Выделение литологических ловушек в аллювиальных отложениях на примере Верхнесалымского месторождения

Н.С. Корочкина

Журнал «Геофизика»

Рассмотрена методология выделения литологических ловушек в аллювиальных отложениях на примере пласта АС112 Верхнесалымского месторождения. Работа выполнена на основе комплексирования 3D сейсмической и геологической моделей, полученных с использованием седиментологической интерпретации керна и ГИС. Полученная модель в дальнейшем использована при моделировании фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Сегодня на многих активах нефтяных компаний выполняется их доразведка с целью выявления пропущенных объектов, которые могут дать новые перспективы «старым» месторождениям. Первоначально производится анализ накопленных данных о геологическом строении региона работ, которые основываются на обобщении всего имеющегося геологогеофизического материала. Перспективными объектами чаще всего являются сложно построенные ловушки неантиклинального типа. Из-за сложности их строения наряду с обобщением всего комплекса накопленного материала возникает необходимость в определении генезиса песчаных тел-коллекторов, фациальных условий их формирования и детальных палеогеографических реконструкций. Определяющими данными для этой задачи являются материалы скважин (керн и каротаж), сейсморазведки, космоснимки, в результате комплексного анализа которых приходит понимание седиментологических процессов формирования нефтегазоносных резервуаров.

Особенно сложными и актуальными на сегодняшний момент являются залежи, сформированные в континентальных и прибрежно-морских условиях осадконакопления. Наибольшее число литологических залежей связано с отложениями дельт, дельтовых каналов и русел рек.

Для данных целей еще в 70–90-х гг. прошлого столетия за рубежом активно развивалась методика распознавания фаций по форме кривой радиоактивного каротажа (ГК), характеризующего особенности распределения гранулометрической неоднородности пласта по разрезу и, соответственно, гидродинамику процесса осадконакопления (S.J. Pirson, J.W. Shelton, G.S. Visher и др.). В России данное направление развивал В.С. Муромцев, который проанализировал и изучил юрские продуктивные отложения Мангыш- лака как по огромному количеству керна и каротажа скважин, так и в их естественных обнажениях. В результате этого трудоемкого и кропотливого труда были разработаны электрометрические модели фаций песчаных тел различного генезиса на основе кривых самопроизвольной поляризации (ПС) [7].

Несмотря на наличие данных моделей, их количество все же ограниченно и интерпретировать их непросто, потому что в природе существует бесчисленное множество факторов, определяющих фациальные обстановки осадконакопления. Работа выполняется в следующей последовательности. Сначала по керновым данным определяется фациальная группа изучаемых отложений (континентальная, переходная или морская), затем производится определение соответствия форм кривой ПС (ГК) в скважинах для конкретных обстановок осадконакопления [2]. При этом необходимо контролировать соответствие с седиментационными моделями, характеризующими пространственное распределение фациальных обстановок с учетом их генетических признаков (осадочные текстуры, наличие процессов биотурбации, аутигенные минералы, органические остатки и т.д.). Выполнение этого условия, в свою очередь, позволит спрогнозировать фации, которые не были представлены скважинными данными, с учетом сейсмических динамических характеристик.

В случае с континентальными отложениями значительными областями накопления осадочного материала являются аллювиальные равнины, где водные потоки рек осуществляют эрозионную, транспортирующую и аккумулятивную деятельность.

Формирование речной долины связано с двумя типами эрозии [8]. Первая – донная (глубинная), которая обусловливает врезание речного потока в глубину; вторая – боковая, ведущая к подмыву берегов и расширению долины. Соотношение донной и боковой эрозии изменяется на разных стадиях развития долины реки. В начальных стадиях развития реки речная долина представляет собой узкий, довольно прямолинейный овраг, дно которого почти целиком занято живым руслом водоворота. На данном этапе в русле реки преобладает донная эрозия и постоянного аллювия еще не накапливается. На второй стадии развития, после врезания русла в коренные породы, донная эрозия постепенно ослабевает и больше начинает развиваться боковая эрозия, направленная на подмыв берегов и расширение долины. Наиболее активно этот процесс проявляется в периоды половодий. Вихревые движения воды в придонном слое размывают дно в стрежневой части русла и часть наносов выносится к берегу. В результате чего происходит искажение формы русла, нарушая его прямолинейность, и подмыв одного берега и накопление наносов у другого. Река начинает меандрировать и у вогнутой части русла начинает устойчиво сохраняться песчаный аллювий – прирусловая отмель. На третьей стадии река имеет широкую выработанную долину с сильно меандрирующим руслом. В продольном профиле русла меандрирующих рек наблюдается чередование плесовых ложбин и перекатов. Примерно в центральной части этих неровностей проходит стрежень. Плесовые ложбины тяготеют к вогнутому размываемому склону русла. Напротив формируются прирусловые отмели, сложенные хорошо сортированным материалом, приносимым донными течениями из пристрежневой части русла и формирующим песчаные волны, изогнутые в плане и примыкающие друг к другу. В русле меандрирующих рек при уменьшении уклона русла и извилистости могут возникать намывные острова. Реликты древних русел (староречья) заполняются старичным аллювием. Данные образования являются гидродинамическими барьерами при формировании залежей нефти [4].

