Особенности построения сейсмогеологической модели шельфового пласта бс8 верхнесалымского месторождения

Н.С. Корочкина, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Журнал «Геофизика»

Представление о строении неокомских отложений Западной Сибири сформировалось во второй половине XX века. Еще в 1962 году Ф.Г. Гурари и др. учеными, были высказаны предположения, основанные на палеонтологических данных о возрастном, до нескольких ярусов, «скольжении» границ некоторых свит и пачек. В 1977 году А.Л. Наумовым была предложена принципиально новая клиноформная косослоистая модель строения неокома. По мере получения дополнительной значимой информации после внедрения сейсморазведки МОГТ клиноформная модель была признана большинством исследователей. Такие ученые как Ф.З.Хафизов, И.И. Нестеров, А.М. Брехунцов, М.Я. Рудкевич, Н.Н. Ростовцев, О.М. Мкртчан, В.И. Шпильман, Л.Я. Трушкова, Нежданов А.А., Игошкин В.П. и другие долгие годы занимались изучением неокомского комплекса. В результате многочисленных исследований А.А. Нежданов в 2000 году представил вариант региональной стратиграфической схемы неокома Широтного Приобья, которая по мнению авторов наиболее точно отражает современное представление о строении этой части разреза. Мельнков Н.В. и Ухлова Г.Д. в стратификацию неокома ввели понятие «седиментационный комплекс». В 2007г. составлен Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса Ханты-Мансийского автономного округа — Югры».

Клиноформный песчано-глинистый комплекс Западной Сибири сформирован в процессе заполнения обширного позднеюрско-раннемелового некомпенсированного бассейна седиментации и представляет крупный трансгрессивно-регрессивный цикл осадконакопления. Каждая клиноформа состоит из ундаформной, клиноформной и фондоформной частей. Ундаформная часть клиноформы сформирована в шельфовых условиях и представлена ритмичным переслаиванием мощных пластов песчаников и пачек глин. Шельф представлял собой аккумулятивную террасу, плавно погружающуюся к центру бассейна. На поверхности террасы во время кратковременной регрессии моря, происходившей в результате интенсивного привноса терригенного материала, формировался песчаный шельфовый пласт. Глинистый материал в это время выносился за бровку шельфа и наращивал основание террасы. В след за бровкой шельфа в глубь моря наращивался и шельфовый пласт. При последующей смене регрессии моря кратковременной трансгрессией формирование шельфового пласта прекращалось и на террасе отлагались глинистые осадки, образуя глинистую покрышку. Новая регрессия моря давала начало уже новому шельфовому пласту, и весь процесс повторялся, пространственно смещаясь к центру моря.

Таким образом, разрез верхней части неокомского комплекса сформирован в результате ритмично-поступательной регрессии моря. Региональная зона глинизации каждого шельфового пласта песчаников определяется положением кромки шельфа на начало формирования над пластом глинистой покрышки.

Все проницаемые пласты, сформированные во время берриаса, валанжина, готерива и баррема, замещаются по направлению к центру бассейна непроницаемыми разностями, а подавляющее большинство выявленных неокомских залежей осложнены литологическими экранами. То есть неокомский разрез состоит из наложенных друг на друга литофациальных комплексов, которые состоят из отложений континентального, мелководного морского, склонового генезиса, отложений конусов выноса и глубокого моря.

Фациальное замещение мелководных морских резервуаров неокома непроницаемыми породами проходит вблизи бровок палеошельфа, имеющих на большей части бассейна субмеридиональное простирание. Сочетание структурного фактора и глинизации песчаных пластов создает условия для формирования структурно-литологических ловушек.

Несмотря на достаточно хорошую изученность и пристальное внимание, неокомский комплекс остается предметом изучения ввиду его значимости и сложности по строению.

Согласно Атласу «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса ХМАО» резервуар БС8-9 имеет ширину около 150 км и протягивается полосой от северных до южных границ ХМАО. В тектоническом отношении данный резервуар занимает на севере часть территории Северо-Сургутской мегатеррасы, пересекает Сургутский свод и западную часть Юганской мегавпадины, а на юге он приурочен к Верхнесалымскому мегавалу (рис.1).

Рис.1. Фрагмент структурной карты по кровле клиноформного резервуара БС8-9. Принципиальная схема строения резервуара БС8-9 (Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса ХМАО»)

На Верхнесалымском месторождении в ахской свите выделяется 3 циклита, БС7, БС8-9 и БС10, которые разделены региональными глинистыми пачками: сармановской и чеускинской. Продуктивность доказана в шельфовом пласте БС8 и его ачимовских аналогах. Пласт БС8 является одним из основных продуктивных объектов месторождения, в котором выделена одна нефтяная залежь. Эффективные и нефтенасыщенные толщины по скважинным данным изменяются в достаточно большом диапазоне, что свидетельствует о его неоднородности и необходимости дальнейшего изучения.

