Кирсанов Н.Н. (ООО Славнефть – НПЦ)
Тренин Ю.А. (ЗАО Недра-Консалт)

В процессе формирования представлений о геологической модели того или иного объекта подсчета запасов углеводородов (пласт, горизонт и т.д.) очень важно определить геометрию природного резервуара. Обычно она определяется структурным планом, принятыми уровнями межфлюидальных контактов (ВНК, ГНК, ГВК и др.), установленными по ГИС и данным испытаний в скважинах, а также границами зон развития пород неколлекторов — глинами, карбонатами и др.

На Новопокурском месторождении проведена съемка методом 3D, охватывающая практически всю южную часть территории лицензионного участка недр, пробурено более 300 эксплуатационных и 33 поисковых и разведочных скважин. Фонд эксплутационных скважин равномерно покрывает северную и центральную части лицензионного участка (ЛУ), а плотность разведочной сети скважин составляет 9.5 км²/скв. Таким образом, степень надежности для установления морфологических особенностей структурной основы высокая. Для структурных построений и определения положений ВНК применялись методы, традиционные при подсчете запасов, поэтому нет необходимости подробно останавливаться на них. Для решения задачи трассирования границ зон выклинивания (замещения) коллекторов авторы сочли возможным, наряду с общепринятыми способами, привлечь еще некоторые дополнительные методические приемы. В частности, комплексирование метода палеореконструкций [1] с методом идентификации фаций по форме кривых ПС [2].

Одной из главных задач палеореконструкций в подсчете запасов УВ является не столько установление положения суши, моря и источников сноса обломочного материала, что необходимо при региональном масштабе исследований, сколько реконструкция палеорельефа на относительно локальной территории. Очень важно при этом выбрать региональные реперы. К этим слоям, соответствующим перерывам в осадкообразовании, могут быть отнесены отложения баженовской и георгиевской свит (верхняя юра), чеускинской, сармановской, пимской, кошайской пачек (нижний мел) в Среднем Приобье. Восстановление палеорельефа обычно реализуется с помощью метода ре конструкции «репер сверху» [1], при котором анализируются мощности отложений, перекрывающих палеоплан от опорного (верхнего) пласта. При этом очень важно, чтобы выбранный репер имел региональное распространение, был стратиграфически обоснован, обладал устойчивой литологической характеристикой и располагался по вертикали не выше 80–100 м от исследуемой поверхности. Затем производится диагностика фаций на уровне пласта (подсчетного объекта) и устанавливается их приуроченность к отдельным структурным элементам на палеоплане ЛУ.

Объектом для реализации вышеуказанного комплекса методов является продуктивный пласт Ю₁²васюганской свиты, содержащий основные запасы углеводородного сырья данного месторождения.

Реперной поверхностью была выбрана георгиевская пачка, а точнее ее подошва, отвечающая общепринятым требованиям (выдержанность, однородность литологической характеристики и др.), которая далее при расчетах будет приниматься в качестве условного «нуля». В связи с тем, что границы группы пластов Ю₁ из-за сильного влияния сигналов, полученных от отражающего сейсмогоризонта «Б» (баженовская свита), трудно надежно протрассировать по сейсмике, авторам пришлось применить следующий прием.

При картировании параметра ΔН = Н_п^ю - Н_г, где Н_п^ю – абсолютная отметка подошвы нижнего коллектора исследуемого пласта и Н_г – а.о. подошвы георгиевской свиты (или абсолютная отметка стратиграфической кровли васюганской свиты) использовалась связь (R = 0.93) между вышеуказанными величинами, выявленная по эксплуатационным скважинам (более 300) в северной части участка недр, и затем, решая обратную задачу, устанавливался палеорельеф дна (основания) проницаемой зоны пласта на остальной части исследуемой территории.

Для этого использовались также данные метода 3D, которые позволяют детально сформировать представления об особенностях строения палеоповерхности с использованием уже разведочных скважин.

