Дегтева В.Н., Курышева Н.К., Утусиков И.О. (ОАО Тюменьнефтегеофизика)

Шаимский нефтегазоносный район является старейшим из освоенных регионов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Основные залежи углеводородов аккумулируются в верхнеюрских песчано-алевролитовых породах вогулкинской толщи. Основная масса углеводородных залежей интенсивно эксплуатируется, но на территории Шаимского НГР остаются давно открытые и не вовлеченные в разработку месторождения. Опыт работ, накопленный за последние годы, показывает, что в переоценке нефтегазоносности подобных мес торождений большое значение имеют палеогеографические исследования.

В настоящей работе приведены результаты переоценки нефтегазоносности одного из месторождений Шаимского НГР на базе реконструкций и анализа палеогеографических обстановок формирования вогулкинской толщи. Месторождение приурочено к валу, осложненному многочисленными локальными поднятиями, эрозионными врезами, которые контролируются тектоническими нарушениями (рис.1). В скважинах, пробу ренных в контуре месторождения, получены притоки газа, конденсата и нефти. В связи с этим возникают вопросы, а именно: будут ли в составе месторождения чисто газовые, нефтяные залежи, или нефтяные с газовой шапкой и газоконденсатные с нефтяной оторочкой? Для их решения первостепенное значение имеет прогнозирование стратиграфических и литологических экранов на основе картирования песчаных тел-коллекторов и глинистых пород-экранов, а также выявления закономерностей их пространственного размещения. С этой целью проведена реставрация условий накопления вогулкинской толщи, с которой в пределах данного месторождения связан продуктивный пласт П.

Рис.1. Тектоническая карта пласта П. Семивидовское месторождение. Условные обозначения: 1 — области отсутствия пласта П; 2 — область незначительных толщин пласта П; 3 — область фациального замещения песчаников пласта П глинистыми породами абалакской свиты; прогнозные залежи: 4 — нефтяная; 5 — газовая и газоконденсатная; 6 — тектонические нарушения, протрассированные по данным сейсморазведки; 7 — границы тектонических блоков, выделенных по результатам комплексирования материалов сейсморазведочных и дистанционных исследований

Палеогеографические реконструкции проведены на основании изучения кернового материала, электрометрических характеристик разреза скважин и сопоставления схем толщин вогулкинской толщи с толщинами подстилающих и перекрывающих пород тюменской и мулымьинской свит, соответственно. Многие исследователи считают, что накопление осадков вогулкинской толщи происходило в условиях трансгрессировавшего верхнеюрского морского бассейна [1,3]. Раннекелловейская трансгрессия моря привела к установлению здесь морского и прибрежно-морского режимов седиментации. Комплексный анализ скважинной информации, внутреннего рисунка сейсмофации А-П и особенностей рельефа слагающих пород позволил выделить на исследуемой территории три зоны: сушу, прибрежную и мелководную части моря (рис.2,3,4). Реконструкция фациальных обстановок по электрометрическим разрезам скважин проводилась по методике В.С. Муромцева [2] (рис.2).

Рис. 2. Реконструкция фациальных обстановок по электрометрическим разрезам скважин

В составе вогулкинской толщи выделяется три пачки — П₁, П₂, П₃, которые замещаются в зависимости от условий осадконакопления глинистыми породами аба лакской свиты. В западной и северо-западной частях исследуемой территории устанавливаются мелководные условия, в которых накапливается в песчаных фациях лишь нижняя пачка П₃, в то время как верхние П₁ и П₂замещаются глинистыми осадками абалакской свиты (скв.1). На сейсмических разрезах отражающий горизонт П характеризуется самостоятельным положительным экстремумом волны, отраженной от глинистых слоев абалакской свиты, в подошве которой залегает песчаная пачка П₃. По мере продвижения моря в глубь суши в разрезе абалакской свиты над пачкой П₃ накапливается песчаная пачка П₂ (скв.2), формирующая отражение П, которое прослеживается в интерференции с волной, маркирующей подошвенную часть абалакской свиты. В центральной и юго-восточной частях территории устанавливается следующий за мелководьем более высокий энергетический уровень — прибрежное море, в котором над пачками П₃ и П₂ появляется песчаная пачка П₁ (скв.3) и вогулкинская толща накапливается в полном своем объеме (скв.4). Рисунок записи отражающего горизонта П меняется, а именно, волна П характеризуется интенсивным отражением, прослеженным в зоне незначительной толщины вогулкинской толщи в одной фазе с отражением А (рис.3).

Рис.3. Сейсмический разрез по линии I-I

Реконструкция условий формирования песчаных тел позволяет прогнозировать их фациальный состав, морфологию и выявлять закономерности пространственного размещения. Все это имеет большое значение при картировании литологических и структурно-стратиграфических залежей нефти и газа. Закономерности размещения песчаных тел и глинистых пород-экранов по площади отображены на прогнозной схе ме литолого-фациального районирования верхнеюрских отложений (рис.4).

