 1997

Работа выполнена в Институте геологии СО РАН.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Ю.Н. Карогодин

Официальные оппоненты: доктор геол.-минерал, наук В.А. Каштанов

кандидат геол.-минерал. наук Л.В. Смирнов

Ведущая организация: ОАО "Сибнефтегеофизика", г. Новосибирск

Защита состоится "/•/" /ийрТО. 1997 г. в ¿Очасов на заседании диссертационного совета Д 002.50.04 при Объединенном Институте геологии, геофизики и минералогии СО РАН, в коиференц-зале.

Адрес: 630090, Новосибирск, 90, Университетский пр., 3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГМ СО РАН. Автореферат разослан 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

д.г.-м.н. в-и-м0сквин

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Как известно, более 60 % нефти России ежегодно добывается в Западной Сибири. Более 90 % ее приходится па неокомский клиноформньш комплекс, характеризующийся сильной фациальной изменчивостью, значительными изменениями мощностей продуктивных пластов, их крутым падением и др. До недавнего времени легко открывались и успешно осваивались структурные залежи, связанные с субгоризонтально залегающими "шельфовыми" (ундаформ-ными) пластами и горизонтам!. Именно с ними связано более 90 % открытых на сегодня крупных, крупнейших и гигантских месторождений Широтного Приобья (Самотлорское, Федоровское, Усть-Балык-ское и др.). Однако фонд неразбуренных структур в центральных районах Западной Сибири практически исчерпан. Идет поиск и наращивание запасов за счет открытия неструктурных залежей. Одним из таких перспективных объектов на поиски крупных скоплений жидких углеводородов в исследуемом районе является ачимовская толща.

Существенно усилился поисковый интерес к этим образованиям в связи с выявлением в их составе крупных скоплений углеводородов. Одним из таких значительных открытий явилось Приобское месторождений, гигантские запасы нефти которого оказались связанными с песчано-алевритовыми линзами ачимовской толщи. Представление о их приуроченности к клиноформной и фондоформной зонам потребовало пересмотра корреляции продуктивных отложений в целом и уточнения геологической модели месторождения. Это послужило основой для переоценки запасов и принципиально новой схемы разработки. Именно поэтому детальное изучение Приобской зоны, выявление особенностей строения и нефтеносности делает выбранную тему диссертации актуальной в теоретическом и практическом отношениях.

Цель и задача исследования. Главной задачей диссертационной работы является уточнение геологического строения Приобской зоны нефтенакоплепия с целыо оптимизации разработки сложно построенных неструктурных литолошческих залежей и создания эталона для поисков залежей подобного типа за пределами зоны (прежде всего на ее северном и южном продолжениях).

В процессе осуществления поставленной задачи ставлись следующие вопросы:

- детальное системпо-литмолошческое расчленение и корреляты продуктивных отложений неокомского разреза Приобской зоны;

- реконструкция литолого-фациальных и палеогеоморфологаче-ских условий осадконакоплеиия и выявление закономерностей пространственно-временного размещения песчано-алевритовых горизонтов;

- типизация песчано-алевритовых тел-коллекторов, определение их фильтрационно-емкостных свойств;

- разработка рекомендаций по доразведке.

Фактический материал и методы иследования. В качестве общеметодологического подхода при выполнении работы использованы адаптированные к объекту исследования приемы системного, точнее, системно-литмологического анализа породно-слоевых ассоциаций. В этом определенная новизна методики изучения весьма сложного объекта. При этом в комплексе исследований использованы все необходимые традиционные подходы и методы: биостратиграфический, литолого-фациальный, палеогеоморфологический, палеоструктурный и другие, в том числе методика B.C. Муромцева по интерпретации фа-циальных обстановок по анализу кривых стандартного каротажа.

В процессе выполнения работы привлекался материал и результаты геолого-геофизических исследований по 150 разведочным и более чем по 200 эксплуатационным скважинам, пробуренным в пределах Приобской зоны нефтеиакопления: это описания керна, палеонтологические определения, результаты более 1000 определений фильтрационно-емкостных свойств пород по 37 разведочным скважинам центрального блока Приобского месторождения, по данным геологической службы АО "Юганскнефтегаз", а также результаты сейсморазведки, в том числе объемной, предоставленные В.И. Кузнецовым (Зап-СибНИИГеофизика), фондовые и опубликованные материалы и др.

Новизна работы. На основе детального системно-литмологического расчленения разрезов неокомских продуктивных отложений Приобской нефтеносной зоны, опираясь главным образом на результаты эксплуатационного бурения, увязанные с данными площадной сейсморазведки, выделены трансгрессивно-регрессивные циклиты регионального, субрегионального, зонального, а в разрезе основных продуктивных горизонтов АСю-12 и субзонального рангов.

Сравнивая вариант корреляции, полученный на системно-литмо-логической основе, с вариантом корреляции, принятым при первоначальном подсчете запасов, выявлено их значительное расхождение -до двух горизонтов.

Выполненные детальное систешю-литмологическое расчленение и корреляция позволили построить палеоструктурпые схемы, карты изопахит клиноциклитов, мопшостей песчано-алевритовых отложений и другие по каждому из зональных циклитов.

Анализ материалов геофизических исследований скважин позволил выделить семь электрометрических типов "фаний" продуктивных пластов и их возрастных аналогов. На основании статистических методов анализа данных лабораторных исследований керна определены фильтрационно-емкостные характеристики основных фациальных типов продуктивных пластов.

Используя методы литолого-фациального, палеогеоморфологиче-ского и палеоструктурного анализов, автор выявил пространственные закономерности распространения коллекторов по каждому из продуктивных пластов и горизонтов.

Все это позволило существенно уточнить геологическую модель Приобской зоны нефтенакопления, которая может стать эталоном при поисках подобных неструктурных (литологаческих) залежей жидких углеводородов, как на ее продолжении (особенно северном, протяженностью более 1000 км), так и на огромной территории (более 1 млн км2) Широтного Приобья и Надым-Тазовского междуречья.

Защищаемые положения, выводы и рекомендации:

1. Детальное системно-литмологаческое расчленение и корреляция разрезов поисково-разведочных и эксплуатационных скважин позволяют утверждать, что неокомский продуктивный комплекс в пределах Приобской зоны нефтенакопления имеет клиноформное строение.

2. Продуктивные пласты и горизонты (АС7-АС12) приурочены к регрессивной части последней (наиболее "молодой") готернв-баррем-ской (пимской) клнноформе.

3. Выявлена связь коллекторских пластов и горизонтов, в подавляющем большинстве случаев, с регрессивными частями клиноциклитов.

4. На базе системно-литмологаческого расчленения установлено, что готерив-барремская (пимская) региональная клиноформа состоит из двух субрегиональных клиноформ. Коллекторские пласты и горизонты (АС4-12) в ее составе приурочены к десяти зональным клино-формам. Клиноформы любого ранга являются телами трансгрессивно-регрессивных седиментациошшх циклов, породные тела которых по-

лучили название "клинощгогатов" [Приобская нефтеносная зона, 1996].

5. В результате детальной системно-литмологической корреляции разрезов более 200 эксплуатационных скважин Приобского месторождения нефти выявлено существенно более крутое падение пластов в составе горизонтов АСц-12. которых в отложениях ачимовской толщи выделено семь, а не четыре, как предполагалось ранее.

6. Вследствие того, что все коллекторы основных продуктивных горизонтов Приобской зоны нефтенасьпцены и размещение залежей нефти не подчиняется структурному контролю, основными факторами при оценке перспектив нефтеносности неокомских отложений в пределах исследуемой территории являются литолого-фациальный и па-леогеоморфологический. Пространственное размещение песчано-алев-ритовых тел-коллекторов в каждом из зональных клиноциклитов контролировалось положением фронта дельты, расположением русловых систем, составом и количеством приносимого осадка, углами наклона склона, а также палеотектоникой.

7. В результате комплексных системно-литмологических исследований существенно уточнена геологическая модель Приобской зоны нефтенакопления.

Практическая ценность работы. Выполненное детальное сис-темно-литмолопгческое расчленение и корреляция разрезов скважин использованы АО "Юганскнефтегаз", ЦГЭ (Москва), ЗапСибНИИГео-физика (В.И. Кузнецов, Тюмень) для создания сейсмогеологической модели и интерпретации трехмерной сейсморазведки (ЦГЭ, Москва), пересчета и уточнения запасов нефти, проекта доразведки и оптимизации схемы разработки Приобского месторождения (СибНИИНП, Тюмень). По результатам детальной корреляции АО "Юганскнефтегаз" принят предложенный вариант переиндексации продуктивных пластов основных нефтеносных горизонтов АОц и АС^.

