Моделирование залежей нефти Уват-Ханты-Мансийского срединного массива
Тюкавкина О.В., Капитонова И.Л., Бабаева А.Х.
ИПНГ РАН, РУДН им. Патриса Лумумбы, РГГУ им. Серго Орджоникидзе
В работе рассмотрены некоторые аспекты, влияющие на детальность и адекватность моделирования нижнеюрских отложений в направлениях:
• установление возраста и генезиса доюрских отложений для моделирования;
• применение комплекса ГИС для выделения сложнопостроенного пласта ЮК2-5 в пределах северной части Красноленинского свода.
Показано определение траектории и основных принципов формирования базы данных и обработки геолого-промыслового материала для построения модели сложнопостроенного коллектора и принятия проектных решений при доразведке таких залежей.
Рассмотрены вопросы изучения детальности геологического строения и картирования сложнопостроенных коллекторов в пределах месторождений Уват-Ханты-Мансийского срединного массива и перспективной на поисковые работы площади Красноленинского свода, которые являются актуальными с позиций установления как морфологических параметров залежей, так и вопросов миграции и аккумуляции углеводородов в породах фундамента и осадочного чехла.
• установление возраста и генезиса доюрских отложений для моделирования;
• применение комплекса ГИС для выделения сложнопостроенного пласта ЮК2-5 в пределах северной части Красноленинского свода.
Показано определение траектории и основных принципов формирования базы данных и обработки геолого-промыслового материала для построения модели сложнопостроенного коллектора и принятия проектных решений при доразведке таких залежей.
Рассмотрены вопросы изучения детальности геологического строения и картирования сложнопостроенных коллекторов в пределах месторождений Уват-Ханты-Мансийского срединного массива и перспективной на поисковые работы площади Красноленинского свода, которые являются актуальными с позиций установления как морфологических параметров залежей, так и вопросов миграции и аккумуляции углеводородов в породах фундамента и осадочного чехла.
Актуальность
В настоящее время оценка ресурсной базы продуктивных горизонтов месторождений Западной Сибири, которые характеризуются длительным временем эксплуатации, является одним из самых актуальных вопросов, ответ на который может быть дан только при «индивидуальном» подходе
к изучению залежи и определению вектора исследований, обусловленного как геологическими,
так и технологическими особенностями объекта разработки.
Актуальность исследований обусловлена фактором инвестирования нефтяными компаниями средств в основном на доизучение длительно разрабатываемых месторождений с относительно высокой степенью разбуренности площади, а также изучением нетрадиционного типа коллектора
в фундаменте Западно-Сибирской плиты. Важным направлением является выявление зон разуплотнения коллектора и прогнозирование работы скважин в зависимости от типов трещиноватости пород фундамента, наличия центров поступления гидротермальных растворов
и каналов, по которым они проходили (разломы, трещины, каверны), комплекса вторичных процессов и др. При моделировании объекта ЮС2-5 применялись материалы сопоставления геолого-промысловых данных, полученных при испытании пластов, исследовании керна и др.
с результатами ГИС, что позволило выявить перспективные зоны для постановки первичного бурения скважин. Обоснование рекомендуемого комплекса ГИС и выводы об эффективности различных методов исследования являются важными аспектами при изучении нетрадиционного типа коллектора палеозойского фундамента.
к изучению залежи и определению вектора исследований, обусловленного как геологическими,
так и технологическими особенностями объекта разработки.
Актуальность исследований обусловлена фактором инвестирования нефтяными компаниями средств в основном на доизучение длительно разрабатываемых месторождений с относительно высокой степенью разбуренности площади, а также изучением нетрадиционного типа коллектора
в фундаменте Западно-Сибирской плиты. Важным направлением является выявление зон разуплотнения коллектора и прогнозирование работы скважин в зависимости от типов трещиноватости пород фундамента, наличия центров поступления гидротермальных растворов
и каналов, по которым они проходили (разломы, трещины, каверны), комплекса вторичных процессов и др. При моделировании объекта ЮС2-5 применялись материалы сопоставления геолого-промысловых данных, полученных при испытании пластов, исследовании керна и др.
с результатами ГИС, что позволило выявить перспективные зоны для постановки первичного бурения скважин. Обоснование рекомендуемого комплекса ГИС и выводы об эффективности различных методов исследования являются важными аспектами при изучении нетрадиционного типа коллектора палеозойского фундамента.
Постановка проблемы
Построение геологических моделей сложнопостроенных нефтеносных пластов в условиях разнородной геолого-промысловой информации, оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора по вертикали (на основе ГИС) и по латерали, выявление участков для первичного разбуривания исследуемой площади.
Материалы и методы
На основании обобщения исследований, проведенных А.Г. Мухером, Г.П. Мясниковой, В.П. Девятовым и др., которые длительное время изучали вопросы условий образования юрских отложений Западной Сибири и выявили отчетливые закономерности в развитии процессов осадконакопления [1], а также материалов исследований условий образования нижне- и среднеюрских коллекторов и пород доюрского основания представилась возможность систематизировать материал для построения геологических моделей нижне- и среднеюрских отложений территории Красноленинского свода и прилегающих участков нефтегазоносных территорий Уват-Ханты-Мансийского срединного массива.
В качестве основы для выделения нефтегазогеологических подразделений (комплексов, подкомплексов и экранирующих толщ, продуктивных и перспективных пластов-
коллекторов) использованы региональные корреляционные стратиграфические схемы отложений Западной Сибири, утвержденные МСК РФ в 1991 и 2004 годах, а также в работах авторов [2–4].
В настоящее время особый интерес многих нефтяных компаний проявляется к нефтегазоносным территориям, которые имеют в разрезе залежи, представленные нетрадиционным коллектором.
