Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Влияние вторичных процессов на распределение коллекторов в песчанных телах различной формационной принадлежности

ВАК РФ 04.00.21, Литология

Автореферат диссертации по теме "Влияние вторичных процессов на распределение коллекторов в песчанных телах различной формационной принадлежности"

-о —1

СП „ СП

—-г*

г? О

на правах рукописи

ьЯ

ТИМОШЕНКОВА НАТАЛИЯ ВАСИЛЬЕВНА

ВЛИЯНИЕ ВТОРИЧНЫХ ПРОЦЕССОВ НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ В ПЕСЧАНЫХ ТЕЛАХ РАЗЛИЧНОЙ ФОРМАЦИОННОЙ ПРИНАДЛЕЖНОСТИ

(на примере мезозойских отложений севера Западно —Сибирского нефтегазоносного бассейна)

Специальность 04.00.21 — Литология

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого —минералогических наук

Санкт-Петербург — 1995

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте ( ВНИГРИ )

Научный руководитель: доктор геолого — минералогических

наук Б. А. Лебедев Официальные оппоненты: " доктор геолого —минералогических

наук Н. Н. Верзилин кандидат геолого — минералогических наук Б. В. Самсонов

Ведущее предприятие: ВНИИ Океангеология

Защита диссертации состоится ¡¡¿У" //У <9_____1995 г. в

на заседании диссертационного совэта Д.071.02.01 при Всероссийском нефтяном научно —исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Адрес: 191104, Санхт — Петербург, Д—104, Литейный пр., 39

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ

Автореферат разослан 1995 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого —минералогических наук

А.К.Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность. В Западно — Сибирском бассейне н особенно его северной половине, как и во многих других провинциях России, осуществляется переход на новые нефтегазоносные объекты, контуры которых не контролируются антиклинальными структурами различных порядков. Разбурнвание глубоких горизонтов в контурах гигантских сеноманских залежей Уренгойского, Медвежьего, Бова — ненковского и других честорождений не дало существенных результатов, тогда как за их контурами выявлены значительные запасы нефти и газа в ачнмовскнх отложениях Новоуренгонско —Сам— бургскон зоны, в малышевских отложениях Северо — Бованен — ковского купола и в других подобных объектах.

Отсюда следует, что в нижней половине чехла можно ожидать открытия многочисленных, в том числе крупных зон аккумуляции на плохо изученных склонах валов, а частично и во впадинах. При этом освоение новых объектов встречается с такими методическими проблемами, которые не были характерны для залежей в породах сеномана и неокома. Трудности возникают не только при расста — иовке поисковых и разведочных скважин, но и при выборе способов их проводки и испытаний, при определении эффективной мощности и пористости и решении других, более частных задач.

Основная причина — крайне сложная морфология коллекторов с рентабельными для эксплуатации дебитами углеводородов. Наши подсчеты показывают, что в разрезе триаса и юры, достигающем в центра/ ыюй, наиболее глубокой части севера мощности почти 5 км, от первично однородных песчаных тел сохраняется не больше 3% коллекторов, распределение которых обусловлено прежде всего неравномерностью вторичных процессов: уплотнения, цементации, новообразования пустот, трещиноватости. Это делает необходимым проведение работ, которые, с одной стороны, опираются на полный комплекс специальных литологнческнх и петрофнзичг -.кнх исследований, а, с другой, имеют результатом выделение и прогнозную оценку неантиклинальных зон нефтегазонакопления.

Цель работы. Необходимость наращивания разведанных запасов на севере Западно — Сибпрско! о бассейна, особенно жидких

углеводородов в этих преимущественно газоносных районах, определяет главную цель исследований — применительно к песчаным телам из триасовых, юрских и ачимовских отложений на основе анализа условий седиментации и вторичных изменений пород установить закономерности распределения коллекторов и дать критерии для выделения зон нефтегазонакопления н выбора направлений поисковых работ.

Основные задачи исследований:

— литолого —петрофнзическое расчленение триасовых и юрских отложений с выделением формаций и формационных рядов;

— определение вещественного и гранулометрического состава обломочных пород;

—изучение особенностей вторичных изменений пород в песчаных телах различной формационной принадлежности;

— типизация коллекторов и установление закономерностей их распределения;

— литологическая характеристика и картирование зон нефтегазонакопления в юрских и ачимовских отлйжсииях.

Фактический материал. В основу работы положены сделанные автором послойное описание керна (76 скважин) п количественные подсчеты параметров песчаных пород в шлифах (436 шлифов). Рассчитывалось среднее содержание кварца, калиевых полевых шпатов, кислых и средних плагиоклазов, обломков глинистых, кремнистых, кислых и средних эффузивных и более редких пород, биотита, мусковита, акцессорных минералов; содержание всех компонентов цементи (с у чзанием типа цементации); среднее число контактов на зерно и доля среди них касательных, линейных, выпукло —вогнутых и спаянных контактов.

По собранным автором коллекциям в лабораториях ВНИГРИ, ЛГУ и ВС1£Г12И выполнены нетрофнзнческие определения (770 анализов), п том числе открытой пористости, проницаемости, плотности, электросопротивления, интервального времени распространения волн н других параметров; рентгеновские (101), химические силикатные 17й), илгктронномнкроскипнческне (36) анализы, определения1 Сорг. (Ь0) и друпн».

Широко использовались также материалы, собранные в производственных организациях при выполнении договорных работ: каротажные диаграммы, технологические данные бурения, данные испытаний, материалы сейсморазведки, массовые определения кол-лекторских свойств.

