Ачимовский и неокомский НГК

Для создания оптимальной геологической модели ачимовского и неокомского НГК, генетически связанных между собой, и расчленения их на подкомплексы, резервуары и клиноформы, главным условием является достижение однозначной корреляции шельфовых и клиноформных образований, по данным бурения и сейсморазведки. Для этого необходима корреляция большего числа скважин между стратотипическими разрезами в комплексе с сейсморазведкой. Сопоставление этих разрезов между собой и установление истинных соотношений пластов, различной индексации является важнейшей задачей при геологическом моделировании. С этой целью в пределах исследованной территории сформирован каркас из серии субширотных и субмеридиональных профилей по линии которых выполнялась корреляция (слайд 2). Для сейсмогеологического моделирования на плакате вынесены все скважины с акустическими и сейсмическими каротажами.

На слайде 3 показана сейсмическая корреляция клиноформных образований и изохронных шельфовых пластов по линии 25 профиля. На слайде 4 показан пример скважинной корреляции с использованием палеонтологических, литологических и сейсмических данных.

Анализ палеонтологических, литологических данных в комплексе с сейсморазведкой позволили установить синеклизу пластов группы БС, БВ, БП, БУ и т.д. и изохронных клиноформных образований (слайд 5), что явилось основой расчленения ачимовского и неокомского НГК на сейсмофациальные комплексы.

При картировании западной и восточной границ ачимовского НГК также имели место определенные проблемы. В частности на слайде 6 показан пример выделения западной границы комплекса в пределах Надым-Пурской НГО. На 19 профиле показана осевая часть бассейна, к которой в Среднем Приобье в песчаных фациях примыкают клиноформы АС_10-12Ач₂ и АС_7-9Ач₁, по последней проводится граница ачимовской толщи в пределах Среднего Приобья. В пределах исследованной территории разрез данных клиноформ, по имеющейся незначительной геологической и геофизической информации, как и разрез встречных клиноформ восточного падения (слайд 6) представлен глинистыми разностями.

В песчано-алевритовых разностях их аналоги-пласты БЯ₁₇Ач₂ и БЯ₁₀Ач₁ установлены на полуострове Ямал. Поэтому западная граница толщи в пределах Надым-Пурской НГО пока приведена по клиноформе БС₁Ач₃. Прогнозирование песчаных разностей в данных клиноформах в пределах исследованной территории на сегодняшний день является весьма актуальной проблемой, на чем я остановлюсь в заключении.

На слайде 7 показана восточная граница ачимовской толщи и яновстанской свиты, имеющей также клиноформное строение, но представленной глинистым разрезам. Рядом геологов данные клиноформы относились к отложениям ачимовской толщи, что смещало её границы существенно восточнее. При характеристике литолого-, сейсмофациальной зональности ачимовского комплекса было выделено несколько зон, на чем мы остановимся далее. В частности восточная зона развития толщи характеризовалась незначительными вертикальными амплитудами клиноформ, не резким переходом от шельфовой части в клиноформу и фондоформу, что свидетельствует о мелководности бассейна седиментации. Выделенные же на востоке клиноформы характеризуются значительными вертикальными амплитудами клиноформ, что характерно для центральной зоны (слайд). Бурение скважины 2099 Хальмерпаютинской площади в данной зоне (слайд) показало, что все крутопадающие клиноформы относятся к глинистым отложениям яновстанской свиты. Поэтому восточную границу ачимовского НГК проводили по прекращению прослеживаемости на сейсмических разрезах четкой фазы горизонта Б и сменой крутопадающих клиноформ пологозалегающими.

При картировании и сейсмогеологическом анализе клиноформ необходимо использовать единый принцип выделения их как одноранговых объектов. Положение каждой клиноформы и слагающих её отложений определяется несколькими границами (слайд 8). Восточная граница клиноформы связана с переходом песчаных пород в глинистые осадки склона, западная - с выклиниванием песчаных пород в удаленной от источника сноса терригенного материала области. На сейсмических разрезах восточная граница проводится по перегибу фондоформных отражений и перехода их в косослоистый рисунок, по среднестатистическим данным эта зона расположена не выше 200 м, западная граница характеризуется налеганием на горизонт Б с последующей потерей прослеживания (слайд). Прежде чем проводить сейсмогеологическую корреляцию, нами был выбран эталонный региональный сейсмический профиль (слайд) на котором вынесли все СФК, выполнена привязка их к разрезам скважин.

Используя вышеописанный методический прием от эталонного профиля на север и юг, выполнена корреляция по линии региональных профилей (слайд). В результате выполненной корреляции откартированы границы 14 клиноформ (слайд).