Таким образом, происходит реконструкция палеоплана. Для последующего анализа по каждому пласту строились карты электрофаций, коэффициентов песчанистости, пористости (открытой), проницаемости и др. Ниже приводится анализ полученных результатов и характеристика геологической модели подсчетного объекта.

Рис.1. Карта палеорельефа на начало формирования пласта ЮВ²₁

Осадконакопление пород пласта Ю₁² происходило в условиях мелководно-морского бассейна (глубиной до 20–30 м) с элементами трансгрессии в восточной части ЛУ и преимущественно регрессивного типа – в западной. Рельеф дна дифференцирован слабо: величины параметра Н изменяются от 34 до 57 м. По площади участка недр можно отметить следующие особенности строения:

1. Рукавообразный характер поведения палеорельефа с востока на запад формируется за счет приподнятых зон (палеоостровов), в пределах которых происходило размытие их под влиянием вдольбереговых течений и деятельности волн, что привело к переотложению преимущественно песчаных разностей в погруженных частях палеорельефа (палеовпадинах или палеоруслах). На рис.1 показаны зоны отсутствия промышленно значимых коллекторов (глинизации) с учетом палеорельефа. На севере – это участок 1 (район скв.244р, 277р и 15э), где по скважинам Н фиксируется в скважинах на отметках от 34 до 41 м. Линия возможного глинистого барьера была проведена по палеоизолинии Н=41 м. Пограничные районы к югу от этой зоны имеют незначительные эффективные (до 2 м) толщины и коэффициенты песчанистости (менее 0.2), пористости (14-15 %) и проницаемости (до 5 мД). По форме кривых СП эту зону с окружающей ее южной узкой полосой можно отнести к пляжевым (верхнего уровня) образованиям, к которым примыкают фации головных частей разрывных течений (район скважин 1110, 1111 и др.) или вдольбереговых баров регрессионного типа (район скважин 1115, 1116 и др.).

В центральной части ЛУ отмечается серия участков глинизации коллекторов, ориентированная с юго-востока на северо-запад. Это район скв.283р (палеоизолиния – 44 м) – участок 6, район скв.416, 349 (палеоизолиния – 44 м) – участки 5, 3, район скв.270, 271, 272, 298, 299, 279р и других (палеоизолинии – 44 м) – участок 4 и на севере – район скв.53 – участок 2. По фациальному составу их также можно классифицировать как пляжные осадки, которые «контачат» с барами (особенно с севера) трансгрессивного и регрессивного типов, иногда и с барьерными островами (например, район скв.206, 207 или район скв.319, 1215, 320 и других).

В южной части участка (на границе с Киняминской площадью) вокруг скв.249р (участок 7) также фиксируется палеоподнятие (палеоизолиния – 42 м), где коллекторы отсутствуют.

Если принять во внимание весь имеющийся комплекс данных по скв.233р, 300р, 242р, 247р (электрофации пляжей, тенденцию к уменьшению эффективных толщин коллекторов и ФЕС), то нельзя исключить существования небольших по размеру зон (до 1 км²) глинизации коллекторов (район скв.232р, 247р), связанных с локальными палеоподнятиями (- 42 м) и на западе лицензионного участка (прогнозные участки 8 и 9). Полученные таким образом границы зон наносились на подсчетный план, совмещенный со структурной картой по кровле коллекторов пласта (рис.2). Как правило, эти зоны приурочены к присводовым участкам локальных положительных элементов, осложняющих структуру более высокого уровня. Они имеют преимущественно овальную (изометричную) конфигурацию (участки 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9 на рис.1) и относительно небольшие размеры.

Рис.2. Структурная карта по кровле пласта ЮВ²₁

На участках 1 и 6, расположенных на северо-восточной, восточной крыльевых частях Новопокурской структуры, их размеры несколько больше, что, возможно, связано с меньшей плотностью изученности на этих участках, чем на центральных частях залежи пласта Ю₁².