Научная повпзпа работы:

— в наиболее полных разрезах центральной части севера Западно—Сибирского бассейна выделено 7 формационных рядов,'а в каждом из них— по 3 формации, причем 4 формационных ряда относятся к нижнему (трнас — валанжннскому) и 3 ряда — к верхнему (валаижин — эоценовому) нефтегазоносным комплексам; границы между формацноннымп рядами и формациями нижнего комплекса обоснованы новым фактическим материалом,

— каждая из вскрытых бурением формаций нижнего комплекса охарактеризована треугольными диаграммами, кривыми распределения, графиками зависимости и другими иллюстрациями, позволившими показать общие тенденции изменения вещественного и гранулометрического состава обломочных пород: от чередующихся граувакк и литокластов с крупным размером зерен (вплоть до гравелитов и конгломератов) к средне —мелкозернистым и далее мелкозернистым песчаникам литокластового состава и затем к песчано — алевритовым породам, относящимся к сродним аркозам,

— показано, что обломочные породы разного состава уплотняются за счет различных процессов: если в граувакках и лптокластах с большой долей глинистых обломков образуются в основном вы — пукло — вогнутые контакты с вдавливанием более жестких обломков в более пластичные п с сопровождающей коррозией, то в лптокластах с малой долен обломков глинистых пород и в средних аркозах преобладают спаянные и линейные контакты, по которым легче развиваются межзерновыс трещины,

— изучены особенности влияния па структуру песчаных пород раннего заполнения ловушек углеводородами, каолинизации и других наложение) —эпигенетических процессов, соотношения между ко — торымп зависят от формацнонноп принадлежности,

— установлены закономерности распределения разнотипных коллекторов и- продуктивных формациях нижнего нефтегазоносного

комплекса и приведены доказательства широкого распространения сложных коллекторов, причем как порово —трещинных, так и трещинно — пороиых,

— выполнена лнтологическая характеристика и составлена карта зон нефтегазонаКоиления в юрских и ачимовскнх отложениях севера Западной Сибири.

Практическая значимость. Работа выполнялась в соответствии с плановыми заданиями В1ШГРИ по общероссийской НТП и договорам с Геолкомам. Тематические исследования проводились в рамках проблемы "Нетрадиционные источники углеводородного сырья" под руководством проф. В.П.Якуценн, а внутри проблемы — в разделе, посвященном сложным коллекторам нефти и газа и выполнявшемся под руководством доктора геол.— мин. наук Т.В.Дорофеевой. Главными результатами этих исследований явились оценка прогнозных ресурсов углеводородного сырья в ннзкопронн — цаемых коллекторах и выбор первоочередных, объектов для раз личных осадочных бассейнов России; из результатов автора использовались материалы по литологии и коллекторам юрских г ачимовскнх отложении севера Западной Сибири.

Кроме того, в течение последних 10 лет под руководством Б.А Лебедева и И.Б.Червякова выполнялись исследования по прямым договорам с Тематической экспедицией концерна "Тюменьгеология" н ее Центральной лабораторией, с ПГО "Уренгоинефтегазгеология" и другими производственными организациями. Из результатов автора нашли применение в практике особенности строения песчаных тел, типизация коллекторов п некоторые сейсмогеолошческие гптер— нретации, особенно для ачимоискнх отложеннн Большого Уренгоя и цеолит —содержащих коллекторов Яро —Яхинского месторождения. Защищаемые положения:

1 .Формоцнонпое расчленение триасовых, ннжне— и сред — ншорских отложений но комплексу лнтолого — петро!рафнческнх, петрофнзнчеекпх, каротажных и сейсмических материалов и опубликованных палеонтологических определений с учетом анализа циклического развития Западно — Сибирского осадочного бассейна п мезозое и кайнозое.

2. Соотношения в песчаных телах различной формационной принадлежности и различного гранулометрического н вещественного состава из триасовых, юрских и ачимовскнх отложений между основными вторичными процессами, определяющими- структуру пустотного пространства: характером контактов обломочных зерен, типом и составом цементов (хлоритового, каолшштового, карбонатного и других), ранним заполнением ловушек углеводородами и трещнноватостыо.

3.Типизация коллекторов и закономерности их распределения в продуктивных формациях юры и берриаса.

4.Антологическая характеристика, типизация н критерии оценки зон нефтегазонакоплення в юрских и ачимовскнх отложениях,, которые продемонстрированы на картах, составленных для всей северной половины Западно —Сибирской плиты.

Апробация п реализация результатов работы. Основные результаты, полученные в ходе диссертационных исследований, докладывались на международном симпозиуме "Нетра.'чцнонные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (С —Пб, 1992 г.), на международной научно-практической конференции "Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность" " (С —Пб, 1994 г.), на конференции молодых ученых ВНИГРИ (1988г.), на нескольких региональных производственных совещаниях в г.Тюмень и в п.Уренгой, а также изложены в 7 опубликованных работах. Результаты работы вошли в экспонаты международной выставки "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения".

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, имеет объем(аш. стр. текста, сопровождается 8 таблицами и 51 рисунками. Список? использованной литературы состоит из 92 наименований.

Из 59 рисунков и таблиц: б характеризуют Антологические особенности мезо — кайнозойского разреза в целом (профили, колонки, кривые изменения скоростей седиментации, сустава пород и др., лнтологнческне интерпретации сейсмических разрезов), 12 — состав и условия образования триасовых, юрских и берриасскнх песчаных пор,од (треугольные диаграммы вещественного состава,

таблицы и кривые распределения гранулометрического состава, па — леопрофилн, разрезы песчаных тел), 21 — вторичные процессы (кривые изменения различных параметров с глубиной, днфракто — граммы и таблицы состава глинистых н других цементов, гистограммы и таблицы типов контактов между обломочными зернами, фотографии шлифов и электронные микрофотографии), 13 — коллекторы (литолого — петрофизнческне зависимости, карты распределения коллекторов, кривые распределения пористости, проницаемости и др.), 5 — нефтегеологпческне следствия из Антологических закономерностей (карта литологнческнх условий нефтегазо — носности, карта зон нефтегазонакоплення, схема миграции углеводородов и др.), 2 — вспомогательные (таблица фактического материала и обзорная карта нефтегазоносностн).

