Олейник Е.В., Плавник Г.И., Толубаева Г.Е. (НАЦ РН ХМАО)

Исследования ачимовской толщи в Центре рационального недропользования ХМАО проводятся параллельно в нескольких направлениях:

1. уточняются общие представления об условиях формирования и строения ачимовского комплекса пород в региональном плане;
2. картируются проницаемые тела – с целью выделения наиболее перспективных участков;
3. детально анализируются толщи на локальных участках — для формирования моделей строения разведываемых залежей и выделения перспективных ловушек.

На территории распространения ачимовского комплекса в пределах Ханты-Мансийского автономного округа создана каркасная сеть корреляционных схем, выполненных в виде профилей выравнивания нижненеокомских отложений на кровлю георгиевской свиты. Эта сеть состоит из семи субширотных и одного меридионального региональных профилей, а также многих десятков зональных и локальных. На рис.1 приведен фрагмент одного из них. Указанные построения используются при выделении и картировании проницаемых тел ачимовской толщи.

 

Рис.1. Профиль выравнивания неокомско-верхнеюрских отложений по линии I-I скважин 19 (Яркая площадь) — 119 (Западно-Котухтинская площадь). Условные обозначения: 1 — проницаемые породы; 2 — слабопроницаемые породы; 3 — глины; 4 — ядро глин; 5 — битуминозные породы.

Региональные исследования

В настоящее время представления об условиях формирования ачимовских отложений следующие. В нижнем неокоме происходило боковое заполнение осадками некомпенсированного морского бассейна. На склоне и у подножия шельфовой террасы накапливалась мощная толща осадков клиновидной формы, содержащая и песчаные породы. Она сформировалась за счёт колоссального размыва и лавинного переотложения огромной массы терригенного материала с шельфовой равнины за бровку террасы как по всему фронту во время трансгрессий и штормов, так и в виде лавинной седиментации в фазе регресса по подводным руслам и каньонам [1,2]. У подножия склона потоки, доставлявшие обломочный материал, образовывали конусы выноса. Придонные течения производили вторичную сортировку осадков, в результате которой у подножия склона образовывалась цепочка сложнопостроенных линз проницаемых пород. В трансгрессивной фазе осадконакопления цепочка проницаемых тел перекрывалась глинистыми отложениями.

Каждый из конусов выноса в клиноформе достаточно надежно изолирован друг от друга глинисто-алевритовыми породами, имеет глинистую покрышку с тонкоотмученными прослоями и поэтому их можно рассматривать как литологически экранированные резервуары (линзы-резервуары), обеспечивающие контроль миграции и аккумуляции углеводородов.

Во время следующего цикла осадконакопления образование глубоководных конусов выноса возобновлялось унаследованными или вновь образованными потоками, формируя новую цепочку ачимовских линз-резервуаров. Результаты наглядно отражаются на картах мощностей проницаемых пород ачимовской толщи в виде полос (“цепочек”), имеющих направление с юго-юго-запада на северо-северо-восток [3,4]. Изучению глубоководных конусов выноса как независимых объектов нефтегазонакопления уделяется большое внимание. Особый интерес представляют прогноз местоположения и характер строения таких объектов [1,6].

Для исследования распространения конусов выноса на территории Ханты-Мансийского округа мы использовали карты эффективных мощностей и песчанистости ачимовских отложений (доля проницаемых пород в общей толще ачимовских отложений) в м-бе 1:500 000. На рис.2 видно, что изолинии ориентированы с юго-юго-востока на северо-северо-запад. Участки с повышенной песчанистостью четко выделены. Например, зона с песчанистостью более 40% простирается на 220 км в длину и 40 км в ширину от Имилорской площади на северо-западе через Когалымскую, Равенскую, Родниковую до Покамасовской площади — на юго-востоке. Внутри выделяются цепочки продольных овалов (того же направления) с песчанистостью свыше 60%. С востока и запада она ограничена территорией, где ачимовские отложения представлены в основном глинистыми фациями (песчанистость не превышает 10%).

 

Рис.2. Карта песчанистости (доли проницаемых пород в общей мощности ачимовской толщи). Масштаб 1:1000000.

Мы полагаем, что карта песчанистости отражает направление потоков, по которым обломочный материал приносился к подножию склона шельфовой террасы. Некоторые из них возобновлялись в каждом цикле осадконакопления. На карте эффективных мощностей ачимовских отложений [4] видно, что рядом с четко выраженными цепочками линз, характеризующих циклы осадконакопления, расположены более короткие цепочки линз другого направления – с юго-юго-востока на северо-северо-запад.