Литологические ловушки формируются в отложениях, образованных реками на второй и третьей стадии развития. По морфологическим признакам реки делятся на четыре типа: прямолинейные, меандрирующие, разветвленные и ветвящиеся, а в плане различаются формой русел и распределением песчаного и алевритово-глинистого материала. Для каждого типа реки существует свой тип седиментационных обстановок. Например, на рисунке 1 представлена седиментационная модель и типичные разрезы реки с меандрирующим руслом [1].

Рис. 1. Седиментационная модель и типичные разрезы реки с меандрирующим руслом (Е.Ю. Барабошкин)

На Верхнесалымском месторождении в верхней части разреза неокомского комплекса основными объектами разработки являются отложения группы пластов АС10-12, которые принадлежат покровному подкомплексу клиноформного резервуара АС10-12 (рис. 2).Региональной покрышкой данному резервуару служит приобская пачка глин, а подошвой – глины пимской пачки, тутлеймской и баженовской свит. Нефтеносность резервуара данного месторождения связана с группой пластов АС10-12, расположенной в восточной части клиноформы за бровкой шельфа на начало формирования клиноформы [5].


Рис. 2. Схематичный геологический разрез неокомского нефтегазоносного комплекса. Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса ХМАО» [3]

Согласно седиментологическому анализу, выполненному по керновым данным, установлено, что в районе Верхнесалымского месторождения отложения пластов АС10-12 формировались в условиях дельтовой равнины (IV на рис. 2), переходящей в аллювиальную в периоды регрессий (III на рис. 2). По керновому материалу выделены фациальные ассоциации [9, 10], относящиеся к субаэральной части конуса дельты, отложениям авандельты, фронтальной части дельты и продельты. На рисунке 3 приведено схематичное фациальное строение пластов АС10-12 с привязкой к керновому материалу, соответствующему определенным фациальным ассоциациям. По разрезу между глубоководными отложениями пимской и приобской пачек тонко-отмученных глин наблюдается два регрессивных цикла. Верхи пимской пачки представлены отложениями подводного берегового склона и про-дельты (образцы 6 – глина аргиллитоподобная сидеритизированная со следами жизнедеятельности Phycosiphon, 22 – аргиллит с горизонтальной слоистостью сидеритизированный). Далее по разрезу следуют отложения нижней части пласта АС113 , сформированные фронтальной частью дельтового комплекса (образцы 16 – песчаник устьевого бара со знаками ряби течения, 5 – алевролит устьевого бара с косоволнистой слоистостью и элементами оползания осадка). Регрессивный цикл продолжается последовательным напластованием отложений нижней части дельтового комплекса, переходящего в отложения верхней части дельтового комплекса. В конце каждого цикла на сформировавшемся палеорельефе наблюдается активизация процессов врезания речных долин. При последующей трансгрессии моря происходило захоронение данных осадков. При этом формируются локальные покрышки, представленные углисто-глинистыми породами. Области развития речных долин хорошо просматриваются на сейсмических атрибутах (рис. 4).


Рис. 3. Схема фациального формирования пластов АС10-11. Профиль выравнивания на приобскую пачку глин

а – русловые осадки, распределительные (дистрибутивные) каналы, приливные протоки;
б – старицы, отмирающие русла и протоки;
в – марши, болота;
г – отложения верхней части дельты;
д – отложения нижней части дельты;
е – приливно-отливные отмели;

ж – устьевой бар;
з – меандровые прирусловые отмели;
и – нижняя предфронтальная зона;
к – отложения пляжа;
л – лагунные отложения;
м – подводный береговой склон;
н – глубоководные морские отложения


Рис. 4. Горизонтальное сечение куба амплитуд в интервале пластов АС10-11, вертикальные сечения куба амплитуд Верхнесалымского месторождения

Пласт АС112 является одним из основных продуктивных пластов Верхнесалымского месторождения. Залежи нефти сосредоточены в ловушках, образованных врезанием речных долин в ранее сформированный субстрат, состоящий из различных фаций дельтового комплекса (рис. 3, образцы 9, 14, 20, 21), где происходил размыв водными потоками земной поверхности в одних местах и одновременный перенос и отложение продуктов размыва в других. 