Работа выполнена под руководством доктора геол. —мин. наук Б.А.Лебедева, которому автор выражает глубокую благодарность. Автор искренне признательна . 'Г.Л.Арчеговон, Ю.В.Вайполину, С.Г.Галеркинон, Е.15.Герману, Т.В.Дорофеевой, С.С.Челышеву, И.Б.Червякову за ценные консультации и помощь в работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

В первой главе "Нефтегазоносные песчаные породы севера Западной Сибири" рассмотрены условия образования, особенности строения, гранулометрический и вещественный состав песчаных тел во всем объеме осадочного чехла в зависимости от принадлежности к формациям и гЬормационным рядам, объединяющимся в нефтегазоносные комплексы. Направления исследований, проводившихся по этой тематике, и полученные научные результаты изложены в литературном обзоре, составленном по работам В.Н.Бородкнна, В.С.Ьочкарова, Т.А.Версннновон, В.Н.Высоцкого, С.Г-.Галеркнной, Л.Й.Цжонон, М.С.Зопн, Ю.II.Казанского, Г.Н.Карцевой, М.В.Коржа, Г.П.Мясннковон, А.Л.Наумова, Т.М.Оннщука, З.З.Ронкиной, Ь.Н.Тонычканоиа, Л.Я.Трушковой, Г.С.Яеовнч^ и других авторов.

Под нефтегазоносным комплексом понимается комплекс Л:а — дочиых пород, состоящим нз проницаемой части и экранирующей ее . р>*| нон« М1ЮП покрышки, характеризующийся относительной гид —

родинамнческой изолированностью и, как следствие, общностью условий нефтегазонакоплення. Как предлагается В.Д.Налнпкнным, Г.П.Евсеевым и рядом других исследователей, в чехле ЗападноСибирского бассейна выделяются два нефтегазоносных комплекса: триасово — юрско — валанжинский (сокращенно юрский) и валан — жннско — палеогеновый (сокращенно меловой).

Формация определяется как лнтологнческн обособленная часть разреза с длительностью образования около 10 млн. \ет 'и со скольжением границ но более 3—1 млн. лет. Это означает, что в соответствии с представлениями М.А.Усова, В.П.Казарннова, Е.М.Максимова и других геологов понятия "формация" и "свита" для Западно — Сибирского бассейна оказываются близкими, часто идентичными, но при этом нами накладываются численные временные ограничения.

Формации объединяются по три в формационные ряды длительностью около 30 млн. лет, причем самые резкие изменения наблюдаются между рядами, отвечающими прониЦае >й части нефтегазоносного комплекса и его региональной покрышке. Всего выделяется семь пол пых формационпмх рядов, четыре из которых приходятся па юрскиЛ и три - на меловой нефтегазоносные комплексы.

В триасовой, ннжне — ц г.реднеюрскон частях разреза, которые вместе достигают мощности почти 5 км, по комплексу литологиче— екпх, петрографических, геохимических, петрофнзнчеекпх, каротажных и других параметров однозначно выделено восемь формаций и, исходя из принципа равной длительности их образования, определен возраст. Полученные результаты подтверждены палеонтологическими данными Л.И. Кнрнчкопой с сотрудниками для тех же скважин в основном по флоре и снорово — пыльцевым комплексам. Приводимые ниже мощности 'формаций даны по скв. 3.'>б Ево — Яхингкоп площадп.

Из пижнпго пулкапогеппо—оеддочпого формацпоппого ряда дне нижних формации, нижпетриасово — аннзнйская; вулканогенная мощностью до 2 км н анпзийско —ландинскан пулкано! енно — оепдочпая мощностью около .'¡00 м, выделены по несогласиям, фиксирующимся 1Ы временных сейсмических ра.фгчах. Детально изучена

только карнийская варенгаихинская формация мощностью около 400м, представленная среднезерннстыми песчаниками с прослоями конгломератов, - чередующимися со своеобразными зеленоватыми глинистыми породами, в которых встречаются упорядоченные сме — шанослойные минералы ( по 50% монтмориллонитовой н гидрослю — днетой фаз).

Следующий формацнонпый ряд назван грубообломочпо-углепосвым, поскольку для него характерны максимальное количество прослоев конгломератов и постоянное присутствие прослоев углем и углистых аргиллитов. Норнйская внтютинская формация мощностью 320 м выделяется преобладанием средне —крупнозернистых песчаников и гравелитов, береговая геттанг —синемюрская мощностью 390 м — среднезернистых и реже мелко —средне — зернистых песчаников, а ягельная плннсбахская мощностью 290 м — средне —мелкозернистых песчаников. Во всех формациях встречаются интервалы преимущественно грубого переслаивания обломочных и глинистых пород.

Вышележащий песчапо-глнпнстый угленосный формационпый ряд отличается от предыдущего преобладанием тонких н микропе — ресланваннй песчаных, алевритовых и глинистых пород, а также значительно большей углнстостью и меньшим медианным размером зерен в мощных пластах обломочных пород, в том числе отсутствием конгломератов, Котухтинская тоарско — ааленская формация мощностью 340 м и тюменская аален — батская формация мощностью 390 м по составу довольно близки, хотя в последней песчаные тела характеризуются заметно большими мощностью и протяженностью. Верхняя же келловей — кимериджская формация различна в разных районах, причем наибольшим распространением пользуются васю — ганская ' песчано — глинистая (юго-восточные районы севера) н абалакская глинистая (центральная часть) формации.

В целом, для всех трех нижних формацнонных рядов, помимо смены вулканогенных толщ угленосными, характерно закономерное изменение вверх по разрезу многих свойств: уменьшение среднего размера зерен в обломочных породах от 0,5 — 0,6 до 0,18 — 0,20 мм, а среди них — менее устойчивых зерен, например, обломков по) >д от 65 до 30 — 35%, замена граувакк лнтокллстами, возрастание доли пе —

рсслаивашш с уменьшением мощности прослоев, возрастание доли сначала солоноватоводных, а затем н морских отложений по сравнению с пресноводными, увеличение углистости (за исключением самой верхней формации). Построенные палеопрофнли показывают, что вышележащие формации образуются в основном за счет пе-реотдоясеиия пиягележагцнт, прспдс всего за счет мощных толщ трпаса, которые были накоплены в западной части Западной Сибири, а затем полностью размыты. Основной областью сноса являлся Уральский ороген, активность которого была максимальной в триасе, а в горе и мелу стала незначительной.