Далее в работе приведен обзор представлений на условия формирования толщи от континентальных, прибрежно-мелководных до относительно глубоководных. В работе представлена относительно глубоководная, турбидитная модель седиментации в пользу которой свидетельствует следующее:

1. Присутствие в захоронении большого количества раковин белемнитов, головоногих моллюсков, рыб, доминирующее присутствие ядер пелицыпод, а не целых раковин, что свидетельствует об обстановках литификации осадка вблизи критических глубин карбонатонакопления (слайд).

2. Отсутствие фораминифер в отложениях толщи, согласно исследованиям Богомяковой и др. донные разновидности их ниже 200м не обитают.

3. Обилие текстур, характерных для турбидитных образований, формирование которых происходило в относительно глубоководных обстановках, отсутствие каких-либо индикаторов прибрежной, волновой переработки осадка (слайд).

4. Разница времени – ∆t₀ между ундоформными и фондоформными отражениями (слайд) на сейсмических разрезах (более 300 мл сек), что подтверждается палеобатиметрическими реконструкциями методом «скользящего нуль-уровня моря».

Условия формирования рассматривались на примере клиноформы БП_14-15 Ач₁₅ в пределах Восточно-Уренгойской зоны как наиболее охарактеризованной керновым материалом. При создании седиментационной модели, помимо текстурного анализа, толщин клиноформ, использовался анализ палеодинамических реконструкций Рожкова на базе интерпретации гранулометрического анализа (слайд). Большинство точек проб попадает в зону мутьевых потоков и слабых направленных донных течений, единичные точки попали в застойную зону. Выделено несколько типов разреза турбидитной системы. Проксимальная, или внешняя часть турбидитной системы по литологическому составу, текстурным особенностям пород, характеру изменения толщин по латерали подразделяется на серию конусов выноса. На слайде показан один из конусов. Средняя часть турбидитной системы – 2 тип разреза, в случае проработки осадка вдольсклоновыми течениями, вымывалась пелитовая составляющая, увеличивалось содержание крупнозернистой фракции, формировались песчаные валы (слайд).

Дистальная или внешняя часть турбидитной системы – 3 тип разреза, представлен среднезернистым песчаником, алевролитами, глинами которые являются промежуточными осадками между конусами выноса. Между фациальной природой ачимовских отложений и распределением типов коллекторов установлены определенные зависимости. В относительно однородных и среднезернистых песчаниках проксимальной части турбидитной системы преобладает поровый, в меньшей степени трещинно-поровый тип коллектора. Преимущественно поровые коллектора связаны с осадками, проработанными направленными течениями. Для внешней или дистальной частей турбидитной системы значение трещин в формировании ФЕС становится преобладающим.

Завершая рассмотрение модели седиментации ачимовской толщи, можно сказать, что их образование в основном связано с поступлением терригенного материала в виде турбидитных потоков и оползней. Этот процесс генетически и пространственно связан с областями разгрузки осадков, транспортируемых авандельтовыми системами (слайд), а также провоцируемых землетрясениями.

В работе, как ранее отмечалось, в границах ачимовского НГК выполнено литолого-сейсмофациальное районирование. Выделены три литофациальные зоны, отличающиеся по особенностям строения клиноформ, нефтегазоносности (слайд).

Первая, восточная зона характеризуется постепенным замещением георгиевско-баженовской свит более мощными глинисто-песчаными образованиями сиговско-яновстанской свит, последняя, как выше отмечалось, также имеет клиноформное строение. На них залегают клиноформы БТ₁₇Ач₂₀, БТ₁₄Ач₁₉ берриаса и БТ₁₂Ач₁₈ нижневаланжинского возрастов.

Для данного комплекса осадков характерны следующие особенности:

· сравнительно небольшие толщины комплексов, представленных преимущественно однородными песчаными разностями и незначительными вертикальными амплитудами клиноформ ∆t – 80-90 млс, что свидетельствует об относительной мелководности бассейна (слайд).

· нечеткое разделение на ундоформную, клиноформную и фондоформную части – нерезкий переход от шельфовых песчаников к глинистым отложениям склона, далее к ачимовским песчаникам (слайд)

· отсутствие в керне типично оползневых текстур. Данная зона слабо изучена бурением, соответственно характеризуется низкой нефтегазоносностью.

· Центральная зона характеризуется наибольшим количеством клиноформ валанжин-готеривского возраста и оптимальной нефтегазоносностью.