Eсли карта эффективных мощностей описывает масштаб осадконакопления и характер перемещения береговой линии в каждом цикле, то по карте песчанистости, по нашему мнению, можно судить о конкретных трассах перемещения этих осадков.

Полоса повышенных значений эффективных мощностей – это породы, осажденные за один цикл; полоса повышенных значений песчанистости – это проницаемые породы, образованные за несколько циклов. Тогда при комплексной интерпретации этих карт на пересечении полос можно выделять конусы выноса. Это позволяет уточнить границы объектов, уже установленных по сейсмическим данным, и прогнозировать местоположение новых.

Предложения по индексации проницаемых пластов основаны на представлениях о строении и формировании ачимовской толщи. В Западной Сибири главным объектом при индексации шельфовых пластов считаются резервуары (пара «проницаемый пласт – покрышка»), имеющие межплощадное распространение. Их размеры в неокомских отложениях соизмеримы с тектоническими элементами первого порядка, нефтегазоносными районами. Этот принцип можно применить и для ачимовских нефтегазоносными районами. Этот принцип можно применить и для ачимовских отложений, давая собственное имя каждой линзе-резервуару (конусу выноса). Конечно, ачимовские резервуары значительно меньше таких, например, шельфовых резервуаров, как БС₁₀ или БВ₈. Но главный принцип выделения объекта сохраняется: индексируются литологически независимые тела, контролирующие процессы миграции и аккумуляции углеводородов. Такой ачимовский резервуар может носить имя какой-либо разведываемой площади, приуроченной к территории распространения резервуара.

В настоящее время мы индексируем каждую полосу ачимовских проницаемых тел по имени соответствующего шельфового пласта или группы пластов, например, Ач(БС₁₀) или Ач(БВ_8-9).

Территориальная привязка внутри полосы производится по названиям площадей. Конкретное наименование зависит от того, какое проницаемое ачимовское тело удаётся выделять и картировать на исследуемой территории. При слабой изученности возможно картирование проницаемых ачимовских пластов, сформированных в достаточно крупном цикле осадконакопления, например, Ач(АС_10-12) или Ач(БС_1-7). Иногда это несколько пластов, например, Ач(БВ_4-5) или Ач(БВ_8-9). На локальных площадях при проведении разведочных работ удается выделить отдельные проницаемые пласты, где каждый именуется нами по названию разведываемой площади и по номеру, начиная от вышележащего на данной площади ачимовского пласта, например, пласты Леклорской площади Ач(БС₁₀¹), Ач(БС₁₀²). Иногда при нумерации мы используем, например, вариант наименования Ач₁, Ач₂, Ач₃.

Линзы-резервуары в плане имеют овальную форму, вытянутую вдоль границ клиноформ. Основные границы-экраны резервуаров имеют субмеридиональную направленность, которая превалирует при моделировании строения разведываемых залежей и прогнозировании перспективных ловушек. Однако на хорошо разведанных залежах в ачимовских отложениях встречаются экраны любой направленности. Объясняется это тем, что залежи, как правило, контролируются пластами, составляющими резервуар. Возможно, пласты имеют другую ориентировку, чем их резервуар.

Для проверки изучалась ачимовская линза-резервуар в клиноформе БВ_8-9 Киняминской площади. Была построена карта эффективных мощностей (рис.3). На этой карте видно, что западная граница резервуара действительно параллельна границам клиноформы и направлена с юго-юго-запада на северо-северо-восток. В то же время изолинии эффективных мощностей резервуара значительно ориентированы в другую сторону.

 

Рис.3. Карта эффективных мощностей ачимовских отложений клиноформы БВ_8-9 на Киняминской площади. Масштаб 1:400000. Условные обозначения: 1 — линия глинизации ачимовских отложений; 2 — изолинии эффективных мощностей пласта; 3 — линии направления потоков; 4 — номер скважины/эф.мощность пласта.