Рис.4. Литолого-фациальная схема отложений вогулкинской толщи и абалакской свиты. Условные обоначения: 1 — суша, область отсутствия отложений вогулкинской толщи (пачек П1, П2, П3); Прибрежная зона. Фации зоны осушки, клифов, бенчей, разрывных течений, содержащих: 2 — грубообломочный материал, 3 — 10%-40% песчано-алевритовых пород; Фации вдольбереговых валов, кос, барьерных островов, содержащих песчано-алевролитовые породы; 4 — 80%-100%, 5 — 40%-80%; Фации трансгрессивных вдольбереговых баров, содержащих песчано-алевролитовые породы: 6 — 80%-100%, 7 — 40%-80%; Фации забаровых лагун, вдольбереговых промоин, маршей, содержащих: 8 — алевролито-глинистые породы; Мелководная зона. Фации валов, островов, отмелей, приморских болот, содержащих песчано-алевродитовые породы: 9 — 40%-80%, 10 — 10%-40%, 11 — глинистые породы; 12 — номер скважины разведочного бурения.

Согласно схеме, в северо-западной части исследуемой территории выделяются аккумулятивные формы морского мелководья: барьерные острова, отмели, валы песчаных тел небольших размеров (скв.1,2).

Наибольший интерес представляют осадки прибрежно-морского комплекса фаций, так как именно в прибрежной части моря формируются многочисленные песчаные тела значительной мощности, протяженности, способные аккумулировать большие скопления нефти и газа.

Реставрация фациальных обстановок в пределах юго-восточной части площади позволила выделить в рельефе вогулкинской толщи (сейсмофация Т-П) морской залив, на дне которого в подстилающем рельефе (сейсмофация А-Т) скопилось значительное количество обломочного материала, необходимого для аккумуляции в прибрежной части моря песчаных образований. Анализ толщин пород, перекрывающих рельеф (сейсмофация П-Б), показал, что в пределах залива сформировалось крупное песчаное тело, разделенное промоинами разрывных течений на косы (скв.5,8,10), валы (скв.9) и барьерные острова (скв.6,7). Песчаные образования достигают мак симальной толщины (35 м) в районе скв.7. В сторону суши песчаные образования резко выклиниваются, а в юго-западном направлении замещаются глинистыми осадками лагуны, закартированной в палеопонижении рельефа перекрывающих пород в районе скв.13,14.

В восточной части площади закартирован трансгрессивный бар (скв.12), размеры которого составляют: длина 10 км, ширина 5 км, высота около 20 м. Анализ толщин, слагающих (сейсмофация Т-П) и перекрывающих (сейсмофация П-Б) рельеф пород, показал, что наиболее уверенно песчаный бар картируется в рельефе перекрывающих отложений и проявляется палеоподнятиями. Кроме того, анализ изменения толщин слагающих пород показал, что баровое тело рассекается промоинами разрывных течений, в которых накапливается незначительное количество песчаного материала. На западном склоне бара песчаные образования замещаются алевролито-глинистыми забаровой лагуны (скв.11), выделенной в области увеличенных толщин рельефа перекрывающих пород.

Таким образом, в результате литофациального районирования верхнеюрских отложений спрогнозированы области распространения песчаных тел и глинистых пород-экранов на исследуемой территории. Выклинивание пласта в своде поднятия и его фациальное замещение на склонах создают надежные стратиграфические и литологические барьеры, экранирующие залежи. Чисто газовые залежи прогнозируются в восточной части площади и контролируются песчаным баром; газоконденсатные с нефтяной оторочкой оконтурены на южном склоне поднятия и контролируются вдольбереговым песчаным валом; нефтяные с газовой шапкой прогнозируются на противоположном склоне поднятия.

Распределение нефти и газа в контуре исследуемого месторождения обусловлено постсеноманской активизацией тектонических движений, о чем свидетельствует явная несогласованность палеопланов юрских и палеоген-четвертичных образований (рис.5). Неотектонические движения оказывают определенное влияние на изменение фазовых равновесий нефтегазовых систем, способствуя образованию газовых шапок над нефтяными залежами и в ряде случаев – превращению нефтяных залежей в нефтегазоконденсатные и газоконденсатные.

Рис.5. Схемы изопахит между отражающими горизонтами: в) А-П; б) М-Г; а) Г — дневная поверхность.

Таким образом, выявленные закономерности пространственного размещения песчаных тел-коллекторов и глинистых пород-экранов позволили спрогнозировать распределение нефти и газа в контуре исследуемого месторождения.

Литература

1. Коллекторы и экраны залежей нефти и газа Западной Сибири //Труды СНИИГГиМС. – Вып. 208. – М.: Недра. – 1976. – 199 с.
2. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа // Труды ВНИГРИ. — М.: — Недра. – 1994.
3. Условия формирования ловушек нефти и газа неантиклинального типа в мезозойских отложениях Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ. – Вып. 132. – Тюмень. – 1978. – 128 с.