В итоге вьшолненных исследований существенно уточнена геологическая модель Приобской зоны нефтенакопления.

Выявленные пространственно-временные закономерности размещения песчано-алевритовых тел-коллекторов позволяют повысить эффективность заложения новых поисково-разведочных скважин и обоснования для выбора объектов постановки объемной сейсморазведки.

Апробация. Материалы, изложенные в диссертации докладывались на Международном симпозиуме и выставке "Нетрадиционные ис-

точиики углеводородного сырья н проблемы его освоения" (Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1992), на научно-практической конференции "Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность" (Санкт-Петербург, ВНИГРИ 1994), Первом Международном семинаре "Напряжения в литосфере (глобальные, региональные, локальные)" (Москва, 1994), Первом Международном Симпозиуме "Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов" (Санкт-Петербург, 1994), Первой Международной конференции "Секвепсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ' (Санкт-Петербург, 1995), Шестых Сибирских Губ-кинских чтениях (Новосибирск, 1996), а также Четвертых Саксовских чтениях (Новосибирск, 1996). Кроме того результаты этапных исследований докладывались па НТС "Юганскнефтегаз", Дирекции по обустройству вводимых в эксплуатацию месторождений нефти и газа, на рабочих семинарах в НК Амоко и НК ЮКОС в Москве и Хьюстоне.

По теме диссертации автором опубликовано тринадцать работ, в том числе коллективная монография "Приобская нефтеносная зона", в которой изложены основные положения диссертации. Кроме того материалы вошли в семь научных отчетов ОИГГМ СО РАН, переданных производственным организациям, а также в отчеты по программе "Поиск" (Роскомнедра, Минтопэнерго).

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения. Общий объем работы составляет 205 стр., в том числе 70 рисунков и 6 таблиц. Список использованной литературы составляет 196 наименований.

Диссертация является итогом, составной частью коллективной работы под руководством и при участии Ю.Н. Карогодина. За ценные советы и замечания диссертант выражает глубокую признательность научному руководителю Ю.Н. Карогодину, благодарность академику А.Э. Конторовичу, докторам геолого-минералогических наук П.М. Бон-даренко, Н.П. Заггавалову, В.А. Каштанову, В.И. Москвину, Г.С. Фрадкину, кандидату геолого-минералогических наук JI.B. Смирнову, геологам НК ЮКОС А.М.Потапову, A.M. Пальцеву, В.В.Быкову, А.И.Ко-нышеву.Р.К. Разяиову,М.Б.Скворцову, З.М.Тюстиной, В.Н. Черноморскому. Автор искренне благодарен также коллегам В.Н. Григорьевой, Н.Ф. Курбацкой и М.Е. Нахкур за помощь в завершении и оформлении работы.

Основное содержание работы

Глава 1. Краткий обзор опубликованных работ по стратиграфии, условиям накопления и нефтегазоносности неокомского клиноформного комплекса

В первой главе кратко рассматриваются представления о строении неокомского продуктивного комплекса Западной Сибири, который остается основным объектом добычи и прироста запасов жидких углеводородов. В то же время он - один из наиболее сложно построенных комплексов осадочного чехла Западной Сибири, что напшо отражение в многообразии точек зрения на его строение и условия формирования. Несмотря на огромный фактический материал (керн скважин и результаты его обработки, материалы ГИС, палеонтологические данные, региональное и площадное сейсмопрофилирование), все многообразие представлений о строении данного комплекса можно сгруппировать в две крайние точки зрения.

Первая - традиционная для платформенных территорий - отражает установившиеся представления о последовательном, субгоризон-талыю-параллельном напластовании в разрезе осадочного чехла. Она была принята на начальном этапе геолого-разведочных работ и рядом геологов (И.И. Нестеров, Б.А. Оншценко, А.П. Соколовский и др.) отстаивается до сих пор. "Косые" отражающие горизонты объясняются при этом чисто физическим эффектом.

Согласно второй точке зрения, которой придерживаются большинство исследователей, строение неокома имеет клиноформный (косослоистьш) характер, обусловленный боковым заполнением глубоководного недокомпенсированного палеобассейна.

Стратиграфические схемы мезозоя Западной Сибири с 1956 по 1990 гг. принимались на пяти Межведомственных стратиграфических совещаниях. На утвержденных МСК схемах границы свит неокома и верхней юры показаны в виде горизонтальных изохронных линий. Хотя еще в начале 60-х годов на основании палеонтологических данных было установлено, "что возрастное положение границ некоторых свит и пачек, особенно в пределах юрских и валанжинских толщ, "скользит" до нескольких ярусов" [Гурари и др., 1962, с. 5]. Причем "возраст свит юры и неокома изменяется в сторону омоложения при движении из центра древних морских бассейнов к их западным берегам..." [Там же, с. 6-7]. Имелись в виду битуминозные аргиллиты ба-женовской и песчаники тарской свит. Однако па официальных страти-

графических схемах это не находило отражения. В дальнейшем они все более и более противоречили появляющимся палеонтологическим данным и представлениям многих исследователей на корреляцию данных отложепий.

В конце 60-х годов на основе выделения и корреляции "ритмов" трех порядков в разрезе тарской и вартовской свит Л. Я. Трушкова [1970] предложила единый вариант индексации для районов Сургутского и Нижневартовского сводов. Она сформулировала "закономерность ступенчатого и кулисообразного залегания песчаных н глинистых пластов в прибрежных и мелководно-морских отложениях неокома..." [с. 72]. При этом отмечалось, что песчаные пласты и глинистые пачки не имеют регионального распространения, замещаясь на западе глинами.

Несмотря на выводы о скольжении стратиграфических границ баженовской и тарской свит, ачимовские отложения многими исследователями и на официальной стратиграфической схеме по-прежнему изображались изохронными.

Горизонтально-слоистая модель продолжала господствовать и принята в стратиграфических схемах 1978, 1991 гг., что, по существу, явилось отражением взглядов геологов первого периода работ в Западной Сибири. Как отмечали Ю.В. Брадучан с соавторами, "данные определения фауны аммонитов валанжина в центральных и южных областях низменности находятся в таком противоречии с литологической корреляцией, что необходимо со всей серьезностью поставить вопрос перед палеонтологами и геологами. Или представления геологов не верны, или ошибочны заключения палеонтологов" [Брадучан и др., 1974, с. 26].

Новый этап в познании геологического строения и условий формирования связан с появлением в печати работ тюменских геологов и геофизиков А.Л. Наумова, Т.М. Онищука, Л.А. Векслера, М.М. Бин-штока, В.А. Корнева и др., положивших начало представлениям о регионально косослоистой модели мегионской свиты.

В 1977 г. Т.М. Онищук, А.Л. Наумов и Л.А. Векслер, используя методику реконструкции палеорельефа, предложенную А.Л. Наумовым в 1971 г., пришли к выводу, что "шельфовые пласты при формировании имели повсеместно западное падение" [Оншцук и др., 1977, с. 35]. С помощью этой методики они сопоставили пласт БС)0 Сургутского с пластом БВо Нижневартовского сводов, в то время как общепринята была корреляция БСю-БВ8. В этом же году А.Л. Наумов [1977]

опубликовал статью, в которой выдвинул принципиально новую схему строения неокомских отложений, подкрепленную данными, полученными на основе палеореконструкций. Основные положения статьи сводились к тому, что в берриас-валанжине Западно-Сибирский морской бассейн представлял собой некомпенсированную впадину, в течение длительного времени постепенно заполнявшуюся с юго-востока обломочным материалом. Песчаники ачимовской пачки (пласты Б16-20) формировались у подножия склона шельфа, медленно продвигавшегося к центру бассейна. 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. [Наумов, 1977, с. 46-47].

Особенно важным (революционным) моментом, позволившим получить новую информацию о строении осадочного чехла Западной Сибири, было широкое внедрение в 70-е годы в Среднем Приобье в практику сейсморазведки метода ОГГ. На сейсмопрофилях достаточно отчетливо фиксировались наклонные (до 5°) отражающие границы. Наступил этап активного внедрения сейсмостратиграфических исследований в процесс изучения мезозойских продуктивных отложений, основанный на прослеживании сейсмических отражений, в том числе в районах, не изученных бурением. Полученные сейсмические материалы хорошо согласовывались с представлениями АЛ. Наумова и других геологов о косослоистом строении неокома.