Проведя тщательную корреляцию скважин и построив серию профилей, удалось выделить в пределах этой площади 4 песчаных пласта (Ач₁, Ач₂, Ач₃ и Ач₄), разделённых глинистыми перемычками. По каждому пласту построена карта эффективных мощностей, например, по Ач₂(рис. 4). Все пласты имеют замкнутую линзовидную форму, вытянутую с юго-юго-востока на северо-северо-запад. Длинные оси каждого из 4-х пластов нанесены на рис.3. Они направлены в крест границы глинизации всей группы пластов, т.е. в крест простирания линзы-резервуара. Вероятно, по этим осям можно судить о перемещении обломочного материала, который поступал в каждый пласт-линзу. Характер глинизации описанных пластов, контролирующих залежи в ачимовских отложениях, свидетельствует о том, что литологические экраны могут ограничивать залежи с любой стороны – с севера, юга, востока и запада.

Аналогичные данные получены при анализе результатов сейсморазведки 3D на Кустовом месторождении, где исследовался нефтенасыщенный ачимовский пласт БС₁₇. На карте атрибутов отражения этого пласта имеют чёткую северо-западную ориентацию и связаны с песчаными пластами, образованными подводными потоками.

Хорошо видна область транзита и разгрузки осадочного материала [7].

 

Рис.4. Карта эффективных мощностей пласта Ач₂ Киняминской площади. Масштаб 1:400000. Условные обозначения: 1 — линия глинизации пласта; 2 — изолинии эффективных мощностей пласта; 3 — линии направления потока; 4 — номер скважины/эф.мощность пласта

Зональные исследования

На этом уровне ставилась задача выделения и картирования линз-резервуаров в зонах концентрации поисковых работ на нефть и газ.

Нами выполнены построения в м-бе 1:200 000 по следующим проницаемым ачимовским пластам: Ач(АС_10-12) Лунгорско-Нумтойской, Ач(АС_10-12) Логачёвско-Камынской, Ач(БС_6-7) Нумтойско-Логачёвской, Ач(БВ₄) Лартельско-Северо-Айяунской, Ач(БВ₅) Северо-Покамасовско-Тауровской и Ач(БВ₇) Нивагальско-Покамасовской зон; Ач(БВ₄), Ач(БВ₅) Ватьеганско-Выинтойского и Ач(БВ₉¹), Ач(БВ₉²) Валюнинско-Аганского участков.

Сюда входят Гальнадский, Лартельский, Встречный, Северо-Айяунский, Тауровский, Бинштоковский, Помутский, Южно-Лунгорский, Нумтойский, Мытаяхинский, Логачёвский, Северо-Камынский и Токайский поисковые участки (участки “мини-проектов”).

На этих и прилегающих к ним участках намечено (в первом приближении) 111 структурных и структурно-литологических ловушек, которые могут содержать залежи нефти. Произведена паспортизация отдельных хорошо изученных ловушек и оценены перспективные ресурсы категории С₃. Большинство этих ловушек требует уточнения их контуров по сейсмическим данным.

В качестве примера приводится карта строения и нефтеносности по пласту Ач(БВ₅) в пределах Ватьёганско-Выинтойского участка (рис.5).

 

Рис.5. Карта строения и нефтеносности пласта Ач (БВ₅) Ватьеганско-Выинтойского участка. Масштаб 1:400000. Работа выполнена программным комплексом “Медиум”.

Локальные исследования

Закономерности строения отложений ачимовской толщи, установленные на региональном и зональном уровнях, учитывались при исследованиях на локальном. Его задачей является рассмотрение возможностей прогнозирования перспективных ловушек (преимущественно структурно-литологических) на участках, где планируется проведение поискового бурения, названных “мини-проектами”, и на участках, подготавливаемых к выставлению на конкурс. Это гораздо сложнее, чем на зональном уровне, так как здесь требуется выделять и прогнозировать строение отдельных проницаемых пластов, то есть непосредственно тех объектов, которые осуществляют контроль залежей углеводородов в ачимовских отложениях.

Производилась тщательная корреляция пластов с использованием в качестве маркирующих горизонтов тонкоотмученных глин, выделением всех пар «проницаемый пласт — покрышка», построением структурных карт по кровле этих пластов и карт эффективных толщин, а также геологических профилей [5]. Зона изучения и выполняемые построения не ограничивались поисковым участком, привлекалась значительная сопредельная территория. Особое внимание уделялось установленной нефтеносности или её проявлениям в анализируемых пластах.

Здесь в качестве примера приводится Леклорский поисковый участок. На нем в ачимовской толще выделяется два проницаемых пласта (Ач₁ и Ач₂), разделённых глинистой перемычкой с прослоем тонкоотмученных глин (рис.6).