В пределах месторождений Уват-Ханты-Мансийского срединного массива и его самостоятельной структурной единицы — Красноленинского свода — выделяются новые и перспективные объекты геологоразведочных работ, которые часто связаны с базальными слоями нижней и средней юры, зонами выклинивания юрских горизонтов (на севере территории), где особый интерес представляют осадочные и вулканогенно-осадочные породы триаса, выполняющие грабенообразные впадины, образования коры выветривания и зоны разуплотненных пород фундамента [5, 6] (рис. 1).
В качестве основы для выделения нефтегазогеологических подразделений (комплексов, подкомплексов и экранирующих толщ, продуктивных и перспективных пластов-
коллекторов) использованы региональные корреляционные стратиграфические схемы отложений Западной Сибири, утвержденные МСК РФ в 1991 и 2004 годах, а также в работах авторов [2–4].
В настоящее время особый интерес многих нефтяных компаний проявляется к нефтегазоносным территориям, которые имеют в разрезе залежи, представленные нетрадиционным коллектором.
В пределах месторождений Уват-Ханты-Мансийского срединного массива и его самостоятельной структурной единицы — Красноленинского свода — выделяются новые и перспективные объекты геологоразведочных работ, которые часто связаны с базальными слоями нижней и средней юры, зонами выклинивания юрских горизонтов (на севере территории), где особый интерес представляют осадочные и вулканогенно-осадочные породы триаса, выполняющие грабенообразные впадины, образования коры выветривания и зоны разуплотненных пород фундамента [5, 6] (рис. 1).
Рис. 1. Схема тектонического районирования фундамента Западно-Сибирской
плиты [5–7]:
1–5 — блоки:
1 — Енисейский (байкалиды),
2 — Алтае-Саянский (салаириды),
3 — Казахстано-Салымский (каледониды),
4 — Уральский (герциниды),
5 — Центрально-Западносибирский (герциниды);
6 — Уват-Ханты-Мансийский древний массив;
7 — рифтогенные структуры поздней перми – раннего триаса; 8 — гранитоидные массивы (область исследования);
9 — контур Шаимского (Шаимо-Кузнецовского антиклинория)
плиты [5–7]:
1–5 — блоки:
1 — Енисейский (байкалиды),
2 — Алтае-Саянский (салаириды),
3 — Казахстано-Салымский (каледониды),
4 — Уральский (герциниды),
5 — Центрально-Западносибирский (герциниды);
6 — Уват-Ханты-Мансийский древний массив;
7 — рифтогенные структуры поздней перми – раннего триаса; 8 — гранитоидные массивы (область исследования);
9 — контур Шаимского (Шаимо-Кузнецовского антиклинория)
В пределах Уват-Ханты-Мансийского срединного массива, непосредственно у северо-восточного окончания Красноленинского свода, в области развития байкальской складчатости, переработанной в последующие геологические эпохи герцинским тектогенезом, расположено Рогожниковское месторождение, которое являлось объектом получения фактических данных для последующего анализа и моделирования нижне- и среднеюрских отложений.
По данным [8], нижнеюрский нефтегазоносный комплекс выделяется от кровли надояхского горизонта до кровли триаса на севере Западно-Сибирского осадочного бассейна и до фундамента
в Среднем Приобье на юге, экранируется лайдинским горизонтом. Максимальная толщина нижней юры прогнозируется по материалам сейсморазведки до 2 000 метров (Большехетская впадина и северо-запад полуострова Ямал) вскрытая бурением скважины 7СГ Енъяхинской площади — 1 100 метров. На севере до широты 62°30΄ наблюдается покровное залегание отложений и толщина до 500 м, к югу от 62 с.ш. нижняя юра на возвышенностях (сводах, мегавалах) отсутствует, толщина не превышает 100–150 метров (рис. 2).
По данным [8], нижнеюрский нефтегазоносный комплекс выделяется от кровли надояхского горизонта до кровли триаса на севере Западно-Сибирского осадочного бассейна и до фундамента
в Среднем Приобье на юге, экранируется лайдинским горизонтом. Максимальная толщина нижней юры прогнозируется по материалам сейсморазведки до 2 000 метров (Большехетская впадина и северо-запад полуострова Ямал) вскрытая бурением скважины 7СГ Енъяхинской площади — 1 100 метров. На севере до широты 62°30΄ наблюдается покровное залегание отложений и толщина до 500 м, к югу от 62 с.ш. нижняя юра на возвышенностях (сводах, мегавалах) отсутствует, толщина не превышает 100–150 метров (рис. 2).
Рис. 2. Карта изопахит нижнеюрских отложений с отмеченными типовыми скважинами фациальных зон (ФЗ) [8]
В разрезе J1-2 выделено два нефтегазоносных комплекса — нижнеюрский и среднеюрский, границы которых контролируются отражающими горизонтами Т1, Т3 и А [8]. Характерной особенностью разреза является повышенная угленосность нижней и средней юры, при этом ее максимальные значения отмечены внутри Западно-Сибирского бассейна и наблюдаются в пределах впадин: Нюрольской, Юганской, Тымской, Ханты-Мансийской (рис. 3).
Рис. 3. Карта макроугленосности нижне- и среднеюрских отложений [8]: 1 — площади, по которым замерялись угли в разрезе; 2 — в числителе — максимальная толщина угольного пласта; в знаменателе — максимальная суммарная мощность углей (макс. количество пластов угля);
3 — линии равных средних мощностей углей в разрезе J1-2; 4 — граница выклинивания J1-2;
5 — месторождения угля в юре;
6 — зона отсутствия угля в разрезе; 7 — интерпретирована 1/2–1/3 часть разреза
3 — линии равных средних мощностей углей в разрезе J1-2; 4 — граница выклинивания J1-2;
5 — месторождения угля в юре;
6 — зона отсутствия угля в разрезе; 7 — интерпретирована 1/2–1/3 часть разреза
В Юганской впадине суммарная толщина углей достигает 53 метров, а количество пластов 45.