Резервуар БС8-9 включает в себя песчано-алевролитовые пласты БС8 и БС9 и их ачимовские аналоги. Подошвой резервуара служит чеускинская глинистая пачка, покрышкой — сармановская пачка глин. По территории Верхнесалымского месторождения проходит кромка шельфа на конец формирования клиноформы БС8-9 — переходная зона от ундоформы в клиноформу, с которой, как правило, связана зона глинизации шельфового песчаного пласта. Данная граница достаточно уверенно картируется сейсморазведочными данными. Покровная часть клиноформного комплекса соответствует региональной сейсмической границе Нс, относящейся к сармановской пачке тонкоотмученных глин (рис.2). Нижняя граница комплекса соответствует региональной сейсмической границе Нбс10, соответствующей отражению от чеускинской пачки тонкоотмученных глин.

В восточном направлении от бровки расположен шельфовый пласт БС8. Верхнесалымская область развития горизонта БС8 является небольшим краевым участком огромного сложно-построенного песчаного тела, имеющего продолжение в северо-восточном и восточном направлениях.

Рис.2. Пример выделения циклитов в волновом поле. Вертикальное сечение амплитудного куба, выровненное на ООГ Нпим

Формирование этого тела происходило в прибрежно-морских условиях. В одной скважине из пласта БС8 произведен отбор керна, в объеме 22,69 метра, на основе которого произведен седиментологический анализ отложений пласта БС8. Всего автор работы (Барабошкин Е.Ю.) выделяет 4 фациальные ассоциации. В нижней части пласта выделены отложения, сформировавшиеся в условиях продельты. Следующей фациальной ассоциацией являются отложения переходной зоны, сформировавшихся в морских условиях между средним базисом штормовых и спокойных волн. Далее следуют отложения устьевого бара, осложненные оползневой подвижкой. Седиментационный цикл завершается породами сформированными отложениями дельтовых рукавов. Геологическое тело завершается эрозионной поверхностью, перекрытой пачкой тонкоотмученных глин. На рис. 3 приведены фотографии образцов керна характерных фациальных ассоциаций пласта БС8.

Рис. 3. Образцы керна характерных фациальных ассоциаций пласта БС8

а — аргиллит, глубоководные отложения, с двустворкой Cyrena (сармановская пачка);

б — слоистый песчаник, канал дельты, выпоты нефти; в — контакт пород отложений канала с породами устьевого бара; г — средняя часть переходной зоны, Teichichnus (Tch) и Monocretarion (Mn); д — песчаник с интракластами, средняя часть переходной зоны;

е — слоистый алевролит с сидеритовыми конкрециями, продельта, Phycosiphon (Phs)

Стратиграфическая кровля пласта БС8, по комплексу ГИС выделяется весьма четко (рис.4). Кровля пласта перекрывается сармановской пачкой тонкоотмученых глин. Только в одной скважине (8144), вскрывшей данные отложения, пласт в кровле заглинизирован, первый проницаемый пропласток расположен от кровли пласта на расстоянии нескольких метров.

Рис.4. Схема корреляции шельфового пласта БС8

Данная граница также является региональным сейсмическим репером — Нс. Затруднения при корреляции пласта заключались в выделении его подошвы. Подошва пласта была определена по керновым данным, выбрана граница смены фациальной обстановки осадконакопления, ниже данной границы вскрыты турбидиты.

Исходя из теоретических представлений о строении шельфовых пластов вблизи бровки палеошельфа, результатов седиментологического анализа керна и интерпретации данных ГИС сделан вывод о линзовидном строении данных отложений. На первом этапе разделить на линзы шельфовый пласт БС8 по площади не удалось, так как четких однозначных границ на сейсмических данных не просматривается. В фондоформной части циклита волновая картина более четкая и позволяет выделить группу закономерных отражающих границ, которые последовательно прилегают к нижней границе циклита.