Широкая сеть выполненных региональных сейсмопрофилей, общая протяженность которых превысила 80 тыс. км, безусловно, явилась мощным фактором, способствовавшим расшифровке геологического строения как всего осадочного чехла, так и в особенности не-окомского комплекса. В первых же публикациях Л.Ш. Гиршгорна [1983; Гиршгорн и др., 1975], В.А. Корнева [1978, 1979, 1980], Н.Х. Кулахметова с соавторами [1983], Н.Я. Купина, Е.В. Кучерука [1984], C.B. Курсина и др. [1984], О.М. Мкртчяна и др. [1985, 1987], A.A. Нежданова и др. [Сейсмогеологический прогноз.., 1992] и ряда других геологов и геофизиков появились описания косослоистой, кли-ноформной толщи неокома.

Изучение материалов сейсморазведки дало возможность расчленить неокомский разрез на сейсмостратиграфические единицы и сопоставить их с литостратиграфическими таксонами, картировать региональные зоны выклинивания продуктивных пластов, установить зависимость поведения сейсмических границ от мощности песчаных

отложений, провести сейсмофациальный анализ и т. д. [Корпев, 1979; Биншток, 1980; Иващенко и др., 1980; Кулахметов и др., 1983; Рудке-вич и др., 1984; Стасенков и др., 1986; Павлов и др., 1986; Гидион, 1988; Вшшцкий, Шебалин, 1992, 1993].

На основе комплексной интерпретации сейсморазведки, главным образом МОГТ, стала активно использоваться сейсмостратиграфия [Гиршторн, и др., 1975, 1983; Гогоненков, Михайлов, 1983; Купил, 1982, 1983, 1988; Кунин, Кучерук, 1984; Соседков и др., 1987; Гидион, 1988; Нежданов, 1988; и др.]. Основные задачи сейсмостратиграфии сводились к расчленению сейсмического разреза на генетически единые седиментациошше комплексы, выделению в их составе "сейсмических фаций", установлению литологии и условий образования, реконструкции на этой основе палеогеографической и палеотектониче-ской обстановок седиментации и истории развития седиментационных бассейнов [Гиршторн, 1983, с. 97].

В работах ряда исследователей [Кунин, 1983; Нежданов, Корпев, 1984; Мкртчян и др., 1987; Нежданов, 1988 и др.] в неокомском разрезе была выделена система клиноформ с собственными названиями. Все без исключения исследователи считали клиноформы телами трансгрессивно-регрессивных циклов - циклитами. Таким образом, идея цикличности осадконакопления стала неотъемлемой частью теоретических и практических исследований неокомского комплекса.

Несмотря на признание клиноформиой модели неокома большинством исследователей, есть и среди сторонников косослоистой, клиноформиой модели различные представления о формировании продуктивного комплекса. Одни сторонники мегакосослоистой модели объясняют формирование неокома в условиях постепенного ритмичного бокового заполнения регрессирующего глубоководного морского бассейна (с глубинами 250-500 м и шириной зоны шельфа до 100 км). Другие исследователи [Ясович и др., 1980; Кулахметов и др., 1983; Шимкус, Шлезингер, 1984; Куренко, 1985; Шпильман, Мухер, 1988; Иванов, 1989; Шпильман и др., 1993; и др.] отдают предпочтение дельтовой модели образования как шельфовых, так и склоновых ачи-мовских пластов. Шельфовые пласты, по их мнению, формировались в пределах дельтовых платформ, а ачимовские - в условиях нижпих частей склонов дельт.

Спектр представлений на строение и условия формирования неокомского продуктивного комплекса расширяется также за счет раз-

личных представлений на условия формирования ачимовской толщи, а также аномальных разрезов баженовской свиты.

Глава 2. Стратиграфия неокомских отложений

Вторая глава состоит из двух разделов, в первом из которых анализируется современная схема стратиграфии неокома района исследования, во втором - рассматриваются методика системно-литмологичес-кого анализа, детальное расчленение и корреляция, выполненные на его основе, и литмостратиграфическая схема неокомских отложений.

Основными продуктивными отложениями в изучаемой зоне являются неокомские отложения. По схеме районирования нижнемеловых отложений, согласно последней, утвержденной МСК в 1991 г новой стратиграфической схеме мезо-кайнозоя Западной Сибири, Приобская зона нефтенакопления (ПЗН) относится к Тобольско-Надымскому району. В его пределах разрез нижнего мела начинается снизу аномально битуминозными аргиллитами верхней части баженовской свиты берриаса и самых низов валанжина.

Согласно официальной схеме в Тобольско-Надымском районе над баженовской свитой по разрезу выделяются преимущественно глинистые, с прослоями алевролитов и известняков, валанжин-нижнеготе-ривские отложения ахской свиты. Ее мощность меняется с востока на запад от 35 до 415 м.

Выше по разрезу выделяется черкашинская свита с нижней и верхней подсвитами, представляющими собой чередование песчано-алевритовых пластов и горизонтов ас7-ас12 с пачками алевритистых, прослоями тонкоотмученных глин.' Встречаются прослои глинистых известняков.

Выше залегают преимущественно глинистые отложения алымской свиты (190-237 м), которая условно (по положению в разрезе и палинологическим данным) относится к апту и делится на две подсвиты с двумя пачками глин в каждой.

Сложность строения неокомского клиноформного комплекса требует использовашм, наряду с традиционными методами, и нетрадиционных подходов изучения. В частности, возникла острая необходимость в разработке методов детальной корреляции на уровне не только горизонтов, но и пластов в пределах всех зон клиноформного комплекса - ундаформной, клиноформной и фондоформной. Именно этим в значительной мере обусловлено использование системно-литмоло-шческого подхода, апробированного на разрезах различного возраста.

Сущность системно-литмологического подхода (СЛП) изложена в ряде публикаций [Трофимук, Карогодин, 1976; Карогодин, 1985, 1990; Карогодин, Гайдебурова, 1985; и др.], в том числе и в монографии "Приобская пефтеносная зона" [Карогодин, Ергпов и др., 1996].

Разрез неокомских отложений в пределах Приобской зоны неф-тенакопления расчленен на клииоциклиты пяти рангов (в порядке убывания): региональные (РИД), субрелгональные (СРГЦ), зональные (ЗЦ), субзональные (СЗЦ) и темциклиты (ТЩ. Детальность расчленения определялась практической целесообразностью.

В наиболее полных разрезах территории исследования выделяются два регоциклита (снизу вверх): сармановский и пимский. Нижний циклит хорошо выделяется в восточной части зоны. В разрезах крайних западных скважин от него остается лишь глинистая пачка (фон-доформная) мощностью не более 20-30 м, "прижимающаяся" к баже-новской свите. Сармановский РГЦ практически не представляет поискового интереса в пределах Приобской зоны.

Следующий (верхний, пимский) региональный клиноциклит является основным, с которым связаны залежи нефти Приобской зоны нефтенакопления. В его финально-трансгрессивной части залегает одноименная региональная пачка тонкоотмученных глин. Мощность пимского клиноциклита в пределах изучаемого района увеличивается с востока на запад с 300 до 650 м. Исследуемая территория располагается в клиноформиой зоне пимского РГЦ на востоке переходящей в ун-даформу. В разрезе регрессивной половины клиноциклита выделяются песчано-алевритовые 1шасты и горизонты АС4-12, из которых продуктивными являются пласты АС7, АС9, горизонты АСю, АСц и АСп (рис. 1).

Основными объектами исследования при изучении геологического строения месторождений в пределах ПЗН на этапе разведки являются зональные циклиты. В регрессивной части пимского клиноциклита выделяется десять ЗЦ (П-1 - П-Х)*. Глинистая часть разреза (пимская пачка) не расчленена и условно обозначается как П-О. С целью детальной корреляции пластов и построения модели месторождения проводилось более детальное расчленение зональных клино-циклитов П-1 - П-Ш на циклиты субзональные. По представлениям

* За оспову индексации зональных клиноциклитов принимается первая буква от названия регионального клиноциклита (П) и их порядковый номер (снизу вверх) римскими цифрами.

Рис. 1. Палеопрофиль продуктивных пластов и горизонтов АС7.12 Приобской зоны нефтенакопления на начало апта: 1 - песчано-алевритовые пласты; 2 - преимущественно глинистые отложения; 3 -региональные глинистые пачки; 4 - прослеживаемые уровни зональных и субзональных циклитов; 5-индексы продуктивных пластов и горизонтов.

автора описываемая модель клиноформного строения разреза наиболее адекватно отвечает изучаемому объекту.