Для моделирования сложнопостроенных залежей исследуемого района были использованы фондовые данные грави- и магниторазведки, которые выявили зоны с широко развитыми глубинными разломами, разграничивающими крупные блоки фундамента, а также разломы, осложняющие строение фундамента и платформенного чехла, которые, как правило, на территории северной части Красноленинского свода являются малоамплитудными или безамплитудными. Для Шаимского и Красноленинского нефтегазоносных районов характерно соответствие пликативных дислокаций платформенного чехла геологическим структурам доюрского комплекса. Например, Шаимский мегавал в плане совпадает с гранитно-сланцевой осью региона. Красноленинский свод, выделяемый как крупная пликативная структура платформенного чехла, также представляет собой гранитно-сланцевый выступ. Рельеф доюрских отложений Рогожниковского месторождения является сильнорасчлененным и представлен сопками конической формы весьма однообразного строения [9]. По результатам изучения кернового материала установлено, что отложения верхней части доюрских отложений Рогожниковского месторождения сложены вулканическими породами пермо-триасового возраста. В верхних частях сопок присутствуют продукты эксплозивной деятельности вулканов. Перекрываются вулканиты пермо-триаса отложениями тюменской свиты, которая на территории Уват-Ханты-Мансийского срединного массива представлена преимущественно глинистыми породами с ограниченными по площади линзами песчано-алевролитовых пород. Отложения тюменской свиты часто ложатся непосредственно на подвергшиеся выветриванию массивные вулканиты. В основании тюменской свиты в ряде разрезов скважин вскрыт базальный пласт, представленный конгломератами и гравелитами ограниченной толщины. Образования доюрского фундамента вскрыты рядом скважин и в стратиграфо-литологическом отношении подразделяются на три основные толщи, объединяемые
в рогожниковскую свиту нижнего триаса (туринская серия), нижняя толща (Trg), которая вскрыта скважиной 713/1144.
В своих работах [10–12] авторы при исследовании фактического материала отмечали, что изученный из продуктивных интервалов керн представлен полимиктовыми песчаниками зеленовато-серого цвета с прослоями темно-серых с зеленоватым оттенком аргиллитов, мелкозернистых алевролитов.
Породы средней толщи (Trg) вскрыты скважинами 714, 718 и представлены преимущественно риолитами, дацитами порфировыми, сланцеватыми под углом 60–70°, трещиноватыми. По трещинам развиты тонкие прожилки кварца и хлоритизированного вулканического стекла.
В скважине 825 из интервала 2 553–2 554 метра поднят песчаник серый, плотный мелкозернистый с наслоениями под углом 45°, с кавернами диаметром 2–3 мм, с признаками нефти в виде нефтяных выпотов по стенкам каверн. Верхняя толща рогожниковской свиты (Trg) представлена пере-
слаиванием терригенных и вулканогенных пород (риолитов, базальтов). Верхняя толща, в свою очередь, подразделяется на три пачки: нижнюю (rg1) — терригенно-базальтовую с маломощными пропластками радиолитов; среднюю (rg2) — риолитовую и верхнюю (rg3) — терригенно-базальтовую [10, 13].
Осадконакопление происходило, главным образом, у подножия склонов выступов доюрского основания и в пределах относительно погруженных участков (аллювиально-делювиальные образования). Здесь накапливались терригенные породы самого разнообразного состава. В целом дезинтеграционные процессы фундамента (в том числе и эффузивных пород) предопределили формирование коллекторских свойств кровли отложений доюрского основания [9].
В зонах прилегания к образованиям доюрского основания появляются прослои конгломератов и гравелитов. Породы средней юры в значительной степени обогащены углистым детритом, встречаются пропластки и линзы карбонатных разностей пород. В разрезе тюменской свиты индексируются песчано-алевритовые пласты ЮК7-9 (аален), ЮК5-6 (байос), ЮК2-4 (бат-келловей). Песчано-алевритовые разности пластов не выдержаны по толщинам и простиранию, часто линзовидные, характеризуются низкими коллекторскими свойствами. Толщина тюменской свиты в зависимости от приуроченности к структурному рельефу изменяется от 15 до 200 метров.
Для моделирования сложнопостроенных залежей исследуемого района были использованы фондовые данные грави- и магниторазведки, которые выявили зоны с широко развитыми глубинными разломами, разграничивающими крупные блоки фундамента, а также разломы, осложняющие строение фундамента и платформенного чехла, которые, как правило, на территории северной части Красноленинского свода являются малоамплитудными или безамплитудными. Для Шаимского и Красноленинского нефтегазоносных районов характерно соответствие пликативных дислокаций платформенного чехла геологическим структурам доюрского комплекса. Например, Шаимский мегавал в плане совпадает с гранитно-сланцевой осью региона. Красноленинский свод, выделяемый как крупная пликативная структура платформенного чехла, также представляет собой гранитно-сланцевый выступ. Рельеф доюрских отложений Рогожниковского месторождения является сильнорасчлененным и представлен сопками конической формы весьма однообразного строения [9]. По результатам изучения кернового материала установлено, что отложения верхней части доюрских отложений Рогожниковского месторождения сложены вулканическими породами пермо-триасового возраста. В верхних частях сопок присутствуют продукты эксплозивной деятельности вулканов. Перекрываются вулканиты пермо-триаса отложениями тюменской свиты, которая на территории Уват-Ханты-Мансийского срединного массива представлена преимущественно глинистыми породами с ограниченными по площади линзами песчано-алевролитовых пород. Отложения тюменской свиты часто ложатся непосредственно на подвергшиеся выветриванию массивные вулканиты. В основании тюменской свиты в ряде разрезов скважин вскрыт базальный пласт, представленный конгломератами и гравелитами ограниченной толщины. Образования доюрского фундамента вскрыты рядом скважин и в стратиграфо-литологическом отношении подразделяются на три основные толщи, объединяемые
в рогожниковскую свиту нижнего триаса (туринская серия), нижняя толща (Trg), которая вскрыта скважиной 713/1144.