Для своеобразного контроля на рис.1 нанесены границы зон глинизации, определяемые при геометризации традиционным способом, основанном на формальном проведении границы «коллектор-неколлектор» на половине расстояния между скважинами, вскрывшими пласт в разных фациях. Если границы по участку 3, определенные различными методами, практически совпадают и очень близки по участку 4, то в остальных случаях имеются существенные (до 30-50 %) различия. Например, по участку 5 по традиционному методу намечаются уже две зоны глинизации, значительно меньшие по площади, чем по методу палеореконструкций. Безусловно, можно принимать или не принимать границы зон неколлекторов по предлагаемому методу. Но преимущества реализации метода палеореконструкций при геометризации зон глинизации не должны вызывать особых возражений у любого специалиста — подсчетчика. Преимущества, на наш взгляд, следующие: во-первых, границы глинизации базируются на генетической основе, когда формирование коллекторов связано с более погруженными частями как палеорельефа. При этом в полной мере можно использовать метод 3D в сочетании с данными по разведочным и эксплуатационным скважинам. Во-вторых, в случаях малоамплитудных структурных элементов (до 20-30 м), характерных для многих васюганских природных резервуаров и содержащихся в них залежей углеводородного сырья, появляется возможность на базе реализуемой геологической модели прогнозировать зоны глинизации коллекторов на участках площади месторождения, не изученных глубоким бурением.

2. Палеофациальность разрезов пласта Ю₁² заключается в том, что в пределах изучаемой территории можно встретить практически все типы фаций, характерных для условий полузамкнутого прибрежно-морского генезиса: от глинистых кос до барьерных островов и устьевых баров, сформировавшихся за счет фарватерных, вдольбереговых и разрывных течений. Условия осадконакопления были достаточно изменчивы, о чем свидетельствует степень окатанности осадков, типы их слоистости (косая, параллельная и т.д.), характер изменения зернистости по разрезу.

Если в целом оценить условия формирования песчано-глинистых отложений природного резервуара пласта Ю₁² в пределах Новопокурского ЛУ, то можно выделить еще одну интересную особенность: существование зон коллекторов с улучшенными ФЕС (Кпр по ГИС 15–20 мД) в центральной части (наиболее изученной эксплуатационным бурением) в непосредственной близости к зонам глинизации (или глинистым барьерам). Примечательно, что они приурочены к палеовпадинам (Н = 50 м и более) различной конфигурации, но преимущественно вытянутой (серповидной) формы, с соотношением длинной оси к короткой от 2.51 до 7 1. Представлены они, в основном, фациями вдольбереговых баров и островов, хотя встречаются отложения промоин (например, район скв.1160, 1161 и др. или район скв.79, 80–88 и др.). По менее разбуренной, южной части ЛУ следует ожидать подобную зону по узкой полосе шириной до 1.5 км и длиной до 6 км вдоль скв.249 – район скв.243р и 278р.

Подводя итоги, концептуально природу образования пласта Ю₁² можно сформулировать так: песчаные валы (бары) образуются в районах обмеления, связанных с постепенной регрессией моря и одновременным продвижением устьев рек в условиях мелководного (до 20–30 м) моря в пределах передовой аккумулятивной террасы. Когда потоки расширяются, их способности переносить значительные массы обломочного материала уменьшаются, при этом более грубообломочные разности осадков обычно заполняют наиболее погруженные участки дна. Непрерывное передвижение масс воды в сторону моря должно создавать условия для формирования баровидных образований различного типа. В определенной мере все это сказывается на понижении ФЕС коллекторов, которое проявляется тонко- и мелкозернистом составом коллекторов (до 60-80%) и присутствием большого количества неустойчивого обломочного материала, представленного сложной смесью глинистых минералов, иногда с повышенной долей кальцита и сидерита в цементе.

Литература

1. Марковский Н.И. Палеогеографический прогноз нефтегазоносности.-М.- 1981. — 224с.
2. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. — Л.: Недра.- 1984.- 260с.
3. Тренин Ю.А. Палеореконструкции в подсчете запасов углеводородов Среднего Приобья // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- // Вторая научно-практическая конференция. — Ханты-Мансийск — 1998.- С.90-93.