Формационнын ряд, представляющий верхпоюрско — валанжин — скую региональную покрышку и состоящий из баженовской, ачи — мовскон и мегнонской формаций, знаменует главный перелом в истории развития Западно-Сибирского бассейна - смену триасовых и юрских граувакк я лятокластов уральского облика па меловые средние аркозы алтае-саяпского облика.

Хотя в работе кратко охарактеризованы и формации мелового нефтегазоносного комплекса, но это сделано в основном по литературным данным. Основным же объектом исследований являются триасовые, юрские и берриасские отложения, в которых вторичные процессы и контролируемое ими распределение коллекторов внутри песчаных тел решающим образом сказываются на размещении нефтегазоносностн.

Во второй главе "Вторичные процессы в песчаных породах" последовательно, снизу вверх но разрезу, рассмотрены особенности вторичных изменений песчаников различной формационной принадлежности в триасово — юрско — валанжннском нефтегазоносном комплексе. В начале главы дан литературный обзор сперва общей теории эпигенеза, разработанной А.В.Копелиовнчем, А.Г.Коссовской, II. В. Логвинепко, В. Н. Холодовым, К. Р. Чепиковым, В. Д. Шутовым и другими исследователями, затем основных эпигенетических процессов в мезозойских песчаниках Западно — Сибирского бассейна по работам СО —70 —х годов, выполненным П.Г.Бро, О.Г.Зариповым, Б.А.Лебедевым, Г.П.Перозно, Г.Э.Прозоровнчем, Р.С.Сахибгареевым, 3-Я.Сердюк, И.П.Ушатннскпм и другими авторами, н, наконец, характерных че^т вторичных изменений, свойственных песчаным по —

родам нижней половины чехла северных районов Западной Сибири и установленных в основном после бурения глубоких уренгойских скважин Е.Л.Предтеченской, В.А.Скоробогатовым, О.В.Япаскуртом и другими авторами.

Полный комплекс изучения вторичных процессов выполнен нами- по всем глубоким скважинам (кроме сверхглубокой), вскрывшим отложения двух пижпих формационпых рядов (триаса и нижней юры). Все обломочные породы, независимо от их фаци — альном приуроченности, гранулометрического и вещественного состава, характеризуются очень -сильным уплотнением, обусловленным массовым образованием выпукло-вогпутых коптактоп между зернами (среднее число контактов на зерно почти 7, из них выпукло—вогнутых около 75%).

Главная прнчнна — обилие относительно пластичных глинизированных эффузивных обломков (до 50%) в граувакках вулкано — генно —осадочного формационного ряда и глинистых обломков (обычно 30 — 40%) в литокластах конгломерато — угленосного формационного ряда. Эти обломки раздавливаются более жесткими зернами кварца, полевых шпатов и кремнистых пород и как бы становятся вторичным глинистым цементом, полностью запечатывающим эффективное поровое пространство. Поскольку параллельно происходит корродирование глинистым материалом жестких обломков, породы. делаются практически непроницаемыми по порам. Этот вторичный цемент по составу гпдрослюдисто — хлоритовый, обычно с существенным преобладанием хлоритов, что связано с большой долен средних н основных эффузнвов среди подвергающихся глинизации обломков пород. С глубнны примерно 4,8 км полностью исчезает даже запах углеводородов — вновь генерируемые их порции геологически мгновенно перемещаются вверх по разрезу, используя трещины в маломощных глинистых пачках.

В вышележащем песчано — глинистом угленосном формациоином'4 ряду, наоборот, проявлено интенсивное нефтегазонасыщение обломочных пород, и том числе часто алевролитов, причем в большинстве случаен ii:i них не удается получить промышленных притокоп.л Это i>iif>чмдтчоч, в частности, на месторождениях с гнгантскнмн зале —

жами в сеномане и большими в неокоме, например, Уренгойском пли Медвежьем.

Палеотектоническне реконструкции и опирающиеся на них геохимические расчеты показывают, что формирование залежей в этих формациях началось уже в раннем мелу. Если залежи образованы еще на том этапе, когда песчаники были относительно слабо уплотнены, то затем действует эффект торможения эпигенетических процессов в ловушках, заполненных углб^доро-даии, способствующий сохранению высоких пористости и особенно проницаемости на фоне регионального очень сильного уплотнения пород. Палеопостроения, проведенные для нескольких этапов развития (конец трнаса, конец юры, апт — альб, конец сеномана), а также сопоставление степени вторичных преобразований продуктивных и оодонасыщенных песчаников в относительно хорошо изученных месторождениях позволяют сделать вывод, что в разных райопах Западной Спбяри интенсивное пефтегазона-коплепие в песчапых породах тюменской и васюганской формаций начиналось в разпое. время: от баррема п апта до палеогена, а иногда и неогена.

Раннее нефтегазонакопление, сдерживающее образование вторичных контактов между обломочными зернами (число контактов на зерно 5,5 — 6,0), а соответственно замедляющее уплот — . ненне пород и способствующее сохранению относительно высокой проницаемости песчаников (30— 150 мД), является главным фактором распределения коллекторов. Вместе с тем в разных формациях отмечается определенная специфика процессов, связанная с условиями седиментации.

В тюменской формации существенно различны условия протекания вторичных процессов в более южных районах, где развита собственно тюменская свита, и в районах Ямала и Гыдана, где большинством авторов выделяются малмшевская н пымская песча — ito — глинистые свиты, разделяемые глинистой леонтьевской свитой. В южных районах зоны аккумуляции и замедленного уплотнения песчаных пород контролируются позднемеловымп — палеогеновыми поднятиями н зонами повышенной песчаннстости горизонтов Ю; или IO;tl немоередгтпенно :жр,|пнруемых региональной покрышкой. II

северных районах важнее палооструктура от баррема до конца се — номана, а общее возрастание глинистости расширяет диапазон нефтегазоносностн вплоть до горизонтов Юд-ю и ниже, в которых при высокой песчаинстости могут сохраняться крупные емкости. В любых песчаниках тюмепской формации ведущим процессом является образование пторнчпых. контактов между обломочпымп зернами ( в среднем число контактов на зерно 6,5, из них выпукло-вогнутых около 75%), тогда как минералообразование играет подчиненную роль, в частности, каолинизация в центральной части севера Западной Сибири выражена слобо и на коллекторские свойства почти не влияет.