В своих работах [10–12] авторы при исследовании фактического материала отмечали, что изученный из продуктивных интервалов керн представлен полимиктовыми песчаниками зеленовато-серого цвета с прослоями темно-серых с зеленоватым оттенком аргиллитов, мелкозернистых алевролитов.
Породы средней толщи (Trg) вскрыты скважинами 714, 718 и представлены преимущественно риолитами, дацитами порфировыми, сланцеватыми под углом 60–70°, трещиноватыми. По трещинам развиты тонкие прожилки кварца и хлоритизированного вулканического стекла.
В скважине 825 из интервала 2 553–2 554 метра поднят песчаник серый, плотный мелкозернистый с наслоениями под углом 45°, с кавернами диаметром 2–3 мм, с признаками нефти в виде нефтяных выпотов по стенкам каверн. Верхняя толща рогожниковской свиты (Trg) представлена пере-
слаиванием терригенных и вулканогенных пород (риолитов, базальтов). Верхняя толща, в свою очередь, подразделяется на три пачки: нижнюю (rg1) — терригенно-базальтовую с маломощными пропластками радиолитов; среднюю (rg2) — риолитовую и верхнюю (rg3) — терригенно-базальтовую [10, 13].
Осадконакопление происходило, главным образом, у подножия склонов выступов доюрского основания и в пределах относительно погруженных участков (аллювиально-делювиальные образования). Здесь накапливались терригенные породы самого разнообразного состава. В целом дезинтеграционные процессы фундамента (в том числе и эффузивных пород) предопределили формирование коллекторских свойств кровли отложений доюрского основания [9].
В зонах прилегания к образованиям доюрского основания появляются прослои конгломератов и гравелитов. Породы средней юры в значительной степени обогащены углистым детритом, встречаются пропластки и линзы карбонатных разностей пород. В разрезе тюменской свиты индексируются песчано-алевритовые пласты ЮК7-9 (аален), ЮК5-6 (байос), ЮК2-4 (бат-келловей). Песчано-алевритовые разности пластов не выдержаны по толщинам и простиранию, часто линзовидные, характеризуются низкими коллекторскими свойствами. Толщина тюменской свиты в зависимости от приуроченности к структурному рельефу изменяется от 15 до 200 метров.
В пределах Рогожниковского месторождения выделяются доюрский, среднеюрский, верхнеюрский и неокомский нефтегазоносные комплексы. При испытании доюрских пород получены притоки нефти от 9,8 м/сут. (скважина 714, интервал испытания 2 656–2 675 м) до 46 м3/сут в скважине 729 (интервал испытания 2 568–2 607 м).
Промышленные притоки нефти из пород фундамента получены также в скважине 713 (интервал испытания 2 752–2 776 м, дебит нефти — до 18 м3/сут). Коллекторами в метаморфизованных породах фундамента являются зоны трещиноватости и кавернозности, образующиеся при деструкции толщ и гидротермальных процессов, сопровождающих тектонические подвижки земной коры [13].
Среднеюрский нефтегазоносный комплекс включает отложения тюменской свиты. Песчано-алевритовые горизонты, которые служат резервуарами для залежей нефти, имеют локализованное распространение в форме небольших линз или сложную шнурковую и мозаичную форму. Их образование связано с аллювиальными, прибрежно-озерными и прибрежно-морскими фациями (русла рек, пляжи, бары и др.).
Рассматривая основные аспекты генезиса и петрохимических особенностей пород доюрского комплекса в пределах Рогожниковского месторождения, воспользуемся данными исследований, полученных в разное время [7, 14].
Согласно графикам петрохимической зональности (рис. 4), ведущим элементом, определяющим щелочность породы, является калий, абсолютные содержания которого больше натрия.
Промышленные притоки нефти из пород фундамента получены также в скважине 713 (интервал испытания 2 752–2 776 м, дебит нефти — до 18 м3/сут). Коллекторами в метаморфизованных породах фундамента являются зоны трещиноватости и кавернозности, образующиеся при деструкции толщ и гидротермальных процессов, сопровождающих тектонические подвижки земной коры [13].
Среднеюрский нефтегазоносный комплекс включает отложения тюменской свиты. Песчано-алевритовые горизонты, которые служат резервуарами для залежей нефти, имеют локализованное распространение в форме небольших линз или сложную шнурковую и мозаичную форму. Их образование связано с аллювиальными, прибрежно-озерными и прибрежно-морскими фациями (русла рек, пляжи, бары и др.).
Рассматривая основные аспекты генезиса и петрохимических особенностей пород доюрского комплекса в пределах Рогожниковского месторождения, воспользуемся данными исследований, полученных в разное время [7, 14].
Согласно графикам петрохимической зональности (рис. 4), ведущим элементом, определяющим щелочность породы, является калий, абсолютные содержания которого больше натрия.
Рис. 4. Положение составов эффузивов территории Красноленинского свода и прилегающих структур:
а — положение составов эффузивов на диаграмме (Na2O+K2O)-SiO2.
Поля: I — пикробазальты,
II — базальты, III — базальтовые андезиты, IV — андезиты,
V – дациты, VI — риолиты,
VII — базаниты,
VIII — трахибазальты,
IX — базальтовые трахиандезиты,
X — трахиандезиты,
XI — трахидациты [14];
а — бинарные диаграммы содержаний петрогенных оксидов в гранитоидах Красноленинского свода, Шаимского района и структур Южного Урала [7]
а — положение составов эффузивов на диаграмме (Na2O+K2O)-SiO2.
