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

При выполнении диссертационной работы использован отечественный программный комплекс «AutoCorr» (свидетельство № 2 004 610 585 от 27.02.2004гЛ. созданный на кафедре промысловой геологии РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина группой авторов (Балабан И.Ю., Копылов В. Е. Кузнецова Г. П., Староверов В. М., Лисовский Н.Н.) под руководством профессора кафедры И. С. Гутмана, который решает задачи корреляции разрезов скважин в автоматическом и интерактивном режимах, геологического моделирования залежей, подсчета запасов УВ и создания геологической основы для проектирования разработки и может быть использован на различных этапах изученности. Решением секции нефти и газа ЭТС ГКЗ МПР России от 24 июня 2004 года программа «AutoCorr» одобрена и рекомендована для решения задач корреляции разрезов скважин, подготовки и представления материалов по подсчету геологических запасов в ГКЗ МПР России, особенно на длительно разрабатываемых месторождениях с большим количеством скважин.

Актуальность работы.

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

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

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

Потенциальные ресурсы углеводородного сырья Западной Сибири позволяют смело утверждать, что этот регион и в XXI веке останется главной нефтегазодобывающей провинцией России. Утвержденные в 1994 году Центральным энергетическим комитетом потенциальные запасы следующие: газ — 97 196,2 млрд. м, нефть — 50 803,7 млн. т, конденсат — 5385,2 млн.т.

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

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

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

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

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

Обоснование методики изучения отложений с клиноформными условиями залегания создает определенную перспективу для дальнейших исследований в области изучения ловушек неструктурного типа. Использование новейших компьютерных технологий для быстрого и качественного выполнения детальной корреляции разрезов скважин актуально для залежей разрабатываемых месторождений с большим фондом скважин.

Цель и задачи исследования

.

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

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

Научная новизна.

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

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

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

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

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

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

Практическая значимость и реализация работы.

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

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

Результаты сопоставления геологических разрезов скважин использованы в качестве основы для геологического и гидродинамического моделирования залежей УВ Самотлорского месторождения при пересчете запасов УВ 2001;2003 гг. [37].

Основные защищаемые положения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Продольный ПопРр*чмыИ ptip<} PiXK].

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

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

Поднятых тектонических блоков 1флцна/>ьыо-дизъюнктивные).

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

Баровые (аккумулятивные).

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

Группа шельфовых ловушек.

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

I Семро.

Ай-Пимская.

Камынская.

Северо.

ЮжноВостока некая Тантоиская Тончинская.

Алехинекая ", fl1i 1(т Ю9.

Федоровская.

Родниковая.

Южно.

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

2500 is.

АЧ.

I tl.

AC, AC,.

П Ннжнесорты мекая 22 1 212 206 226 231.

2200'.

Западно-Алехинская.

Иг/юрская гзоо.

БС,.

БС,.

АЧ.

Б*ж"-ноккм.

Конитлорская 153 1Н 1J7 173 m.

Запади о-Сарымская.

43.

•550 ti.

Ягунская 1И 1И Дружная.

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

М fc it tilth 4 Вать-Егансхая.

7 14 11 is 21 65 i 1 I tit*.

Могутлорская 2MM22"4M1.

H I i.

II юв.

260″.

2600' tfc S и J.

БВ, бв7 ш I.

БВ, «: ] X 1 О ж W V Z.

Ж.

Ьмм;

В*сюгмемя.

EZ37 EH в ЕЯ®ШЭ".

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Группа склоновых ловушек.

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

Группа глубоководных ловушек.

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

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

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

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

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

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

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

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

Гпава 2. Особенности геологического строения и нефтегазоносность Самотлорского месторождения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

.

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

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