В песчаниках васюганской формации, напротив, роль наложение—эпигенетической каолинизации очень велика — как правило, чем больше залежь, тем резче выражен червеобразный

каолинит. Интенсивная каолинизация обычно проявлена на унасле —

*

дованных поднятиях, которые находили отражение и в конседи — ментационном рельефе. Таким образом, наблюдается совпадение в пространстве зоп максимальной песчаппстостн, сильной каолинизация. нптепепвпого пефтегазопакоплепия и торможения уплотнения в ловушках, заполпенпых углеводородами.

В формационном ряду, отвечающем региональной покрышке, единственная продуктивная форнация-ачимовская, а в ней концентрация углеводородов наблюдается в песчано —алевритовых линзах на участках их сгущения и увеличения мощности. Здесь роль вторичного минералообразовапня наибольшая. Хотя порово — пленочная хлоритизация существенно уменьшает пористость н особенно проницаемость (за счет уменьшения сечения каналов), но зато пленки препятствуют образованию выпукло — вогнутых контактов (их в среднем 45%). Более типичны, по сравнению с нижележащими отложениями, спаянные контакты (в среднем 25%). Пре~ обладание линейных и спаянных контактов (их сумма ь среднем 45,'". иногда до 00%) является предпосылкой для возникновения в условиях ЛВПД мпкротрощпп, соединяющих мелкие поры.

Очень велико в ачимовскнх лннзах значение карбонатиза-ции. 11 оглнчне от юрских песчаников, где карбонаты отлагаются в виде изометрических конкреций, в линзах внутри мощной глинистой

толщи эти минералы формируют протяженные конкрецоиды, то совпадающие с этими линзами, то занимающие секущее положение относительно них. Среднее содержание карбонатов во всех песчано — алевритовых породах внутри региональной покрышки, включая и интервалы их микро- и тонкого переслаивания с глинистыми породами, достигает 17%.

Совместный анализ керна, каротажа и сейсмических разрезов позволяет сделать вывод, что пакдоЕГпыс сейсмические горизонты "3", интерпретирующиеся как песчано —алевритовые пачки внутри мощной глинистой толщи, лишь в нижней (западной) части отвечают таким пачкам, а в верхней (восточной) части, где углы наклона достигают нескольких градусов, обусловлены секущими зонами кгрЗопатпзацяи, которые, обладая высокой трещнноватостыо, служат путями разгрузки флюидов из нижнего нефтегазоносного комплекса в верхний.

Решающее значение эпигенетических процессов в размещении нефтяных и газовых залежей в юрских и ачнмовских отложениях определяет важность сейсмогеологического картирования зон вторичных изменений. Можно назвать два способа такого картирования: прямой и опосредованный. Пример прямого способа — прослеживание зон карбонатизации, резко выделяющихся в тер — рнгенном разрезе повышенными плотностью и еще больше — скоростью распространения волн. Реже "Зркне пятна" фиксируются при каолинизации песчаников, особенно если этот процесс проявлен в нескольких пластах одновременно. Опосредованный способ опирается на обусловленность зон вторичных изменений более общими тектоническими причинами. Так, выше показано, что за счет торможения вторичных процессов в ловушках, заполненных углеводородами, лучшие коллекторы сохраняются в палеозонах нефтегазо — накопления. В некоторых случаях коллекторы выделяются н прямым способом, но главный способ опосредованный — картируется зона целиком, а для этого используются карты мощностей ( палсострук — турные карты ), составляемые путем обработки материалов сейсморазведки и бурения. Оба способа реализованы памп при мелкомасштабном картировании ( в четвертой главе ).

В третьей главе "Закономерности распределения коллекторов" рассмотрены типы коллекторов по структуре пустотного пространства » закономерности их распределения в трех продуктивных формациях: тюменской, васюганской и ачимовской. Поскольку основным содержанием главы является система доказательств того, чю в нижнем нефтегазоносном комплексе севера Западной Сибири преобладают коллекторы с ведущей ролью трещинной проницаемости (порово—трещинные н трещинно — норовые), в литературном обзоре детально анализируется классификация сложных коллекторов, разработанная Е.М.Смеховым с сотрудниками, и ее различные следствия, тогда как обширные опубликованные материалы по коллекторам Западной Сибири, полученные Е.Г.Бро, Т.И.Гуровой, Т.В.Дорофеевой, М.С.Зонн, Е.П.Кропотовон, Р.С.Сахибгареевым, С.Н.Шншнгнным и другими исследователями, рассмотрены в краткой форме н в основном применительно к трещиноватым коллекторам, залегающим на глубинах более 3 км.

Преобладающие типы коллекторов определяются формаци-оппой принадлежностью обломочных пород и связаппой с пей спецификой вторичпых процессов. Главная причина отсутствия коллекторов в породах нижней части чехла (в триасовых и ннж-псюрскнх отложениях) состоит в том, что глинистые породы обладают Полыней способностью к растрескиванию, чем обломочные, и поэтому региональное уплотпение и растрескивание пород приводят к перетокам нефти и газа вперх по разрезу. Только непосредственно под региональной покрышкой пли в песчано — алевритовых породах внутри нее трещнноватость коллекторов оказывается значительное, чем покрышек.

И песчаниках тюменской формации преобладают порово-трсщшшыс коллекторы, в которых относительно протяженные извилистые трещины "питаются" угли водорода ми из примыкающих к ним пор. Переменную долю от ннх составляют норовые коллекторы, сосредоточенные нренмущогтпонно на пологих палепподня гнях, позднее расформированных, в тех участках, где они совпадают с зонами повышенной нссчаннстостн. П целом, чем богачо зона, тем больше норовых коллекторов по отношению к норово —трещинным.