Поля: I — пикробазальты,
II — базальты, III — базальтовые андезиты, IV — андезиты,
V – дациты, VI — риолиты,
VII — базаниты,
VIII — трахибазальты,
IX — базальтовые трахиандезиты,
X — трахиандезиты,
XI — трахидациты [14];
а — бинарные диаграммы содержаний петрогенных оксидов в гранитоидах Красноленинского свода, Шаимского района и структур Южного Урала [7]
На вариационных диаграммах (Nа2O + К2О) — SiO2, построенных для эффузивов, фигуративные точки, отражающие их состав, располагаются в разных областях, что свидетельствует об участии
в их генезисе нескольких магматических источников. Фигуративные точки среднекислых вулканитов в северной части участка в основном располагаются в полях нормального ряда, при продвижении в юго-восточном направлении состав вулканитов меняется — он становится более щелочным и менее кислым.
Кроме выше представленных данных в работах [7, 14–16] аналогичный вывод следует из значений индекса насыщенности алюминием (ASI) и железомагнезиального отношения. Послойное изучение в разрезах Северо-Рогожниковской и Рогожниковской нефтегазоносных территорий концентраций и молекулярно-массового распределения ароматических и алкановых углеводородов [15, 16], системный анализ геохимических и литолого-петрографических данных [17] позволяют говорить
о миграции нефтяных УВ из юрских в нижележащие триасовые отложения. Последнее согласуется
с «осадочной» концепцией «главного источника» — юрским генезисом нефтей в резервуарах доюрского основания [18–20]. Такое разнообразие геохимических характеристик вулканитов подтверждает вывод об их формировании при смешивании различных по составу и глубине образования расплавов.
Таким образом, можно отметить, что при моделировании сложнопостроенных залежей необходимо проводить исследование образцов в переходных зонах, которые представляют как аэральную, так
и субаквальную обстановку (мелководье). Геохимические особенности исследованных вулканитов свидетельствуют о смешанных источниках магм, включающих компоненты как глубинных, так и коровых уровней генерации расплавов. По мнению [13, 21], сочетание изложенных признаков определяется синсдвиговым растяжением в обстановке трансформных континентальных окраин.
В нашем случае мы воспользуемся данной информацией при моделировании пород нижней юры
и с помощью модулей программы Petrel разработаем Template для моделирования этой части разреза. Также это будет важным при моделировании зоны перехода от пород пермо-триаса
к нижнеюрским. Процесс пространственной ориентировки и привязки образцов керна позволяет выявлять участки вулканогенных отложений и исключает модель, основанную только на послойной корреляции триасовых сейсмокомплексов.
Можно отметить, что вулканогенные породы и отложения тюменской свиты, вероятно, представляют собой единый нефтеносный комплекс, который может быть рассмотрен как мегарезервуар, а в отдельных случаях как массивные залежи с мозаичным насыщением, разбитые на блоки многочисленными глубинными разломами.
Исследования нефтей, которые были представлены в работе [10], показывают, что по наличию биомаркеров (ванадий, никель) отложения тюменской свиты принципиально отличаются от абалакских, баженовских и викуловских. Нефти тюменской свиты имеют промежуточные параметры, что может свидетельствовать о нескольких источниках поступления УB. Идентификация вулканитов по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) позволяет с достаточной долей вероятности прогнозировать распространение отдельных наиболее перспективных петротипов и характер их насыщения. Вероятность того, что встреченные на палеоглубинах такие петротипы окажутся нефтенасыщенными коллекторами, колеблется
от 0,6 до 1 [22].
Таким образом, обнаружение и картирование переходных зон аэральной и субаквальной обстановок (мелководье) характризуют пласт ЮК2-5 и интересны для постановки поискового бурения. В качестве примера интерпретации данных ГИС с учетом текстурно-неоднородных интервалов пласта ЮК2-5 рассмотрим некоторые особенности выделения интервалов с разным количеством неоднородных прослоев – компонентов текстуры эксплуатационного объекта (рис. 5).
в их генезисе нескольких магматических источников. Фигуративные точки среднекислых вулканитов в северной части участка в основном располагаются в полях нормального ряда, при продвижении в юго-восточном направлении состав вулканитов меняется — он становится более щелочным и менее кислым.
Кроме выше представленных данных в работах [7, 14–16] аналогичный вывод следует из значений индекса насыщенности алюминием (ASI) и железомагнезиального отношения. Послойное изучение в разрезах Северо-Рогожниковской и Рогожниковской нефтегазоносных территорий концентраций и молекулярно-массового распределения ароматических и алкановых углеводородов [15, 16], системный анализ геохимических и литолого-петрографических данных [17] позволяют говорить
о миграции нефтяных УВ из юрских в нижележащие триасовые отложения. Последнее согласуется
с «осадочной» концепцией «главного источника» — юрским генезисом нефтей в резервуарах доюрского основания [18–20]. Такое разнообразие геохимических характеристик вулканитов подтверждает вывод об их формировании при смешивании различных по составу и глубине образования расплавов.
Таким образом, можно отметить, что при моделировании сложнопостроенных залежей необходимо проводить исследование образцов в переходных зонах, которые представляют как аэральную, так
и субаквальную обстановку (мелководье). Геохимические особенности исследованных вулканитов свидетельствуют о смешанных источниках магм, включающих компоненты как глубинных, так и коровых уровней генерации расплавов. По мнению [13, 21], сочетание изложенных признаков определяется синсдвиговым растяжением в обстановке трансформных континентальных окраин.