Для расчленения и корреляции продуктивных отложеиий бьш использован комплекс промыслово-геофизических данных. Базовая модель геологического строения Приобской нефтеносной зоны строилась на основе данных ГИС разрезов эксплуатационных скважин, согласованных с материалами сейсморазведки. Особое внимание было уделено сейсмопрофилю, проходящему по северу эксплуатационного участка, вблизи разведочных скв. 181, 180 и 176.

С момента открытия Приобского месторождения его модель, а соответственно, и модель строения всей зоны существенно изменились. В первоначальном проекте разведки пласты, вскрытые первыми скважинами, относились к группе БС. По мере накопления фактического материала, данных бурения и сейсморазведки, проведения сейс-мостратшрафических исследований была предложена клиноформная модель, которая затем учтена при составлении плана доразведки месторождения в 1987 г. и при подсчете запасов.

К настоящему времени в пределах исследуемой территории пробурено уже около 200 понсково-разведочных и более 250 эксплуата-

ционных скважии. Детальное изучение результатов эксплуатационного бурения выявило некоторые новые принципиальные моменты в строении и корреляции пластов продуктивного комплекса, в первую очередь, основных продуктивных горизонтов АСц-12-

Горизонты АСц и АС12, выделяются, соответственно, в разрезах ЗЦ ГТ—I и П-И. На сейсмических профилях в части разреза, соответствующей склоновой зоне пластов в составе этих горизонтов, отсутствуют достаточно яркие отражения, но которым можно было бы судить о наклоне пластов этой части разреза. На этапе доразведкн Приобского месторождения мощная песчаная толща ниже пласта АСц1 была отнесена к горизонту АС12. Выделено четыре пласта (снизу вверх) - АС123, АС122, АСп' и АС120. Пласты, выделяемые между АСп0"3 и АСц1, индексировались как АСц2"4 и в таком варианте корреляции представлялись слабонаклонными. На основании детальной корреляции выяснилось, что в пределах эксплуатационного участка кровле П-1 соответствует кровля пласта АС122. По уточненным данным изучения геологических разрезов профилей эксплуатационных скважин отложения зонального клиноциклита П-Н, к которому, как уже отмечалось ранее, относились пласты АСц1"4, имеют такое же крутое падение как и остальные (АС9, АСш0, АСю1"2, АСп2"4). Лнтмологический анализ позволил расчленить ЗЦ П-П на четыре субзональных. К нижним двум относятся пласты АСп1 и АСп0, к двум другим - пласты, которые предлагается индексировать как АСц3 и АСц2 соответственно. Оказалось, что пластам АСп°~3 в прежней номенклатуре в действительности соответствуют семь нластов. В Хьюстоне в 1994 г. по согласию АО "Юганскнефтегаз", Амоко и ОИГТМ СО РАН в качестве эталона для индексации продуктивных горизонтов и пластов была выбрана разведочная скв. 181, пробуренная в пределах эксплуатационного участка. Пласты глубоководного комплекса алевритонесчаных отложений, как н предлагалось, получили индексацию АСп4, АСп3, АСп2, АСц1, АСп0, АСц3 и АСц2. Пласт, индексируемый как АСц1, оказался диа-хронным телом, имеющим кулисообразное строение и являющийся, по представлению автора, мелководным аналогом глубоководных пластов АСп1, АСп°, АСц3 и АСц2. Стратиграфический объем его меняется от аналогов АСц2 на западе до АСп1 на востоке ПЗН.

В соответствии с моделью, основанной на изучении разрезов эксплуатационных скважин, были расчленены разведочные скважины Приобской зоны нефтенакоплепня. Эта модель отстаивалась автором совместно с Ю.Н. Карогодиным (ОИГГМ СО РАН), Р.К. Разяповым

Рис. 2. Принципиальная модель клиноформного строения неокомского продуктивного комплекса

центральных районов Западной Сибири.

Клиноциклиты: Прб-приобский. Лм-пимский, Прв- Правдинский, Ср-сармановский, Чс-чеускинский, Пк-покачевский, Рд-родниковый, Ур-урьевский, См-самотлорский, Тг-тагринский

(ЮКОС) и В.И. Кузнецовым (ЗапСнбНИИГеофнзика) в Хьюстоне при обсуждении корреляции пластов и увязке их с сейсморазведочпыми данными. Представленный вариант корреляции (и принятый после обсуждения) существенно отличался от прежпего (использованпого при подсчете запасов).

Таким образом, защищаем™ вариант стратиграфической схемы продуктивных отложений Приобской зоны отличается от прежней детальностью, обоснованностью сопоставления ачимовских песчано-алевритовых линз (клиноформ и фондоформ) с покровными субгорн-зонтально залегающими ("шельфовыми") пластами (ундаформ). Ачи-мовские песчаные пласты - это не одновозрастные берриас-валан-жинские (Ачм), как показано на официальной стратиграфической схеме, а разновозрастные образования (берриас-барремские) разных клиноцнклитов (рис. 2). В разрезе исследуемого района они имеют самый "молодой" готерив-барремский возраст, а на востоке (Нижневартовский, Александровский своды) - берриас-валанжинский.

Глава 3. Тектоника

В третьей главе даны характеристики тектоники исследуемой территории. Западно-Сибирская низменность является плитой крупной эпигерцинской платформы. Вопросам ее тектонического строения посвящены труды многих исследователей: Ф.Г. Гурари, И.В. Дербикова, В.П. Казаринова, Г.И. Каратаева, П.К. Куликова, В.П. Маркевича, В.Д. Наливкина, Л.Я. Проводникова, H.H. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, B.C. Суркова, Э.Э Фотиади и других.

В тектоническом строении Западной Сибири принято выделять три структурных этажа (снизу вверх): складчатый - налеозойско-допа-леозойский (собственно фундамент), паранлатформепный ("промежуточный", налеозойско-нижнемезозойский) и осадочный мезозойско-кайнозойский, для которого первые два этажа являются складчатым фундаментом. Некоторые исследователи относят к фундаменту весь структурный комплекс, подстилающий мезозойско-кайнозойский осадочный чехол [Геология СССР, 1964; Геологическое строение.., 1971].

Из анализа большинства схем геологического строения фундамента следует, что Приобская зона нефтепакопления находится в пределах древнего докембрийского, байкальско-салаирского Уват-Тоболь-ского массива. По схеме Г.И. Каратаева (1962), это обширная Назым-ская зона архейской консолидации [Геология СССР, 1964].

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол Западно-Сибирского бассейна, площадь которого около 3.5 млн. км2, представлен в основном терришшыми отложениями юрско-мелового и кайнозойского возраста мощностью до 8 км. В пределах Приобской зоны кровля фундамента, судя по данным бурения и сейсморазведки, находится на глубинах 3050-3450 м.

Существуют многочисленные тектонические карты Западной Сибири под редакцией Ф.Г. Гурари, О.Г. Жеро, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, B.C. Суркова, H.H. Ростовцева и др. Приобская зона но одним схемам находится в центральной, приосевой части Ханты-Мансийской мегавпадины, являющейся южной частью синеклизы, по другим - смещена к востоку, в ее прибортовую часть.

На карте, составленной H.H. Тумановым и др., по отражающему горизонту "А" с учетом данных бурения поисково-разведочных скважин, в сопредельных к северу и западу от исследуемой территории районах выделяется группа поднятий, протягивающаяся с юг-юго-запада на север-северо-восток и названная Ю.Н. Карогодиным Шаим-ско-Ляминской грядой [Приобская нефтеносная зона, 1996]. Оконту-ривается она общей изолинией -3100 м.

К юго-востоку от исследуемой территории выделяется Шапшин-ско-Салымский мегавал, а к юго-западу - Эргинское куполовидное поднятие. Большая часть рассматриваемой территории Приобской зоны располагается в пределах юго-западной половины Фрсшовско-Тундринской депрессии с максимальными глубинами до фундамента -3400 - -3450 м.

Структурный анализ свидетельствует о том, что все структурные элементы, отмечающиеся по горизонту А (фундамент), отображаются на структурном плане и по горизонту Б (баженовская свита), кроме незначительных по размерам и амплитуде [Приобская нефтеносная зона, 1996]. Структурные планы горизонтов внутри неокома существенно отличаются от структурных планов подстилающей баженовской свиты и перекрывающей клиноформпый комплекс быстринской пачки. Отличие состоит в том, что по кровле каждой из клиноформ картируются субмеридиональные уступы высотой в 200-300 м, последовательно сменяющие друг друга с востока на запад. Однако, как уже отмечалось, структурный фактор не играет определенной роли в размещении залежей нефти в Приобской зоне.