В васюгапской формации наибольшим распространенном пользуются поровые коллекторы, прежде всего из-за меньших глубин погружения и степени уплотнения. Особенно это характерно для унаследованных поднятий, таких как Харампурское, которые были четко выражены уже в конседиментационном рельефе. При увеличении глубин залегания доля норово —трещинных коллекторов возрастает, но лишь в редких случаях она становится преобладающей.

В песчано —алевритовых породах ачимовской формации почти две трети коллекторов относятся к трещиипо—поровым, в которых мелкие и мельчайшие поры соединяются можэерповыми микротрещинами. Среди остальных коллекторов примерно одинаковым распространением пользуются поровые и порово — трещинные, причем все три названных типа коллекторов преимущественно развиты в разных частях залежей и тесно связаны с породами определенных гранулометрического и вещественного состава.

Установлены многочисленные Л ИТОЛ ого - п етроф и з и чес кие зависимости, дающие возможность увязать в единую систему особенности состава, вторичные процессы и петрофизнческие параметры для всех продуктивных формаций. Это позволяет варьировать методики промысловых исследовании и определения подсчетных

параметров в зависимости от прогнозируемого преобладающего типа

о

коллекторов.

Если рассматривать распространение разнотипных коллекторов во всем объеме нижнего нефтегазоносного комплекса северной половины Западно— Сибирского бассейна, то можно сделать вывод, что среди продуктивных отложеппй папбольшую долю составляют порово-трещпппые коллекторы, затем идут поровые коллекторы и затем — трещипио-поровые. Такие количественные соотношения разнотипных коллекторов обусловлены разным распространением продуктивных формации. Пасюгпнскан формация развита в небольшой юго-восточной части рассматриваемой территории, ачн — мовскан — п чуть большей южной н центральной et; частях, а и,« наибольшей части земель (больше двух чретей) продуктивными являются песчаники тюменской формации.

В то же время наиболее высокие и устойчивые притоки характерны для поровых и трещинно —поровых коллекторов васюган — ской п ачимовской формаций, тогда как для получения промышленных притоков из преимущественно порово —трещинных коллекторов тюменской формации потребуются значительные усилия, в том числе применение вторичных методов, наклонных и горизонтальных скважин и другие специальные работы.

Четвертая глава "Коллекторы и зоны нефтегазонакопления" является практическим итогом всей диссертационной работы. В ней содержится характеристика зон нефтегазонакопления, представленная в том числе в виде двух карт, на одной из.которых обобщена только литологпческая информация, а на другой, составленной совместно с Б.Л.Лебедевым и С.С.Челышевым, — вся информация, позволяющая определить конфигурацию зон, оценить плотность прогнозных ресурсов и таким образом наметить основные направления поисковых работ в нижнем нефтегазоносном комплексе.

Концепция зон нефтегазонакопления принята в соответствии с работами Г.П.Евсеева, а также А.Н.Золотова с соавторами, в которых под этим термином понимается система ловушек в нефтегазоносном комплексе с единым механизмом аккумуляции углеводородов. Кроме того, в литературном обзоре рассматриваются работы по нефтега — зоносностн Западной Сибири и особенно ее северных территорий, выполненные Ф.Г.Гурари, А.Э.Конторовнчем, Н.Х.Кулахметовым, В.С.Лазаревым, В.Д.Наливкиным, С.Г.Неручевым, И.И.Нестеровым, Г.П.Сверчковым, В.А.Скоробогатовым, Д.С.Сороковым,

Ф.З.Хафнзовым, В.И.Шпильманом и другими исследователями.

Главной особенностью зон нефтегазонакопления в юрском комплексе севера Западной Сибири является строгая зависимость между распределением коллекторов и залежей углеводородов. Именно поэтому в лаборатории коллекторов ВНИГРИ при участии автора разработана генетическая типизация коллекторов, увязывающая типы коллекторов по структуре пустотного пространства с классификациями нефтегазоносных комплексов и зон нефтегазонакопления.

Одну из важнейших основ для характеристики зон нефтегазонакопления представляет карта блокового строения. Из глубинных

разломов, выделенных в разное время и по разным признакам Е.В.Германом, В.С.Сурковым, Н.Г.Чочна, Н.В.Шаблннской и другими авторами, нами закартированы те, которые находят отражение в осадочном чехле в виде разрывных нарушений со смещениями, в виде границ, разделяющих районы с разным гидрогеологическим режимом, или в виде примерно совпадающих в плане серий фор — мационных замещений в разных частях осадочного чехла. Совпадение почти всех пажпейшн* замещеппй с вдольрпфтовымя и трапсформпьшп разломами, заложенными в самом начале триаса, является одной из характернейших черт Западно —Сибирского бассейна.

В работе обосновывается аптономпость отдельных блоков, определяемая прежде всего аторпчнымп процессами. Как известно из работ А.И.Сидоренкова и других авторов, зоны выклинивания песчаных тел характеризуются наиболее интенсивной цементацией, в основном карбонатными минералами. Соответственно блоковые ограничения с многочисленными формационными замещениями становятся зонами мощной карбонатизации и, как следствие, подвергаются более сильному растрескиванию. По трещинам отлагаются новые порцни карбонатов, трещнноватость еще возрастает и т.д. Как итог, блоки изолируются друг от друга, причем особенно в нижнем нефтегазоносном комплексе, что наиболее рельефно отражается в резхнх перепадах коэффициентов аномальностн пластовых давлений (соответствущие карты составлены С.С.Челышевым). Независимыми в соседних блоках становятся и процессы нефтегазонакоплення.

Автономными в разных блоках являются цепочки палеоподня — тин, контролирующие зоны нефтегазонакоплення, а также очаги генерации углеводородов и пути их миграции в сторону ловушек. Самыо высокие плотности характерны' для тех частей зоп попы— теяиоА песчапистости, которые совпадают с контурами палео-подпятпй па время паплучшпх уел опий пефтегазонакоплеиня. Это время определяется степенью уплотпеппя пород — аккумуляция углеводородов должна осуществляться до того, как песчаники попадают в зону очень сильного уплотнения.