В нашем случае мы воспользуемся данной информацией при моделировании пород нижней юры
и с помощью модулей программы Petrel разработаем Template для моделирования этой части разреза. Также это будет важным при моделировании зоны перехода от пород пермо-триаса
к нижнеюрским. Процесс пространственной ориентировки и привязки образцов керна позволяет выявлять участки вулканогенных отложений и исключает модель, основанную только на послойной корреляции триасовых сейсмокомплексов.
Можно отметить, что вулканогенные породы и отложения тюменской свиты, вероятно, представляют собой единый нефтеносный комплекс, который может быть рассмотрен как мегарезервуар, а в отдельных случаях как массивные залежи с мозаичным насыщением, разбитые на блоки многочисленными глубинными разломами.
Исследования нефтей, которые были представлены в работе [10], показывают, что по наличию биомаркеров (ванадий, никель) отложения тюменской свиты принципиально отличаются от абалакских, баженовских и викуловских. Нефти тюменской свиты имеют промежуточные параметры, что может свидетельствовать о нескольких источниках поступления УB. Идентификация вулканитов по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) позволяет с достаточной долей вероятности прогнозировать распространение отдельных наиболее перспективных петротипов и характер их насыщения. Вероятность того, что встреченные на палеоглубинах такие петротипы окажутся нефтенасыщенными коллекторами, колеблется
от 0,6 до 1 [22].
Таким образом, обнаружение и картирование переходных зон аэральной и субаквальной обстановок (мелководье) характризуют пласт ЮК2-5 и интересны для постановки поискового бурения. В качестве примера интерпретации данных ГИС с учетом текстурно-неоднородных интервалов пласта ЮК2-5 рассмотрим некоторые особенности выделения интервалов с разным количеством неоднородных прослоев – компонентов текстуры эксплуатационного объекта (рис. 5).
Рис. 5. Корреляция разреза скважин по линии 7хР-1х79-1х81
При интерпретации результатов ГИС учитывались участки, которые отражают свойства текстурно-неоднородного пластопересечения и охарактеризованы керном. По результатам исследований зависимостей «керн-ГИС» без учета текстурных особенностей может привести к завышению коэффициента пористости и, следовательно, всех фильтрационно-емкостных параметров пласта-коллектора.
В связи с этим при моделировании необходимо вести построение эталонных моделей, учитывающих выбор текстурно-неоднородной горной породы, обусловленной наличием глинистого компонента (глинистых прослоев и включений) на показания ГИС, при этом целевыми являются параметры песчано-алевритового компонента.
Достоверность всех применяемых алгоритмов для обработки фактического материала и ГИС определяется диаграммами сопоставления образцов с учетом объемной и минералогической плотности для разных литологических типов пород, выбранных для последующего моделирования пласта ЮК2-5.
По результатам корреляции разреза пласта ЮК2-5 были выполнены построения 2D-карты литологии (выделены песчаная, глинистая и алевролитовая фракции для пропластков ЮК2-3,
ЮК2-4, ЮК5), а также карты изменения ФЕС (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность
и др.) (рис. 6).
В связи с этим при моделировании необходимо вести построение эталонных моделей, учитывающих выбор текстурно-неоднородной горной породы, обусловленной наличием глинистого компонента (глинистых прослоев и включений) на показания ГИС, при этом целевыми являются параметры песчано-алевритового компонента.
Достоверность всех применяемых алгоритмов для обработки фактического материала и ГИС определяется диаграммами сопоставления образцов с учетом объемной и минералогической плотности для разных литологических типов пород, выбранных для последующего моделирования пласта ЮК2-5.
По результатам корреляции разреза пласта ЮК2-5 были выполнены построения 2D-карты литологии (выделены песчаная, глинистая и алевролитовая фракции для пропластков ЮК2-3,
ЮК2-4, ЮК5), а также карты изменения ФЕС (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность
и др.) (рис. 6).
Рис. 6. 2D-карты изменения параметров литология (а, б, в) и пористость (а1, б1, в1) для пласта ЮК2-5 (по результатам интерпретации ГИС-керн). Условные обозначения:
а, а1 — параметры литология и пористость для верхнего пропластка ЮК2-3;
б, б1 — параметры литология и пористость для среднего пропластка ЮК2-4;
в, в1 — параметры литология и пористость для нижнего пропластка ЮК5
а, а1 — параметры литология и пористость для верхнего пропластка ЮК2-3;
б, б1 — параметры литология и пористость для среднего пропластка ЮК2-4;
в, в1 — параметры литология и пористость для нижнего пропластка ЮК5
По результатам исследований для построения каркасов залежей и дальнейшего моделирования с учетом корреляции разрезов скважин для пласта ЮК2-3 по линии скважин 7х3R-1х17-3х42-1х13 в северной части и по линии 7хР-1х79-1х81 в восточной части исследуемой площади были уточнены границы выклинивания. Используя результаты испытаний пласта, построены карты нефтенасыщенности в центральной части и откоррелированы границы пласта ЮК2-4. Также с учетом лучших значений ФЕС и толщин исследуемого пласта для первоочередного разбуривания могут быть рассмотрены участки, условно отмеченные нами как скважины 1Р и 2Р.
Исходя из выявленных особенностей геологического строения, полученных данных исследований и анализа параметров керн-ГИС для северной площади Красноленинского свода и в целом Уват-Ханты-Мансийского срединного массива, можно сделать следующие выводы:
• детальное изучение стратиграфии и тектоники региона для обоснования положения продуктивных горизонтов в северной части Красноленинского свода позволило проследить приуроченность скоплений УB к геодинамически активным зонам, которые могут обеспечить благоприятные условия образования УB;
• изучение комплекса геолого-промысловых исследований позволило обосновать и установить границы расположения пласта ЮК2-5;
• в ходе выполнения работы был изучен литолого-петрографический состав и фильтрационно-емкостные параметры пласта ЮК2-5, построена геологическая модель по выбранному полигону, методами ГИС были выделены самостоятельные пропластки ЮК2-3, ЮК2-4, ЮК5. С учетом всех выделенных пропластков возможно провести более детальный подсчет запасов углеводородов.