Для данной зоны характерны следующие особенности:

· более четко выраженные сигмовидные формы отражений;

· увеличение в западном направлении крутизны глинисто-алевритовых склонов, интервальных толщин клиноформ (∆t до 300млс), что свидетельствует о возрастании глубин седиментационного бассейна;

· более сложное, дифференцированное строение клиноформ (слайд), обилие текстур, характерных для турбидитных образований, оползней, аммонитов;

· на картах суммарных толщин песчаников выделяется серия депоцентральных зон и наблюдается непрерывное развитие клиноформ (слайд);

· значительными толщинами осадков в депоцентральных зонах, обилие различного вида текстур (слайд);

Третья зона – западная, ограничена осевой частью неокомского бассейна. В ее составе выделено три клиноформы готеривского возраста, по сравнению с предыдущей зоной в ней увеличивается доля глинистой составляющей (слайд), для клиноформ больше характерно линзовидно-прерывистое строение.

При сравнении коллекторских свойств, гранулометрического и вещественного состава пород в пределах различных зон установлены следующие закономерности – с востока на запад происходит изменение в составе акцессорных и породообразующих минералов, уменьшение содержаний неустойчивого апатита и полевых шпатов, во всех скважинах присутствует циркон, гранат, как наиболее устойчивые к механическому переносу, что подтверждает преобладающий восточный, юго-восточный источник сноса терригенного материала (слайды), примерно такой же закономерности подчиняется характер изменения ФЕС пород (слайды).

На слайде показано изменение глинистых минералов в цементе песчано-алевритовых пород, в восточных клиноформах преобладает гидрослюдисто-хлоритовый состав, в центральных и западных – гидрослюдисто – хлорит – каолинитовый. Повышение содержания каолинита отмечается и в южном направлении, что согласуется с улучшением коллекторских свойств пород в данном направлении.

В работе рассмотрен также вопрос о типе коллекторов в отложениях ачимовской толщи. Исследования показали, что структура порового пространства имеет сложное строение и представлена первичной и вторичной пористостью.

По изучению пород в шлифах и визуально в керне было установлено значительное количество трещин, различных по протяженности. Сопоставление поровых и трещинных ФЕС методом больших шлифов ВНИГРИ, показало превышение трещинной проницаемости в 2-10 раза (слайд).

Выше, при изучении распределения акцессорных и породообразующих минералов отмечено, что при движении с востока на запад сокращается содержание неустойчивого апатита и полевых шпатов. Аналогичная тенденция наблюдается по латерали, т.е. с севера на юг, что с одной стороны объяснялось разной по ширине шельфовой части бассейна седиментации. В южной части исследуемой территории ширина шельфа существенно больше, чем в районе Восточно-Уренгойской зоны, т.е. в южной части породы подвергались более длительной, волновой, механической переработке осадков, за счет чего неустойчивые акцессории и минералы разрушились. В районе Восточно-Уренгойской зоны терригенного материала, поступал из авандельтовых систем, т.е. на шельфе осадки не подвергались длительной переработке, что объясняло повышенные содержания в породах неустойчивых акцессориев.

С другой стороны, в относительной близости от Восточно-Уренгойской зоны расположен Мессояхский порог, в пределах которого установлен размыв более 400м толщи юрско-меловых отложений (слайд). Это схема корреляции по линии 106 сейсмическому профилю, проходит в западной части порога. На слайде показан 108 сейсмический профиль, где также наблюдается размыв юрско-меловых отложений, но в восточной части порога. Появление клиноформ в зоне Мессояхского порога с падением с севера на юг (слайд) позволяет предполагать наличие дополнительно локального источника сноса, терригенного материала при формировании клиноформ в Большехетской впадине, и транзит подводными течениями из данной зоны терригенного материала в район Уренгоя, чем можно также объяснить повышение содержания неустойчивых акцессоров.