Последующая история развития и прежде всего интенсивность неоген —четвертичных воздыманнй определяют возможность со —

хранения богатства зон и юрских и ачимовских отложеннях, а также состав углеводородов. Максимальные объемы коллекторов, плотность ресурсов, доля нефти и величина конденсатного фактора в га — зоконденсатах наблюдаются в расформированных зонах, оказывающихся на склонах крупных молодых поднятии и выражающихся в современной структуре в виде единичных мелких антиклиналей на фоне выположенного склона, как, например, к востоку от Нижне-пурского мегавала или на значительных территориях северного и центральною Ямал«.

Важными прогнозируемыми ллементами зон нефтегазоиа — коплония представляются демонстрируемые на картах основной дл>: каждого блока продуктивный интервал разреза и преобладающий тип коллекторов. С зтой точки зрения сформулирована закономерность, являющаяся развитием работ Г.П.Евсеева и Г.П.Сверчкова: в каждом конкретном районе из пород нижнего исфтсгазопоспого комплекса около 80% ресурсов сосредоточено в одиом, самом богатом ип~ тсрвалс разреза, причем в зависимости от того, к какой формации этот интервал относится, преобладает тот или иной тип коллекторов. Ii целом, наблюдается зональность со сменой зон в направлении с юго-востока па северо-запад.

I? юго-восточной части северной половины Западной Сибири основным продуктивным горизонтом является вапоганская формация (горизонт Ю|). Наиболее богатая зона нефтегазонакоплення — Русско —Реченско —Хпрампурскля, преобладающие коллекторы по — роные, ловушки в основном антиклинально — литологпческие, .»а — лежи преимущественно нефтяные.

К северо — западу та область сменяется единстнепнон сложной областью, в коюрон иефтегазоносность довольно равномерно распределена между тюменской (горизонт Юг), васюганскон (горизонт Ю(| н ачн.мовскон формациями, хотя и конкретных .чо/ых плн частях зон одни и.ч названных интервалов псе равно является доминирующим. С,1мая богатая зона — Сепоро — Губмтско — Геплощческая. поровые коллекторы преобладают над поргЛю —трещинными, ловушки литологпческнс чпигенетическнс, залежи в оснопном нефтяные.

1:щ<; далее на северо — папад основным продуктивным интервалом становится ачнмокская (формация, Самая богатая юна — Ла -

падно — Олнкуминско— Новоуренгойския, коллекторы при имуще -ственно трещшшо — норовые, ловушки литологические эпшенотн — ческне, залежи газокондеисатные, с очень большими конденсатиымн факторами, или реже нефтяные.

Наконец, еще северо-западнее, на больших территориях Ямала н Гыдана, основная продуктивность связана с тюменской формацией, причем в разных районах вертикальный диапазон продуктивности заметно варьирует: то только верхние горизонты (Ю2_3), то заметно больший диапазон, вплоть до горизонтов Юв_ю, а иногда и еще глубже. Здесь очень много богатых зон нефтегапонакоплепия: Анерьяхинско — Восточно — Ямбургская, Северо — Бованенковско — За — падно — Тамбеиская, Белоостровско — Малыгннская п другие, коллекторы поровые п порово—трещинные, залежи литологические эпигенетические, почти всегда запечатанные, преобладают га — зоконденсаты, причем параллельно с богатством зон возрастают и конденсатные факторы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

1. В разрезе Западно — Сибирского бассейна выделяются следующие формацпонпыс ряды (снизу вверх): триасовый пулка — ногенно — осадочный, норнйско —ааленскнй грубообломочно — угле — носный, ааленско —оксфордский песчано — глинистый угленосный, кнмсриджско — валанжннскин глинистый, готеривско — сеноманский песчано — глинистый, туронско —палеоценовый и палеоцено — ннжне — олнгоценовый глинистые, а также неполный олигоцен — неогеновый. Четыре нижних формацнонных ряда относятся к ннжнему, а три следующих — к верхнему нефтегазоносным комплексам.

2. Границы между формационнымн рядами н входящими в мх состав (формациями нижнего нефтегазоносного комплекса четко выделяются по комплексу литолого — петрографических, нетрофи— знческпх, каротажных и сейсмических материалов, что позволяет по лнтостратш рафнческнм признакам н малочисленным палеонтологическим данным определить возраст тих границ с точностью до полувека.

3. В триасовом и к>рском периодах осадкопакопленпо осуществляется н основном (а счет уральского тпррнгеппогп материала,

причем в триасе непосредственно путем прнвноса с орогена, а в юре

— путем переотложення ранее накопленных толщ, и состав песчаников граувакковый или литокластовый; после некомпенсированного прогибания и накопления баженовских черных сланцев, в меловом периоде терркгеппый материал поступает преимущественно с востока, и песчаники по составу отвечают средним аркозам вплоть до 60% и более полевых шпатов в суходудинской формации.

4. Степень уплотнения песчапых пород зависит от глубпп погружения и формацаопиой принадлежности. В двух нижних формацнонных рядах (триас и нижняя юра) обилие глинизированных эффузивных обломков в граувакках и глинистых обломков в лито — кластах определяет массовое образование выпукло —вогнутых контактов между обломочными зернами и интенсивную коррозию, что обуславливает почти, полное отсутствие коллекторов. Два следующих формацнонных ряда (песчаники средней, верхней юры и беррнаса) характеризуются большей однородностью зерен по жесткости, и преобладают линейные и спаянные контакты, по которым легко возникают межзерновые трещинки; кроме того, непосредственное экранирование региональной покрышкой замедляет уплотнение пород

— в итоге здесь много коллекторов, в том числе трещинных.