Перспективные направления для изучения рассмотренной территории Уват-Ханты-Мансийского срединного массива по выявлению промышленных скоплений нефти связаны с метаморфизованными породами фундамента, что подтверждает необходимость целенаправленного изучения глубоких горизонтов Западной Сибири и уточнения концепции формирования месторождений нефти и газа.
• детальное изучение стратиграфии и тектоники региона для обоснования положения продуктивных горизонтов в северной части Красноленинского свода позволило проследить приуроченность скоплений УB к геодинамически активным зонам, которые могут обеспечить благоприятные условия образования УB;
• изучение комплекса геолого-промысловых исследований позволило обосновать и установить границы расположения пласта ЮК2-5;
• в ходе выполнения работы был изучен литолого-петрографический состав и фильтрационно-емкостные параметры пласта ЮК2-5, построена геологическая модель по выбранному полигону, методами ГИС были выделены самостоятельные пропластки ЮК2-3, ЮК2-4, ЮК5. С учетом всех выделенных пропластков возможно провести более детальный подсчет запасов углеводородов.
Перспективные направления для изучения рассмотренной территории Уват-Ханты-Мансийского срединного массива по выявлению промышленных скоплений нефти связаны с метаморфизованными породами фундамента, что подтверждает необходимость целенаправленного изучения глубоких горизонтов Западной Сибири и уточнения концепции формирования месторождений нефти и газа.
1. Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Девятов В.П. Стратиграфо-корреляционная основа детальных моделей Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа Югры. Т. 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009, С. 245–262.
2. Алексеев В.П., Амон Э.О., Глебов А.Ф., Савенко В.А., Федоров Ю.Н. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: УГГУ, 2010. 257 с.
3. Гришкевич В.Ф. Макроструктура берриас-аптских отложений Западной Сибири и ее использование при построении информационных технологий в геологии нефти и газа. Тюмень: ИздатНаукаСервис, 2005. 116 с.
4. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014. 344 с.
5. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1981. 143 с.
6. Сурков В.С., Смирнов Л.В. Консолидированные блоки земной коры в фундаменте Западно-Сибирской плиты // Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. Тюмень: СИБНАЦ, 2008. С. 207–210.
7. Хотылев А.О., Майоров А.А., Худолей А.К., Ершова В.Б., Калмыков Г.А., Хубанов В.Б., Червяковская М.В. Гранитоидные массивы Красноленинского свода в Западной Сибири: состав, строение, возраст и условия формирования // Геотектоника. 2021. № 2. С. 70–93.
8. Мясникова Г.П., Мухер А.Г., Волков В.А., Сидоров А.А., Тугаева А.В., Кулагина С.Ф., Гончарова В.Н., Солопахина Л.А., Девятов В.П., Сапьяник В.В.
Региональные закономерности геологического строения горизонтов нижней-средней юры Западно-Сибирского осадочного бассейна // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа Югры. Том 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. С. 65–86.
9. Архипов С.В., Замаруев Е.И., Хабарова Т.С. Характерные черты строения и нефтенасыщенности Рогожниковского месторождения // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа — Югры. Том. 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. С. 202–213.
10. Кропотова Е.П., Коровина Т.А., Романов Е.А., Федорцов П.В. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковского ЛУ) // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Том 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 133–147.
11. Новиков Г.Р., Усманов И.Ш. Потенциальная нефтегазоносность фундамента территории Сургутского нефтедобывающего района // Нефтяное хозяйство. 2001. № 9. С. 26–29.
12. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Обоснование перспектив нефтегазоносности юрско-палеозойских отложений и образований фундамента Западной Сибири // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 2. С. 337–345.
13. Усманов И.Ш., Новиков Г.Р., Зимина В.И., Рассадникова Н.Б. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Рогожниковского месторождения // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Сборник научных трудов СургутНИПИнефть. 2003. № 4. С. 67–76.
14. Шадрина С.В. К вопросу о геодинамической обстановке образования магматитов Рогожниковского ЛУ по новым геохимическим данным // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Т. 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 219–223.
15. Коржов Ю.В. Исаев В.И., Кузина М.Я., Лобова Г.А. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений (по результатам изучения вертикальной зональности алканов) // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 323. № 1. С. 51–56.
16. Коржов Ю.В., Исаев В.И., Жильцова А.А., Латыпова О.В. Распределение ароматических углеводородов в разрезе отложений нефтегазоносных комплексов (на примере месторождений Красноленинского свода) // Геофизический журнал. 2013. Т. 35. № 1. С. 113–129.
17. Кузина М.Я., Коржов Ю.В., Исаев В.И. Геохимическое и литологическое обоснование концепции «главного источника» доюрских залежей нефти Красноленинского свода // Известия Томского политехнического университета. 2014. Т. 324. № 1. С. 32–38.
18. Брехунцов А.В., Монастырев Б.В., Нестеров И.И. (мл.) Закономерности размещения залежей нефти и газа Западной Сибири // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 8. С. 1001–1012.
19. Ковешников А.Е. Источник поступления нефти и газа в палеозойские отложения Западно-Сибирской геосинеклизы // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 322. № 1. С. 111–116.
20.Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. 331 с.
21. Симаненко В.П., Голозубов В.В., Сахно В.Г. Геохимия вулканитов трансформных окраин (на примере Алчанского бассейна, северо-западное Приморье) // Геохимия. 2006. № 12. С. 1251–1265.