При анализе сейсмических данных как по горизонтальным, так и по вертикальным сечениям сейсмического куба можно выделить зоны развития речных долин и захороненные меандрирующие русла палеореки (рис. 4), которые совместно с вышеописанными данными (керн и каротаж) позволяют восстановить картину условий формирования отложений и спрогнозировать перспективные объекты (рис. 5, 6). Выделение объектов осуществлялось по сейсмическим данным с калибровкой на скважины (кривые ГИС, керн).


Рис. 5. Карта распределения суммы амплитуд сейсмического куба в интервале отложений пласта АС112

На картах сейсмических атрибутов выделяется зона распространения речной долины, внутри которой видны захороненные меандрирующие русла палеореки, образованные на конечном этапе формирования речной долины. Данные образования являются гидродинамическими барьерами при формировании залежей нефти.


Рис. 6. Изменение модели залежей пласта АС112 в процессе освоения

В песчаное тело прирусловой отмели пробурена скважина 1R, подтверждающая наличие продуктивного песчаного объекта толщиной порядка 20 м, из которой при испытании был получен безводный приток нефти. Восточнее линии выклинивания пласта пробурена транзитом эксплуатационная скважина 10, запроектированная на другой пласт, которая попала за границу развития прирусловой отмели гипсометрически выше его расположения и вскрыла водоносный пласт, подтвердив модель залежи (рис. 6, 7).


Рис. 7. Геологический разрез пластов АС9–АС11 Верхнесалымского месторождения по линии I-I

Седиментологический анализ позволил определить условия формирования отложений пласта АС112 и в комплексе с сейсмическими данными выделить зоны развития перспективных объектов, представленных песчаными телами прирусловых отмелей. Изучение пласта проводится поэтапно, начиная с выделения залежи на северо-западном участке меандрирующей палеореки, двигаясь на юго-восток. В настоящее время поэтапно введены в эксплуатацию две залежи (I и II), третья подготовлена к поисковому бурению. По сейсмическим материалам прогнозируется наличие еще одной IV прирусловой отмели (рис. 5), что, вероятно, будет отражено в последующем изменении модели совместно с дальнейшими результатами бурения. Представленный подход выделения и изучения перспективных объектов, сформированных в континентальных условиях осадконакопления, может быть применим на месторождениях с аналогичными отложениями.

Благодарности

Выражаю благодарность коллеге Сергею Александровичу Предеину, руководителю направления по оценке качества запасов компании ООО «Газпромнефть НТЦ», за интересное творческое сотрудничество и помощь в написании статьи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. Тверь: ГЕРС. 2011. 152 с.

2. Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета № 1. 2011. С. 116–123.

3. Белоусов С.Л., Береснева Г.В., Большакова Н.Н. и др. Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса Ханты-Мансийского автономного округа», Ханты-Мансийск: «НАЦ РН», 2007. 191 с.

4. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. 342 с.

5. Котова В.З., Кажмулинов Т.К., Предеин С.А. и др. Отчет Подсчет запасов нефти и растворенного газа и ТЭО КИН Верхнесалымского нефтяного месторождения Ханты- Мансийского автономного округа – Югры по материалам проведенной 3Д-сейсморазведки, разведочного и эксплуатационного бурения. Тюмень: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2015. 243 с.

6. Котова В.З., Кажмулинов Т.К., Предеин С.А. и др. Отчет Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа по пласту АС11 2 Верхнесалымского нефтяного месторождения по состоянию на 01.01.2017. Тюмень: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2016. 60 с.

7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.

8. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. В 3 томах. Т.1. Типы литогенеза и их размещение на поверхности земли. М.: Академии наук СССР, 1960. 212 с.

9. Baraboshkin E.J. Sedimentological study of Cherkashin formation in wells 22bis, 37R, 44, 45, 101, 302, 390 Upper Salym Oilfield. M. 2011. 52 p.

10. Baraboshkin E.J. Sedimentological study of Cherkashin and Achimov (Akhskaya) formations in wells WS1090, WS1500, WS1565, WS7532, SVA9045, SVA6331, US2316, US8342, US23310 of Salym Group Oilfields. M. 2012. 40 p.

Возврат к списку