Анализ материалов глубокого бурения с достаточно густой сетью эксплуатациошшх скважин, а также материалы трехмерной сейсмо-

разведки позволили обнаружить проявление глиняного диапиризма. На эксплуатационном участке гигантского Приобского нефтяного месторождения плотной сетью скважин в разрезе надбаженовских глин неокома (готерива) достаточно уверенно картируются диаппроподобпые поднятия, амплитуда которых достигает 50 м, а площадь - до 1.5 км2. По более высоким, перекрывающим их горизонтам нижнемеловых отложений большинство из этих поднятий не проявляются.

Глиняные диапиры по механизму их образования, как известно, делятся на два основных тина: конседиментационно-приповерхностный и глубинно-тектонический. На основании анализа материалов по Приобскому месторождению предполагается наличие диапиров обоих типов.

Выявленные диапиры находятся в пределах относительно крутого склона палеодельты и могли образоваться вследствие быстрого поступления несчано-алевритового материала и "выжимания", смятия более тонкого пластичного глинистого материала.

Лавинный темп осадконакопления и клиноформньш характер заполнения бассейна, с ритшгчным продвижением относительно крутого склона палеодельты с востока на запад, безусловно благоприятствовали возникновению диапиров разлитого типа. Однако "спусковым механизмом" их возникновения, возможно, были тектонические процессы. Наиболее высокоамплитудные диапиры на Приобской площади, прослеживающиеся в вышележащих верхненеокомских отложениях, вероятно, имеют тектоническую природу. Возможно некоторые из глиняных диапиров являются "солитонами"(зоны деструкции), выделяемыми P.M. Бембелем [1991] по данным сейсморазведки.

Диапиры тектонической глубинной природы, связанные с зонами разгрузок тангенциальных напряжений, могут явиться поисковым признаком зон улучшенных коллекторов в подстилающих породах баже-новской [Трофимук, Карогодин, 1981, 1983], тюменской свит и фундамента. Их положение необходимо учитывать при размещении эксплуатационных скважин, особенно горизонтальных.

Глава 4. Фациально-палеогеографический анализ

Продуктивные отложения неокомского клиноформного комплекса представляют собой осадки аллювиально-дельтовой равнины, аван-дельты и продельты (М.Ю. Эрвье, Г.И. Плавник и др.), образовавшиеся в результате ритмичного бокового наращивания клиноформ. Условиям их формирования посвящено немало работ, в том числе А.Л. Нау-

мова и др. [1977], A.A. Нежданова и др. [Сейсмогеологический прогноз.., 1992], В.П. Игошкина [1990, 1992], Г.Н. Гогоненкова и др. [1988], Н.И. Марковского [1981] и многих других. Все они обосновывают косослоистую модель пеокома, согласно которой циклично происходило боковое заполнение глубоководного палеобассейна осадками, поступающими преимущественно с юга и юго-востока [Биншток, 1980]. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии, накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании региональных клиноформ-циклитов (пимская, сармановская, покачев-ская, савуйская и др.). Основная же часть объема осадков накапливалась в периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией.

При прогнозе зон развития песчаных тел клиноформного комплекса важное значение приобретает учет палеогеоморфологического фактора, которым в значительной мере контролировалось их распространение и выклинивание. В Приобской нефтеносной зоне этот фактор играл особую, решающую роль, в то время как структурному фактору отводилась второстепенная роль. Практически все проницаемые пласты этой зоны ас9.12. независимо от структурного положения, неф-тенасыщены. Именно дельтовая платформа, склон дельты, ее фронт, глубоководное основание являются основными палеогеоморфолошче-скими элементами, контролировавшими пространственное распространение коллекторов.

Регрессивные осадки клиноформного комплекса по принадлежности к морфологическим элементам палеобассейна автором условно разделены на три типа: аллювиальные, мелководно-авандельтовые и относительно глубоководные морские. Последние два подразделены на подтипы дельтовой платформы и фронта дельты для мелководных отложений и подтипы образований шлейфов склона, продуктов подводных конусов вьшоса и равнины дна глубоководного бассейна для глубоководных. Границы между тинами несчаных тел весьма условны. Наиболее крупные из них имеют чаще всего комбинированный характер. Классификация по такому принципу удобна тем, что на сейсмических профилях можно выделять аналогичные сейсмофации [Игошкнн, 1992] и прогнозировать типы возможных залежей в определенных районах по каждому из пластов. В каждом из этих типов, по мере необходимости, можно выделить еще подтипы по генетическому или по какому-либо другому признаку.

257 233

26(1 А А 181

^ 444 22011 ,320

2 3 4 5 | 151

Рис. 3. Блок-диаграмма формирования продуктивных пластов АС12 Приобской зоны пефтенаконления:

1 - песчано-алевритовые отложения, 2 - преимущественно глины, 3 - битуминозные аргилиты баженовской свиты, 4 - основные направления сноса обломочного материала, 5 - разведочные скважины.

Реконструкция условий формирования цимского циклита проводилась на основе палеотектоничсского и фациальнош анализов по промыслово-геофизнческим данным. Возможность интерпретации фа-цпальных обстановок по анализу кривых стандартного каротажа обоснована многими отечественными и зарубежными исследователями [Тейлор, 1980; Муромцев, 1981, 1984; Гогоненков н др., 1983; Акрам-ходжаев и др., 1986; Обстановки осадконаконления.., 1990].

В финально-транс1ресснш1у1о фазу юрско-неокомского цикла, наступившую 1! волжское время, район Приобской зоны оказался в глубоко погруженной (до 400 м и более) нрносевон зоне палсобасссй-

на с характерными чертами недокомпенсировашюго ("голодающего") бассейна. Это привело к аккумуляции аномально обогащенных органическим веществом глинисто-углеродисто-кремнистых отложений нижней половины баженовской свиты па значительной территории центральной части огромного бассейна. С раннего берриаса в районе Приобского месторождения на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий. Клиноформы, песчаио-алевритоглшшстые стратиграфические пакеты, начали заполнять его с восток-юго-востока. Этот процесс завершился только к концу баррема. Каждый из продуктивных горизонтов, но представлению автора, сформировался в регрессивную фазу зонального циклита, а отдельные пласты - в регрессивную фазу субзонального циклита. Трансгрессивные фазы циклитов представлены преимущественно глинистыми пачками.

Рельеф морского дна в это время в пределах исследуемой территории представлял пологую, воздымающуюся на северо-запад равнину, а началу пимского времени он - склон субмеридионального простирания (восточная половина исследуемой территории) с углами наклона до 1° (15 м/км) и дно глубоководной равнины (западная половина).

После относительного повышения уровш моря трансгрессивный период осадконаконления сменился более продолжительной регрессией. Вероятно, в результате общей регрессивной направленности осад-конакопления сформировалась регрессивная толща пимского регионального клиноциклита общей мощностью более 600 м (АС4-12)-

Во время формирования ЗЦ П-1 район Приобской зоны представлял собой авандельту крупной цалеореки, сформировавшую большой депоцентр (рис. 3). Основной объем песчапо-алевритового материала, отложился в центральном районе исследуемой территории. Севернее и южнее располагались второстепенные русловые системы. В дальнейшем, при формировании последующих зональных клиноцикли-тов (ЗЦ П-Н - П-Х) происходила перестройка русловых систем. Одни отмирали, другие активизировались, менялось количество поступавшего обломочного материала, его доля в общем объеме осадка. Скорость проградации составляла 5-15 км за один зональный цикл седиментации.

В главе рассматривается палеогеоморфологическая характеристика района на момент формирования каждого из зональных циклитов, карты изопахит клиноциклитов, а также анализируются карты

изопахит песчано-алевритовых отложений, совмещенные с картами "каротажных" фаций.

Фациалыю-палеогеоморфолопгческий апализ, выполненный на основе системно-литмологаческого подхода, позволил решить две задачи. Первая - детальное расчленение и корреляция отложений кли-ноформного комплекса. Ее решение весьма важно на стадии доразвед-ки месторождений.

Характеристика кривых стандартного каротажа (ПС и КС) отражает не только литологию разреза, но и генезис песчаных тел. На возможность такой интерпретации фаций по характеристикам кривых стандартного каротажа, как отмечалось выше, неоднократно указывали отечественные н зарубежные исследователи. Существование тесной взаимосвязи относительной амплитуды кривой спонтанной поляризации (ПС) с процентным содержанием в породе фракций: песчаной и алевритовой, суммарной глинистой и алевритовой, глинистой с медианным размером зерен, а также с проницаемостью и пористостью -экспериментально установил В.С. Муромцев [1984]. ПС отражает как бы палеогидродинамические уровни древней обстановки осадконакоп-ления. Однако универсальной зависимости не существует, в каждом конкретном случае будут свои закономерности.