5. В продуктивных песчаных телах тюменской, васюганской и ачимовскон формаций большую роль в распределении коллекторов и нсфтегазоносности играют наложеппо—эпигеиетические процессы. Во всех формациях важное значение имеет ранпее иефтегазопа-коплеиие, способствующее сохранению коллекторов за счет торможения уплотнения в ловушках, заполненных углеводородами. В васюганской формации существенна также каолинизация, а в а"ИМовской — хлоритизация и карбопатизация — процессы, обеспечивающие улучшение коллекторских свойств за счет либо вторичного порообразования, либо более интенсивного последующего возникновения микротрещнн.

6. В песчаниках продуктивных формаций нижнего нефтегазоносного комплекса преобладают коллекторы с ведущим зпаченисм трещиппой пропицасмости. В тюменской формации чередуются порово—трещинные и поровые коллекторы при большем распространении первых. В васюганской формации, наоборот, больше по —

ровых коллекторов, а иорово —трещинные развиты в участках залежей с меньшей песчаннстостью. В ачимовской формации резко преобладают трещинио —поровые коллекторы, где мнкротрещнкы соединяют между собой мелкие и мельчайшие поры.

7. Поскольку в юрских и ачнмовскнх отложениях распределенна коллекторов внутри песчаных тел является фактором нефтегазо — носности, для прогнозных целен разработана гепетпческаа типп-зацпя коллекторов н предложены способы интерпретации сейсмических даппых. В тюменской формации главным является механизм сохранения коллекторов в древних зонах аккумуляции углеводородов, и нх прогноз осуществляется с помощью палеострух — турных построений на время наилучших условий нефтегазона — копления (в разных районах от апта до иалеигена). Для вясюганской формации более типичны унаследованные структуры с примерным совпадением зон повышенной песчанистости, вторичной каолинизации и нефтегазонакоплення, соответственно выбираются и интервалы времени для палеопостроений. Ачимовские линзы заполняются углеводородами парад дельно с разгрузкой высоконапорных флюидов из юрских отложении, и выделяемые по сейсмическим материалам сгущения линз представляют собой зоны с максимальным развитием коллекторов.

8. Литологнчвская характеристика зоп иефтегазопакоплеппя является основной при нх картировании. Для зон в нижнем нефтегазоносном комплексе типично смещеиие от круппых сиаремспных аптпклииалеЛ на выположеппые склопы с едппнчпымн мелкими поднятиями, причем не совпадают друг с другом и зоны с- наибольшими плотностями. запасов в тюменской, васюганскои и ачн — мовской формациях.

9. Составлены две карты для всей северной половины Западно—Сибирского бассейна, на одной из которых суммированы ЛИ-тологпческпе критерии пефтегазопоспостп, а на другой выделены зопы пефтегазопакоплепия в юрских и ачимовских отложениях с оценкой плотностей ресурсов, стратиграфического диапазона нефтег.т'оносности, типов зон, соотношений между нефтью, газом и конденсатом и преобладающего типа коллекторов. Основные ис — мо л;,-'гч.-ц>ные материалы; четыре палеоструктурные карты (конец

триаса, коиец юры, am — альб, конец сеномана) с их литолошческой интерпретацией, карта современной структуры, карта блоковых ограничений, карты давлений и температур, корты песчанистости, карты формационных замещений и другие. К самым богатым зонам с преобладанием жидких углеводородов (конденсаты с высокими кондоисатными факторами, реже нефти) относятся Северо — Бованенковско — Западно — Тамбейская, Белоостровско — Малыгннская, Анерьяхинско —Восточно —Ямбургская и Западно —Олнкуминско— Новоуренгойская.

Список опубликова>шых работ по теме диссертации:

1. Иерархия нефтелитологических объектов и ее приложение к сейсмогеологии. В сб. "Развитие теории и методики создания геоло — го— петрофнзическнх моделей нефтегазоносных объектов различного генезиса с целью локального прогноза". Л., изд. ВННГРИ, 1990 г., с. 87 — 97 (совместно с М.Г.Аристаровым, Б.А.Лебедевым, И.Б.Червяковым).

2. Актуальные проблемы локального прогноза. В сб. "Актуальные проблемы нефтегазовой геологии" (под ред. К.А.Черникова). Л., Недра, 1991, с. 122— 132 (совместно с Б.А.Лебе — девым, Т.В.Дорофеевой, М.Г.Аристаровым и др.).

3. Литолого — петрофнзическая типизация ачпмовских песчано — алевритовых пород на севере Западной Сибири п ее применение к локальному прогнозу нефтегазоносности. В сб. "Нйзкоцорнстые породы — коллекторы и их роль ирн оценке нефтегиз. носкости". Д.,изд. ВНИГРИ, 1991, с. 40 — 53 (совместно с 13. А.Лебедевым, ¡V' Г.Лристаровым, И.Б.Червяковым).

4. Влияние условий седиментации на особенности вторичных процессов в песчаных породах (na примере нефтегазоносных отложений севера Западной Сибири). В сб. "Стратиграфии и палеогеография осадочных толщ нефтегазоносных басспйиоп СССР". Л., изд. ВНИГРИ, 1991, с. 137-148 (совместно t Б.А.Лебедевым).

5. Генетическая классификация коллекторов и зоны нефтегазонакоплення. Тез. док. Международного симпозиума "Нетрадиционные источники углеводородного сырья н проблемы его

освоения". СПб, 1992, т.2, с. 184—186 (совместно с Б.А.Лебедевым, М.Г.Аристаровым, В.Н.Дечем и др.).

6. Особенности эпигенетически* процессов в юрских песчаных породах севера Западной Сибири. В сб. "Проблемы оценки новых зон нефтегазонакоплення в основных продуктивных толщах Западной Сибири". СПб, изд. ВНИГРИ, 1992, с. 46-57.

Эпохи н типы рнфтогенеза н их следствия для морфологии, псторни развития и нефтегазоносности платформенных осадочных бассейнов. Тез. док. научно — практической конференции "Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность". СПб, изд. ВНИГРИ, 1994, с. 44—45 (совместно с Б.А.Лебедевым, С.В.Аплоновым).