 

Рис.6. Геологический разрез неокомско-верхнеюрских отложений по линии I-I скважин 592 (Юкъяунская площадь) — 97 (Верхнеимилорская площадь). Условные обозначения: 1 — нефтяная залежь; 2 — предполагаемая нефтяная залежь; 3 — проницаемые породы; 4 — слабопроницаемые породы; 5 — глины; 6 — ядро глин; 7 — битуминозные породы.

По пласту Ач₂ построены структурная карта и карта эффективных мощностей, показана установленная нефтеносность, структурные и структурно-литологические ловушки, перспективные для поисков залежей нефти (рис.7).

 

Рис.7. Карта строения и нефтеносности пласта Ач2 Леклорского поискового участка. Масштаб 1:400000. Составили: Плавник Г.И., Олейник Е.В., Толубаева Г.Е., Рубина Т.В. (работа выполнена программным комплексом “Медиум”).

Выполнены карты строения и нефтеносности пластов по следующим поисковым и конкурсным участкам: Леклорский, Северо-Покамасовский (по двум пластам), Западно-Чумпасский, Рославльский, Южно-Локосовский (по трем пластам), Луговой (по двум пластам) и по четырем ачимовским пластам Восточно-Юганской площади.

Таким образом, для перспективных оценок представляется целесообразным выделять глубоководные конусы выноса в самостоятельные объекты изучения. Эти линзы-резервуары являются литологически ограниченными и относительно независимыми с точки зрения процессов нефтегазонакопления и аккумуляции углеводородов. Они могут служить основой при прогнозировании участков, перспективных для опоискования ачимовских отложений.

Предлагается для определения местоположения прогнозируемых глубоководных конусов выноса (линз-резервуаров) и уточнения установленных по сейсмическим данным границ использовать карты эффективных толщин и песчанистости ачимовских отложений. Конусы выноса располагаются на пересечении полосы повышенных значений эффективных толщин с полосой повышенных значений песчанистости.

У проницаемых ачимовских пластов -линзовидная форма. Соответственно, литологические экраны, контролирующие залежи, могут иметь любое направление, что значительно расширяет число прогнозируемых структурно-литологических ловушек, но затрудняет их картирование.

Литература

1. Белонин М.Д., Трушкова Л.Я. Хафизов Ф.З. Изучение нефтегазоносных резервуаров в подводных конусах выноса клиноформ и основные результаты работ по составлению крупномасштабной карты их размещения как основы для проектирования геологоразведочных работ.// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск.- 1998.- С.60-66.
2. Бородкин В.Н., Бочкарев В.C., Огнев А.Ф., Рысев В.В. Методы прогноза зон улучшенных коллекторов в ачимовской толще севера Западно-Сибирской равнины.//Тр. ЗапСибНИГНИ.- Тюмень.- 1994.- С.83-95.
3. Карта перспектив нефтегазоносности ачимовского нефтегазоносного комплекса. М-б 1:100000. Сост.: Еханин А.Е., Шпильман В.И. // Министерство геологии РСФСР, ЗапСибНИГНИ. – Тюмень. – 1980.- 2 л.
4. Карта строения и нефтегазоносности ачимовских отложений Ханты-Мансийского автономного округа. М-б 1:500000. Сост.: Плавник Г.И., Олейник Е.В., Толубаева Г.Е. и др./ Под редакцией Шпильмана В.И. // Министерство природных ресурсов РФ.- 1997.
5. Плавник Г.И., Толубаева Г.Е., Олейник Е.В. Прогноз ловушек в ачимовских отложениях на Нумтойском и Логачевском участках поисковых работ с использованием комплекса «Medium». // Вестник недропользователя.- Ханты-Мансийск.- № 3.- 1999.
6. Шиманский В.В., Ивановская А.В., Сахибгареев Р.С. Палеодинамические реконструкции среды осадконакопления ачимовских алевропесчаников неокома Сургутского свода как основа прогнозирования зон улучшенных коллекторов. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск, 1998.- С. 66-76.
7. Бакай И.С., Бондарев А.Н., Кощеев C.Б., Корниенко М.В. Анализ эффективности и преимущество применения сейсморазведки 3D при геолого-математическом моделировании. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.- Ханты-Мансийск.- 1999.- С. 223-237.