В работе рассмотрены также закономерности изменения физико-химических свойств флюидов в клиноформных образованиях и различные точки зрения на процессы нефтеобразования, связанные как с осадочно-минеральной теорией, так и с глубинной дегазацией Земли, или рифтогенезом. Осадочно-миграционная теория образования УВ развивает представление Вассоевича о ГЗН, включающих подстадии литогенеза от ПК₃ до МК₅ (слайд). Для различных нефтегазоносных бассейнов и даже их частей гипсометрические уровни ГЗН могут существенно различаться. В пределах центральной части исследованной территории основная часть ГЗН считается не вскрытой и ожидается на глубинах, превышающих 4100 м, что подтверждается получением нефти из толщи на Северо-Самбургской площади ниже 4150 м. В пользу данного тезиса свидетельствуют также геохимические исследования Лопатина, согласно которым ОВ в баженовской свите скв. 700 Самбургской площади на глубине 4200 м находится в подстадии литогенеза МК₃. На представленной схеме латеральной фазовой зональности ачимовского НГК (слайд) выделены три зоны: первая преимущественно нефтяная, разделена на две подзоны (слайд), вторая – газоконденсатная, -нефтегазоконденсатная, на самом севере смешали по УВ составу, где выявлены газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и нефтяные залежи. Исходя из глубины залегания залежей УВ, с учетом принципиальной схемы нефтегазообразования, первая (южная) подзона нефтенакопления (слайд) отвечает подстадии литогенеза МК₂. Нефтегазоносная зона связана с центральной частью исследованной территории, преурочены к переходной зоне от МК₂ к МК_3. Но установленная фазовая зональность отличается от принципиальной схемы нефтеобразования, где с увеличением глубин залежи от нефтегазоконденсатных переходят в газоконденсатные (предыдущий слайд). Фактически установленные нефтяные насыщения связаны с более низким гипсометрическим положением ГЗН по сравнению с районами Среднего Приобья. Наличие внутри ГЗН газоконденсатных составляющих связано с влиянием ряда геолого-геохимических факторов – процессы дифференциации УВ систем при вертикальной и латеральной миграцией, новейшего этапа тектонического развития, главенствующей нефтегенерирующей роли баженовской свитой. В пределах центральной части исследованной территории в восточном направлении отложения баженовской свиты становятся менее битуминозными – уменьшается процентное содержание ОВ, в составе ОВ возрастает доля гумусовой составляющей. Такая фазовая зональность согласуется также с палеотектоническим развитием клиноформ. Палеотектонический анализ выполнялся для южной, преимущественно нефтяной и центральной нефтегазоносной зон от клиноформы БП₁₈Ач₁₈ на востоке, до БП₇Ач_7-8 на западе на различные временные отрезки (слайд). На основании выполненного анализа можно отметить следующее:

· для большинства клиноформ, преимущественно центральной части исследованной территории, характерно существование перестройки структурных поверхностей на конец сеноманского времени (слайд). Учитывая глубины залегания клиноформ на данном отрезке времени, их отличия прошли диагенетические преобразования, соответственно такие перестройки приводили к деформации пород и формированию зон трещиноватости;

· для более ранних по возрасту клиноформ – от БП₁₈Ач₁₈ до БП₁₄Ач₁₅ – в пределах центральной части исследованной территории на послесеноманский, неотектонический этап развития приходится значительный прирост амплитуд (слайд), что наряду с вышеперечисленными факторами оказывало влияние на фазовый состав залегания УВ – нефтегазоконденсатная зона.

· Для клиноформных образований южной части исследованной территории, а также для более молодых по возрасту клиноформ не отмечается структурных перестроек, а также значительных приростов амплитуды на послесеноманское время (слайд), что при прочих равных условиях сказалось на фазовой зональности – зона преимущественно нефтегазоносная.

Исходя из вышесказанного, была составлена схема фазовой зональности комплекса.

Рассмотрены закономерности изменения физико-химических свойств флюидов и дана термобарическая характеристика клиноформ.

В результате выполненного анализа было установлено, что в подавляющем большинстве своем нефти малой плотности, малосернистые, парафинистые и малосмолистые. В целом отмечается тенденция увеличения плотности нефтей, содержание асфальтено-смолистых компонентов от восточных к западным границам комплекса, что может быть объяснено также с преобладающей нефтегенерирующей ролью баженовской свиты. Выявлена латеральная зональность в изменении свойств нефтей – в северном направлении они становятся более легкими, уменьшается содержание асфальтено-смолистых, серы, увеличивается парафинистость (слайд).

При гидрохимической характеристике клиноформ, характеризовалось изменение минерализации пластовых вод, их типа по классификации Сулина. На основании выполненного анализа установлено практически для всех клиноформ увеличения минерализации пластовых вод с севера на юг (слайд), аналогичная тенденция отмечается для типов вод - в северной части преобладает гидрокарбонатно-натриевый тип, в южной – хлоридно-кальциевый (слайд).

При термобарической характеристике клиноформ установлены закономерности увеличения для всех клиноформ пластовых давлений и температур в северном направлении (слайд).