22. Коровина Т.А., Кропотова Е.П., Минченков Н.Н., Батурин А.Ю., Николаева Е.В. Доюрское основание (ПСЭ) в Западной Сибири – объект новых представлений на природу нефтегазоносности (из опыта исследований и практического освоения Рогожниковского ЛУ) // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Т. 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 214–218.
2. Алексеев В.П., Амон Э.О., Глебов А.Ф., Савенко В.А., Федоров Ю.Н. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: УГГУ, 2010. 257 с.
3. Гришкевич В.Ф. Макроструктура берриас-аптских отложений Западной Сибири и ее использование при построении информационных технологий в геологии нефти и газа. Тюмень: ИздатНаукаСервис, 2005. 116 с.
4. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014. 344 с.
5. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1981. 143 с.
6. Сурков В.С., Смирнов Л.В. Консолидированные блоки земной коры в фундаменте Западно-Сибирской плиты // Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. Тюмень: СИБНАЦ, 2008. С. 207–210.
7. Хотылев А.О., Майоров А.А., Худолей А.К., Ершова В.Б., Калмыков Г.А., Хубанов В.Б., Червяковская М.В. Гранитоидные массивы Красноленинского свода в Западной Сибири: состав, строение, возраст и условия формирования // Геотектоника. 2021. № 2. С. 70–93.
8. Мясникова Г.П., Мухер А.Г., Волков В.А., Сидоров А.А., Тугаева А.В., Кулагина С.Ф., Гончарова В.Н., Солопахина Л.А., Девятов В.П., Сапьяник В.В.
Региональные закономерности геологического строения горизонтов нижней-средней юры Западно-Сибирского осадочного бассейна // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа Югры. Том 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. С. 65–86.
9. Архипов С.В., Замаруев Е.И., Хабарова Т.С. Характерные черты строения и нефтенасыщенности Рогожниковского месторождения // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа — Югры. Том. 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. С. 202–213.
10. Кропотова Е.П., Коровина Т.А., Романов Е.А., Федорцов П.В. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковского ЛУ) // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Том 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 133–147.
11. Новиков Г.Р., Усманов И.Ш. Потенциальная нефтегазоносность фундамента территории Сургутского нефтедобывающего района // Нефтяное хозяйство. 2001. № 9. С. 26–29.
12. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Обоснование перспектив нефтегазоносности юрско-палеозойских отложений и образований фундамента Западной Сибири // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 2. С. 337–345.
13. Усманов И.Ш., Новиков Г.Р., Зимина В.И., Рассадникова Н.Б. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Рогожниковского месторождения // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Сборник научных трудов СургутНИПИнефть. 2003. № 4. С. 67–76.
14. Шадрина С.В. К вопросу о геодинамической обстановке образования магматитов Рогожниковского ЛУ по новым геохимическим данным // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Т. 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 219–223.
15. Коржов Ю.В. Исаев В.И., Кузина М.Я., Лобова Г.А. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений (по результатам изучения вертикальной зональности алканов) // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 323. № 1. С. 51–56.
16. Коржов Ю.В., Исаев В.И., Жильцова А.А., Латыпова О.В. Распределение ароматических углеводородов в разрезе отложений нефтегазоносных комплексов (на примере месторождений Красноленинского свода) // Геофизический журнал. 2013. Т. 35. № 1. С. 113–129.
17. Кузина М.Я., Коржов Ю.В., Исаев В.И. Геохимическое и литологическое обоснование концепции «главного источника» доюрских залежей нефти Красноленинского свода // Известия Томского политехнического университета. 2014. Т. 324. № 1. С. 32–38.
18. Брехунцов А.В., Монастырев Б.В., Нестеров И.И. (мл.) Закономерности размещения залежей нефти и газа Западной Сибири // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 8. С. 1001–1012.
19. Ковешников А.Е. Источник поступления нефти и газа в палеозойские отложения Западно-Сибирской геосинеклизы // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 322. № 1. С. 111–116.
20.Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. 331 с.
21. Симаненко В.П., Голозубов В.В., Сахно В.Г. Геохимия вулканитов трансформных окраин (на примере Алчанского бассейна, северо-западное Приморье) // Геохимия. 2006. № 12. С. 1251–1265.
22. Коровина Т.А., Кропотова Е.П., Минченков Н.Н., Батурин А.Ю., Николаева Е.В. Доюрское основание (ПСЭ) в Западной Сибири – объект новых представлений на природу нефтегазоносности (из опыта исследований и практического освоения Рогожниковского ЛУ) // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Т. 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 214–218.
Тюкавкина О.В., Капитонова И.Л., Бабаева А.Х.
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия,
Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы, Москва, Россия,
Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Москва, Россия
tov.sing@mail.ru
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия,
Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы, Москва, Россия,
Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Москва, Россия
tov.sing@mail.ru
На основании обобщения исследований, проведенных А.Г. Мухером, Г.П. Мясниковой, В.П. Девятовым и др., которые длительное время изучали вопросы условий образования юрских отложений Западной Сибири и выявили отчетливые закономерности в развитии процессов осадконакопления, а также материалов исследований условий образования нижне- и среднеюрских коллекторов и пород доюрского основания представилась возможность систематизировать материал для построения геологических моделей нижне- и среднеюрских отложений территории Красноленинского свода и прилегающих участков нефтегазоносных территорий Уват-Ханты-Мансийского срединного массива.
Тюкавкина О.В., Капитонова И.Л., Бабаева А.Х. К вопросу регионального и локального моделирования залежей нефти Уват-Ханты-Мансийского срединного массива // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 7. С. 22–29. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-22-29
нижне- и среднеюрские отложения, фундамент, моделирование, генезис
12.10.2023
УДК 550.8.053
10.24412/2076-6785-2023-7-22-29
10.24412/2076-6785-2023-7-22-29
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88