По результатам анализа геофизических характеристик песчаных пластов они условно были разделены на семь типов. Первые четыре (1-1\0 определяются амплитудой аПс- Граничные значения для них определены ее величинами 0.25, 0.50 и 0.75. Нижний предел IV фании («00 = 0.15) примерно соответствует величине коэффициента пористости 14.2 %, которая, но лабораторным данным, является нижней границей коллектора. Кроме того, кривая ПС даже в сугубо глинистых отложениях испытывает некоторые отклонения от нулевой линии и при апс< 0.15 резко возрастает вероятность того, что часть из них будут отнесены к песчано-алевритовым пластам. Таким образом, большая часть коллекторов выделяется в пределах I—IV типов фаций. Однако в некоторых случаях коллекторы встречаются в фациях V и даже VI типов.

К У-УП типам фаций относятся преимущественно глинистые и заглшшзированные песчано-алевритовые отложения. Так как ПС в этих фациях не дифференцирована, то различаются они по кривой КС. На величину КС влияет ряд факторов и, в первую очередь, литология, мощности пластов, характер насыщения и т. д. Тем не менее, условно их можно разделить на три группы. К V группе относятся пла-

ста с сопротивлением более 15 Ом-м. Это, чаще всего, переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников, реже - массивные пласты. К VI типу относятся пласты с сопротивлением 7-15 Ом-м. Это в основном глинистые, глинисто-алевритовые отложения, иногда с маломощными пропластками песчаников. Преимущественно глинистые отложения VII типа фации характеризуются еще меньшим сопротивлением - менее 7 Ом-м. Из семи типов фаций первые три (I-III), как правило, являются коллекторами, IV тип - зона неустойчивого распространения коллектора. В отложениях V и тем более VI типа, коллекторы обнаруживаются в единичных случаях. Тела VII типа фаций, по существу, являются экранами.

По данным ГИС изучена зависимость кривой ПС от коллектор-ских свойств продуктивных пластов (пористости и проницаемости). Для анализа выбраны результаты лабораторных исследований 37 разведочных скважин по пласту АС9 и горизонтам АСю, АСц и АС12. Исследовались взаимозависимости трех величин - коэффициентов пористости (Кп), проницаемости (Кпр) и величины аПс- Анализ проводился как по отдельным пластам, так и по группам с разделением на глубоководные и мелководные образования. Картирование зон "каротажных" (электрометрических) фаций помогает выявить закономерности пространственно-временного размещения песчаных тел-коллекторов, предсказать их типы и фации с соответствующими фильтраци-онно-емкостными свойствами в недостаточно изученных районах. Немаловажным является вывод о существенно отличающихся ФЕС у фаций одного типа для мелководных и глубоководных отложений.

Глава 5. Главные особенности нефтеносности Приобской зоны нефтенакопления

В пятой главе кратко описывается история открытия и разведки Приобского месторождения, нефтеносность клиноформных неоком-скнх продуктивных отложений, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, типы залежей, закономерности их размещения.

На основании анализа данных бурения и особенно сейсморазведки очевидно, что неокомские залежи нефти Приобского месторождения принципиально отличаются от неокомских залежей соседних районов: Сургутского и Нижневартовского. Они не контролируются структурным фактором, локальными поднятиями и оказались в подавляющем большинстве своем ие структурными, а литологическими.

В 1989 г. месторождение введено в разработку. Поисково-разведочные работы 1989-1992 гт. были направлены на изучение распространения границ горизонтов АСкмг и других пластов пеокома, а также на оцепку перспективности юрских и доюрскнх отложений. Результаты доказали высокую перспективность горизонтов АСю_12 и их более сложное строение.

В пределах Приобской зоны нефтеносность установлена в юрском и неокомском этажах. Однако судить о тинах резервуаров, ловушек и залежей можно только в последнем. Юрские отложения на полную мощность вскрыты единичными скважинами. В некоторых из них получены небольнше притоки нефти. Хотя первоначально поисковое бурение было ориентировано на юрские отложения.

Промышленио-продуктивный комплекс связан с готеривскими отложениями черкашипской свиты в составе неокомского нефтегазоносного этажа. Основными продуктивными горизонтами являются АС]2, АСп и АСю.

Продуктивные интервалы образуют многопластовый резервуар с очень сложным распределением в нем линзовидных песчаных тел-коллекторов. Залежи преимущественно пластово-, миогопластово-литоло-гически экранированные. В пластах АСю1 и АС122"3 наблюдаются элементы стратиграфического экранирования, в результате частичного размыва песчаных тел в финале регрессии. Эти пласты наблюдаются только в образованиях подводных конусов выноса и склоновых отложениях. Их возрастные мелководные покровные аналога отсутствуют.

Отличительная особенность залежей основных продуктивных горизонтов АС10-12 Приобской зоны - нефть в залежах не подпирается пластовыми водами. Только в единичных скважинах были получены притоки воды. Практически все песчано-алевритовые пласты и линзы этой группы полностью насыщены нефтью.

Из пласта ас7, в отличие от нижележащих пластов и горизонтов, в большинстве скважин получены притоки воды. Распространение во-донасьпцениых и иефтснасыщснных коллекторов не подчиняется структурному контролю. Некоторые исследователи [Большаков и др., 1993, 1995] связывают это с капиллярными барьерами, а их - с зонами деструкции, фиксирующимися в исследуемой зоне на сейсмических разрезах, а также в трепщиоватости керна.

Более 50 % геологических запасов нефти Приобской зоны сосредоточено в пластах АС120"4 - АСц2"3. На практике их выделяют в единый нефтепромысловый объект, а ранее относили к единому горизонту

АСи. Они представляют собой серию песчано-алевритовых линз в разрезе семи субзональных клшгоциклитов общей мощностью до 150 м с субмеридиональной ориентировкой, разделенных более или менее выдержанными глинистыми пачками. Глубина залегания 2400-2700 м. Песчаники от мелко- до среднезернистых с пористостью 16-20 % (средняя 18.5 %) и проницаемостью до 40 мД (средняя 5.1 мД). Средняя нефтенасыщенная мощность для этой группы пластов - 16.7 м. Максимальная эффективная мощность (42 м) была вскрыта скв. 237. Для отложений подобного типа, вследствие плохой сортировки песча-но-алевритового материала и низкой проницаемости, характерны низкие дебиты, которые в среднем составляют около 5 м3/сут, но могут достигать и 50 м3/сут. Средняя величина удельных дебитов порядка 0.5-0.8 м3/(сут-м). Улучшенные коллекторы располагаются в основном в зонах питающих каналов и в проксимальных частях конусов выноса. Ухудшение коллекторских свойств наблюдается от центральных к периферийным участкам песчаных тел. Если рассматривать весь комплекс глубоководных пластов в целом, то в связи с продвижением авандельтового комплекса на запад в этом же направлении от пласта к пласту наблюдается закономерное смещение и зон улучшенных коллекторов. АСп0"1 - АСц2"3 - комплекс переслаивания песчано-алевритовых линз и глинистых пачек. На некоторых участках глинистые пачки опесчанены или размыты в зонах каналов. Пласты в таких случаях оказались динамически связанными.

Пласт АСц1 (аналог глубоководных пластов АСп0"1 - АСц2"3), вскрытьш на глубинах 2400-2500 м, отличается наилучншми коллек-торскими свойствами из всех продуктивных пластов и горизонтов Приобской зоны. Как отмечалось в предыдущей главе, водный режим дельтовой платформы характеризовался более активными гидродинамическими процессами, чем глубоководная часть бассейна, что способствовало формированию пород с улучшенными коллекторскими свойствами. Проницаемость песчаников пласта достигает 250 мД (в среднем 47 мД), пористость - 17-23 % (в среднем 20 %). Эффективная мощность в среднем по Приобскому месторождению составляет 10.6 м. Максимальная величина эффективной мощности (41.6 м) зафиксирована в разрезе скв. 246. Из этой же скважины были получены самые максимальные дебиты - 118.2 м3/сут на 8-миллиметровом штуцере. Удельные дебиты примерно в три раза выше, чем в глубоководных аналогах этого пласта - 1.9-2.8 м3/(сут-м).