В работе выполнен анализ состояния и структуры ресурсной базы ачимовского НГК. На слайде показано в процентах соотношения выявленных запасов и ресурсов УВ, из которого видна достаточно низкая опоискованность комплекса по всем видам УВ сырья. На следующем слайде показано распределение ресурсов по клиноформе, наибольшая величина ресурсов УВ приурочена к клиноформам центральной фациальной зоны. На следующем слайде демонстрируется распределение запасов и ресурсов по клиноформам, максимальные запасы сосредоточены в клиноформах Ач₁₅,Ач₁₆, которые наиболее изучены глубоким бурением и сейсморазведочными работами, т.е. видна прямая связь с изученностью. На данном слайде показано распределение запасов и ресурсов по глубинным, как те, так и другие приприурочены максимально к глубинам 3500-4000 м. Если учитывать гипсометрическое положение клиноформ, то эти интервалы приходятся на Нерутинскую впадину, южную часть Гыданского НГО и Большехетскую впадину, характеризующихся наиболее высокой плотностью углеводородного сырья. Именно на эти зоны запланированы основные объемы поисково-оценочного и параметрического бурения (слайд). Кроме учета плотности ресурсов, поисково-оценочные работы, положение проектных скважин выбиралось с учетом нескольких направлений, т.е. производились комплексирование нескольких показателей.

В таблице приведен перечень объектов, показанных на предыдущем слайде, всего намечено 18 скважин. При выборе положения большинства скважин был проведен анализ перспективных объектов по юрским, ачимовским и неокомским отложениям, скважины планировались на объекты, которые в плане совпадали или с учетом уже установленной нефтегазоносности планируемого горизонта ранее. Соответственно учитывались величины перспективных ресурсов по объектам. Кроме того, оценка перспектив нефтегазоносности произведена с учетом площадного положения клиноформ, т.е. от Ач₁ до Ач₁₉.

Например, на слайде показан проект скв.113 Верхне-Тиутейская. В пробуренной скважине 112 из ачимовских отложений был получен аварийный фонтан газоконденсата, дебитом 350 т.м³/сут. Скважина запланирована со вскрытием пласта Ю₂, базисный горизонт БЯ₁₀Ач₁, попутно оценивается ловушка в пластах БЯ_7-8. В данной скважине оценивается самая молодая по возрасту клиноформа в пределах полуострова Ямал. Следующая скважина на клиноформе Ач₅ на Митикъяхскую ловушку, здесь учитывалась величина перспективных ресурсов ловушек, с другой стороны мы видим в данной зоне концентрацию перспективных объектов. Т.е. при получении положительных результатов намечается большой фронт работ. Скважина на клиноформе Ач₆ на Северо-Харвутскую ловушку, также с высокой оценкой ресурсов по ачимовскому комплексу, попутно оценивается структура ловушки по вышележащим горизонтам (неоком).

Скв.150 Западно-Юрхаровская и скв.5 Южно-Песцовая на клиноформу Ач_9-10 планируется для расширения фронта уже с установленной нефтегазоносностью. Скв.85 Табъяха-Таркинская на серию перекрывающихся ловушек в клиноформе Ач_11-12, в скв.82 керн был насыщен УВ. Скв.2 Едейская на клиноформуАч_13-14 и Ач₁₅, в скв.1 в клиноформе Ач_13-14 уже была установлена нефтегазоносность.

На слайде показан объем поискового бурения в пределах Большехетской впадины, всего планируется 8 скважин на клиноформы от Ач_13-14 до Ач₁₉. Первоочередными являются скв. на инверсионные кольцевые структуры со вскрытием пластов Ю_2-4. В скв. 2099 Хальмерпаютинская в зоне ИКС установлена продуктивных пластов Ю_2-4. Первоочередными явлениями скв.2022 Пякяхинской, 1 Перекатная, 3 Северо-Перекатная и 2 Находкинская. В случае перспективности в них отложений толщи, планируются непосредственно на ачимовскую четыре скважины – 2030 Пякяхинская, 4 Салекаптская, 5 Среднемессояхская, 6 Сояхская.

На слайде показан перечень скважин на клиноформе Ач₁₅, следующий слайд на клиноформе Ач_16-17. На следующем слайде скв. на клиноформе Ач₁₉, часть на Ач₁₈.

На приведенном слайде показан намеченный объем поисково-разведочного бурения в пределах распределенного и нераспределенного фонда, а также запланированные геофизические работы. Сейсморазведочные работы запланированы преимущественно в нераспределенном фонде, в западной части исследуемой территории, в непосредственной близости от запланированной железной дороги. Как я отмечал в начале доклада, прогнозирования развития в песчаных фациях клиноформ АС_10-12Ач₂ и АС_7-9Ач₁, а также в клиноформах восточного падения (слайд) на сегодняшний день является весьма актуальным. В связи с этим мы и предлагаем проведение в пределах зоны сейсморазведочных работ соответствующей тематики. На заключительном слайде приведены тематические работы.

В результате реализации намеченной программы поисково-оценочных работ прирост по нефти составляет – 43.0 млн.т., газа – 57 млрд.м³ и конденсата – 11.0 млн.т.