Третьим основным объектом являются пласты АСю1"2, глубина залегания которых от 2320 до 2650 м, а общая мощность в районе эксплуатационного участка до 100 м. Открытая пористость в среднем (19 %) немного меньше, чем в нижележащем АСц\ а максимальная -до 24 %, проницаемость - до 50 мД (в среднем - 18.5 мД). Литологи-чески пласты мало чем отличаются от нижележащих - как мелководные, так и глубоководные отложения, аналогичные АСц2"3 и АС^0*4.

Песчаные линзы и залежи нефти приурочены к отложениям трех русловых систем. Этом обусловлено наличие трех пар залежей. Каждой залежи, связанной с мелководными отложениями, соответствует глубоководный аналог в виде залежи, связанной с отложениями подводного конуса выноса. Между собой они разделены глинистыми отложениями склона.

Продуктивные пласты АСц0, АСю°. АСд и АС7 считаются второстепенными, так как характеризуются низкими коллекторскими свойствами (пористость в среднем 17-19 %). Это согласуется с пред-ставленияш! о формировании АС9 на максимальном удалении от береговой линии, куда доносились наиболее тонкие разности песчаников. Средние пористость и проницаемость минимальны для всей группы пластов - 17 % и 5 мД. Линзовидные пласты маломощны и распространяются в виде узких зон. Запасы и дебиты этих горизонтов не представляют самостоятельного интереса и должны рассматриваться попутно с запасами основных залежей.

Таким образом, в пределах Приобской зоны впервые в Западной Сибири выявлены гигантские запасы нефти, связанные с литологиче-скими ловушками и залежами.

Размещение песчаных тел-коллекторов в плане крайне неравномерно. Чаще всего они тяготеют к зоне центральной русловой системы. Граница их распространения примерно совпадает с границами фаций 1-Ш типов. Как отмечалось выше, при прогнозе зон развития песчаных тел клииоформпого комплекса ведущим является палеогеомор-фологический фактор. К каждому из палеогеоморфолошческнх элементов приурочены определенные типы песчаных тел-коллекторов, имеющих различные размеры, форму, ориентировку и отличающихся фильтрационно-емкостными свойствами. Например, в пределах дельтовой платформы выделяются покровные пески, формировавшиеся на удалении от береговой линии, подвергшиеся волновой обработке и более или менее равномерному перераспределению по площади. К такому тину тел-коллекторов можно отнести песчаники пластов АС<>,

ас7.

Отложения песков баровой фации пласта АСц1 имеют как вытянутые формы, ориентировашше вдоль склона, так и изометричные формы устьевых баров. Выделяются также песчаные тела фаций подводных русел, имеющие вид линейных зон, перпендикулярных склону (АСю°, АС122). Узкие зоны распространения песчаных тел формировались также вдоль фронта дельты (АС122"4, АСц0, АСю°, АС9). В верхней части склона встречаются тела так называемых пальцевых баров, формировавшихся в пределах питающих каналов при резком увеличении глубин бассейна (АСц1). На самом склоне размеры песчаных тел, как правило, невелики. Это либо небольшие линзы, сформировавшиеся на его пологих участках, либо узкие каналы шириной в десятки и первые сотни метров. Однако в иологонаклонных клиновидных телах могли формироваться достаточно мощные шлейфы склона, которые зафиксированы в ЗЦ П-1 (АСп2"4).

В присклоновых зонах глубоководной авандельты располагались конусы выноса, имеющие слабовытянутую форму, ориентированные вкрест простирания склона (АСЮ'~2, АС9). В большинстве случаев они формировались питающими каналами русловых систем сериями, образуя вдоль склона целые зоны распространения конусов выноса (АС122"4, АСп0"1 - АСц2"3).

Пласты одного зонциклита имеют весьма сходные пространственные закономерности распространения песчаных тел-коллекторов, так как перестройка русловых систем происходила чаще всего на рубеже зональных циклов. Со сменой цикла одни русловые системы активизировались, другие наоборот - отмирали.

В заключении пятой главы сделаны выводы об основных закономерностях размещения песчано-алевритовых тел-коллекторов в пластах каждого зонального клиноциклита.

Глава 6. Оценка перспектив нефтеносности и рекомендации по дальнейшему направлению поисково-разведочных работ

Одна из особенностей нефтеносности Приобской зоны, как отмечалось выше, состоит в том, что практически все линзы-коллекторы основных продуктивных горизонтов заполнены нефтью. Поэтому при оценке перспектив нефтеносности неокомского (основного) комплекса важно установить пространственно-временное размещение в нем песчаных тел-коллекторов и оценить перспективы по каждому из горизонтов.

Перспективы наращивания запасов и добычи в неокомском продуктивном комплексе Приобской нефтеносной зоны связаны с дораз-ведкой уже открытых залежей, поиском новых в основном на южном и северном ее продолжетшх.

При поисках новых и доразведке открытых залежей с целью получения оптимальных результатов необходимо руководствоваться выявленными закономерностями. Зная положение и тенденцию распространения наиболее перспективных зон песчаных тел-коллекторов по отношению к палеогеоморфологическим и тектоническим элементам неокомского палеобассейна, которые хорошо фиксируются па сейсмо-профилях, можно повысить эффективность поискового и разведочного бурения. Возможность сейсморазведки (особенно З-Э) картировать зоны распространения песчаных фаций, их мощности, безусловно, повышают достоверность прогнозов. Поэтому па перспективных, но недостаточно изученных площадной сейсморазведкой участках следует планировать постановку объемной сейсморазведки.

Перспективы неокомского клииоформного комплекса связаны с основными горизонтами АСю_12. Хотя не исключается, что за пределами исследуемой территории роль пластов АСэ, АСю° и АСц° может повыситься. Например, в северном направлении происходит увеличение мощности пласта АСю°- Аналопгчное явление происходит и с АСц0. Песчаные фации, связанные с прифронтальной полосой, вскрыты на севере и в разрезе АСд. В центральных районах они отсутствуют. Широкое развитие песчаных фаций дельтовой платформы и ее фронта в пласте АС9 дает основание предполагать наличие подводного конуса выноса, аналогичного вскрытому скв. 2хм, 290 в юго-восточном направлении от данной территории.

Основные залежи пластов АС^2"4, как уже отмечалось, связаны с глубоководными конусами выноса. Песчаный горизонт представляет собой три линзы нластов АС^4, АСп3 и АС122, последовательно пере-крываюншх друг друга. Перспективы связываются с продолжением полосы их развития нпфиной около 10 км в северо-восточном направлении. Пробуренные к этом районе скважины, по нашим представлениям, оказались за пределами наиболее перспективных участков этой 1 руины пластов. Поэтому принятая оценка перспектив этой территории по пластам АСп2'4 может оказаться заниженной.

Перспективы зонального клипоциклита П-1 связаны также с северным и южным продолжениями прифронтальной полосы песчаников. Размеры залежей предполагаются сравнительно небольшими. Од-

нако совпадение этих перспективных участков с распространением других пластов (в первую очередь с АСц1) может существенно повысить рентабельность их совместной разработки.

Перспективы пластов следующего ЗЦ П-И (АСп0'1 - АСц1'3) связаны не только с коллекторами песчаников конусов выноса, но и с баровыми отложениями АСц1. Полоса их развития продолжается в северо-восточном направлении (как и большинство зон других пластов) от скв. 412. Аналогичное продолжение она имеет и на юге (южнее скв. 444).

Интерес представляют конусы выноса северной и южной русловых систем и их продолжения. Перспективным может оказаться участок южнее скв. 291. Предполагаются продуктивными пласты АСц2"3, как сформировавшиеся в финале регрессии зонального цикла седи-меитацни. В группе пластов одного зонального цнклита вверх по разрезу наблюдается увеличение площади песчаных отложений и в финально-регрессивных пластах АСц1'3 она является максимальной. По этим пластам предполагается сплошной покров песчаных отложений конусов выноса. Он продолжается на юг от скв. 291, соединяясь с аналогичными песчаниками Эрпшского месторождения.

На севере исследуемой территории по пластам АС^0"1 - АСц2'3 намечена линза песчаников шириной до 30 км. Однако расположение пробуренных к настоящему времени скважин позволяет уверенно от-картировать лишь ее южную часть. Зоны улучшенных коллекторских свойств этих пластов последовательно смещаются с востока на запад от АСп1 до АСц2'3. Поэтому в пространстве наблюдается мозаичное распространения фаций 1-Ш типов,, с которыми связаны наиболее емкие коллекторы. Район недостаточно изучен и в его пределах рекомендуется провести доразведку с учетом как нижележащих (АСп2"4), так и вышележащих (АСю1'2 и АСю°) пластов.

Коллекторы пластов АСю1"2 приурочены к двум субпараллельным зонам мелководных и глубоководных отложений. Первая примерно совпадает с зоной пластов АСп2"4, вторая - с зоной АСц2'3, образуя мощный комплекс глубоководных песчано-алевритовых отложений. Зона коллекторов дельтовой платформы па севере расширяется, что дает основание прогнозировать и здесь развитие песчаных фаций в отложениях глубоководных конусов выноса..

К югу от исследуемой территории располагаются Верхне-Шаишинское и Эрпшское месторождения, в пределах которых ведется разведка залежей нефти в пластах группы АС, к северу - мало изу-

ченные поисковым и разведочным бурением Туманная, Декабрьская, Тортасинская и другое площади. Судя по тому, что поисково-разведочные скважины не вскрыли мощной зоны коллекторов, перспективы неокомского комплекса этой территории оцениваются несколько ниже, чем исследуемой. Однако это не исключает открытия промышленных залежей. Кроме доразведки северной части исследуемой зоны, которая должна внести окончательную ясность в вопрос о ее перспективности, к северу от нее рекомендуется, с учетом данных сейсморазведки и распространения перспективных зон по горизонтам ACio-12, заложить профиль из 5-6 разведочных скважин, используя пошаговую разведку.

В качестве ориентирующего документа на доразведку всей группы продуктивных пластов и горизонтов построена карта суммарных мощностей песчаников АС9-12, анализ которой поможет в оптимальном выборе участков первоочередных эксплуатационных и поисково-разведочных работ.

Характер распространения песчаных тел неокомскнх клиноформ в пределах исследуемой территории позволяет сделать достаточно обоснованный вывод о значительном но площади продолжении зоны на север, в виде "гирлянды" крупных линз. Они будут либо пространственно изолированы друг от друга, либо перекрываться по каким-то отдельным горизонтам.

Заключение

Усовершенствованный системно-литмологический подход с использованием методики B.C. Муромцева по интерпретации фациаль-ных обстановок по анализу кривых стандартного каротажа, наряду с привлечением традиционных медодов (литолого-фациальный, палео-геоморфологнческий, палеоструктурный и др.) позволил выявить весьма важные особенности геологического строения и нефтеносности уникальной Приобской зоны нефтенакопления и существенно уточнить ее модель. Густая сеть эксплуатационных скважин, наряду с исследованием разрезов разведочных, позволила провести в пределах эксплуатационного участка детальное расчленение и корреляцшо разрезов на уровне отдельных продуктивных пластов. Выполненная корреляция по данным бурения была увязана с результатами сейсморазведки. Тем самым была заложеиа основа для создания уточненной модели строения Приобской зоны нефтенакопления.

Основные особенности геологического строения и нефтеносности Приобской зоны сводятся к следующему:

Продуктивные пласты и горизонты приурочены к самой "молодой" (гшмской) из региональных клиноформ неокома. В результате детальной системно-литмологической корреляции разрезов эксплуатационных и поисково-разведочных скважин уточнена стратиграфия продуктивных отложений. При этом выявлено более крутое падение нластов основных продуктивных горизонтов АСю-12, чем предполагалось ранее и принималось при подсчете запасов. В составе горизонтов АСц.12 выделено семь пластов, а не четыре, как было ранее.

В работе обосновано соответствие нефтеносных линз-пластов ачимовской толщи шельфовым пластам АС12 - АСд готерив-баррем-ского, а не берриас-валанжинского возраста, как на официальной стратиграфической схеме (Ачьз).

В залежах основных продуктивных горизонтов нефть не подпирается пластовыми водами. Практически все коллекторы АС9-12 нефте-насьпцены. Размещение залежей в каждом из зональных клиноцикли-тов контролируется литолого-фациальным и палеогеоморфологиче-ским факторами. При этом важную роль играли положение фронта дельты, расположение русловых систем, состав и количество приносимого осадка, углы наклона склона.

Практически в каждом из продуктивных горизонтов залежи приурочены к параллельным друг другу субмередиональным зонам, связанным соответственно с мелководными и глубоководными отложениями. В большинстве случаев они изолированы между собой глинистыми отложениями склона.

Одной из особенностей геологическою строения Приобской зоны является наличие глиняных конседиментационно-приповерхностпых и глубинно-тектонических диапиров.

По каждому из зональных клиноциклитов были построены па-леоструктурные карты. Так как в Приобской зоне при размещении залежей нефти решающее значение имеет палеогеоморфологический фактор, картирование таких элементов палеорельефа, как положение фронта дельты, ее склона и основания склона имеет важное значение для выяснения закономерностей размещения песчано-алевритовых тел (ПАТ) и их прогнозирования. Набор таких карт в совокупности с картами фаций и мощностей ПАТ послужил важным критерием прогноза нефтеносности и обоснования заложения разведочных скважин.

Публикации по теме диссертации

1. Карогодин Ю.Н., Ершов C.B., Конышев А.И. Грязевые диапиры неокома Западной Сибири - индикаторы зон разгрузок тангенциальных напряжений И Тезисы докладов Первого Международного семинара "Напряжения в литосфере (глобальные, региональные, локальные)". -М.: ИГиРГИ, 1994. С. 75-76.

2. Карогодин Ю.Н., Чикав Б.М., Ершов C.B. и др. Зональность строения неокомских отложений Западно-Сибирской плиты в связи с блоковыми структурами ее фундамента Н Тезисы докладов научно-практической конференции "Блоковое строение земной коры и нефтегазо-носность". Санкт-Петербург.: ВНИГРИ, 1994. С. 86.

3. Карогодин Ю.Н., Ершов C.B. Источник углеводородов гигантских залежей нефти в неокомских отложениях Западной Сибири с позиций системно-литмологического подхода // Геология и оценка нефтегазового потенциала Западной Сибири. - М.: Наука, 1994. С. 73-80.

4. Карогодин Ю.Н., Ершов C.B., Конышев A.M., Черноморский В.Н. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Приобской зоны нефтенакопления Западной Сибири II Там же. - М.: Наука, 1994. С. 41-58.

5. Карогодин Ю.Н., Ершов C.B. Особенности строения и формирования неокомских продуктивных отложений Приобской нефтеносной зоны II Результаты работ по Межведомственной региональной научной программе "Поиск" за 1992-1993 годы. 4.2. [Глав, ред.: акад. А.Э. Кон-торович, акад. B.C. Сурков]. - Новосибирск, 1995. С. 89-94.

6. Карогодин Ю.Н., Ершов C.B., Конышев А.И., Разяпов Р.К. Фаци-ально-палеогеоморфологические условия формирования песчаных тел клиноформ-циклитов Приобской зоны нефтенакопления /I Геология нефти и газа, 1995, № 5. С. 11-16.

7. Карогодин Ю.Н., Арментроут Д.М., Ершов C.B. Взаимоотношение нефтематеринской толщи баженовской формации с неокомскими отложениями и ее роль в формировании гигантских скоплений нефти Западной Сибири // Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ (тез. докл. первой междунар. конф.). - Санкт-Петербург, 1995. С. 37-38.

8. Глебов В.В., Казаненков В.А., Карогодин Ю.Н., Ершов C.B. Сек-венс-литмо-стратиграфтеская модель ачимовской толщи Нижневартовского свода Западной Сибири // Там же. - Санкт-Петербург, 1995. С. 57-58.

9. Карогодин Ю.Н., Ершов C.B., Конышев А.И. и др. Секвенс-(литмо)стратиграфическая модель неокомских продуктивных отложений Приобской гигантской нефтеносной зоны Западной Сибири П Там же. - Санкт-Петербург, 1995. С. 78-80.

10. Карогодин Ю.Н., Глебов В.В., Ершов C.B., Казаненков В.А. Особенности строения ачимовской толщи неокома Нижневартовского свода в связи с доразведкой месторождений нефти и газа // Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири (Результаты работ по межведомственной региональной научной программе "Поиск" за 1994 год). 4.1. - Новосибирск, 1996. С. 102-107.

11. Карогодин Ю.Н., Ершов C.B., Черноморский В.Н. Прогноз зон выклинивания коллекторов горизонтов АСю-n Приобской нефтеносной зоны И Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири (Результаты работ по межведомственной региональной научной программе "Поиск" за 1994 год). 4.II. - Новосибирск, 1996. С. 124-127.

12. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-лит-мологический аспект / Карогодин Ю.Н., Ершов C.B., Сафоновым B.C. и др.). Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. 252 с.

13. Карогодин Ю.Н., Ершов C.B., Конышев А.И. и др. Диапиры неокома Западной Сибири // Доклады РАН. 1996, т. 346, № 5. С. 642-646