Рис.5. Пример прослеживания отражающих границ внутри циклита НБС8-9

Рис.6. Карта изохрон циклита БС8-9 и пропорциональные срезы кубов спектральной декомпозиции в пределах циклита БС8-9

Корреляция ачимовских отраженных волн выполнялась, начиная с зон прилегания к опорному отражающему горизонту Б, руководствуясь принципами фазовой корреляции отражающих горизонтов, а также общему представлению о формировании неокомских отложений Западной Сибири (рис.5). Волновая картина внутри циклита имеет бугристо-волнистую запись, осложненную зонами интерференции, что свидетельствует о том, что отложения были сформированы по типу лавинной седиментации при наращивании мелководной шельфовой террасы и оползания части осадка вниз по склону по всей площади (рис.6). В результате, прослежено 8 локальных ачимовских отражающих горизонта, которые через осредненную скоростную модель, полученную при сейсмогеологическом моделировании каждой скважины, вскрывшей интервал циклита в полном объеме и закрепленной в его кровле (ОГ НБС8) и подошве (Нчеус), переводились в глубинную область. Эти поверхности были использованы в качестве начального приближения при выделении и корреляции ачимовских пластов на каротажных диаграммах. Таким образом, был получен первый вариант литолого-стратиграфических границ ачимовских пластов. Далее эти отбивки были вынесены на временные разрезы и с их учетом выполнена корректировка отражающих границ. Процесс согласования корреляции сейсмических границ и данных скважин выполнялся неоднократно. В конечном итоге после нескольких итераций и устранения всех неоднозначностей была получена сейсмогеологическая модель ачимовской толщи циклита БС8-9 и определены местоположения бровок палеошельфа на конец формирования ачимовских пластов. Таким образом, установлено взаимоотношение ачимовских пластов с шельфовыми пластами циклита БС8-9.

В зависимости от тектонического режима во время формирования клиноформнного комплекса авторами модели строения неокомского комплекса (Наумовым А.Л. и Хафизовым Ф.З.) предложено несколько вариантов строения шельфовых отложений (рис.6), которые формируют литологические ловушки.

Рис.7. Схемы формирования неокомских шельфовых пластов

На данный момент шельфовый пласт БС8 Верхнесалымского месторождения рассматривается как единая залежь, соответствующая моделям формирования шельфовых пластов а и б, представленных на рис.7. При дальнейшем изучении, доразведке и вводе в эксплуатацию скважин 6 и 29, где ВНК не вскрыт, геологическая модель будет уточнена и залежь может быть разбита на отдельные объекты, согласно схем формирования на в, г или д. Данное заключение подтверждается динамическими характеристиками сейсмической записи.

На качественном уровне на карте суммарных отрицательных амплитуд (рис. 8) вдоль бровки шельфа наблюдаются вытянутые аномалии, соответствующие предположительно отдельным баровым песчаным телам (районы скважин 6R и 29R, расположенным на расстоянии 2551м и 4323м от бровки палеошельфа циклита соответствкенно) с различными эффективными толщинами (рис.4). Аномалия пониженных значений (в районе скважины 25R, где расположен основной фонд эксплуатационного бурения) соответствует зоне с увеличенными эффективными толщинами пласта БС8. Поскольку пласт размыт и переотложен, то и границы развития отдельных объектов на динамических характеристиках перекрываются и основная залежь распространяется на несколько циклов шельфовых пластов.

Рис.8. Карта суммарных амплитуд, рассчитанная в интервале пласта БС8

Полученная модель строения шельфового пласта БС8 является гипотезой, которая объясняет наличие глинистого пропластка в кровле пласта одной из эксплуатационных скважин, наличие большой неоднородности пласта, наблюдаемой как по скважинным, так и по сейсмическим данным, и будет уточнена и дополнена с привлечением новой информации.

Список литературы

1. 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», 2007г. 191с.

2. Бондарев В.И. Сейсморазведка. Екатеринбург: УГГУ. 2006. 620с.

3. Гурари Ф.Г., Нестров И.И., Рудкевич М.Я. О стратификации мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности. Геология и геофизика. 1962. -№ 3. — С.3-10

4. Корочкина Н.С. Особенности построения сейсмогеологической модели ачимовской толщи Верхнесалымского месторождения. Тезисы докладов «Губкинские чтения» М.: РГУ им.Губкина. 2016. С.60-66.

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 — ЮГРА по материалам проведенной 3Д сейсморазведки, разведочного и эксплуатационного бурения. Тюмень: ООО «Газпромнефть НТЦ» 2015г. 243с.

6. Мельников Н.В., Ухлова Г.Д. Стратиграфия и палеонтология Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМСа. 2000.

7. Наумов А.Л., Хафизов Ф.З. Новый вид литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири. Геология нефти и газа № 6. 1986г. С.31-35

8. Сафонов А.С., Кондратьева О.О., Федотова О.В. Поиск неантиклинальных ловушек углеводородов методами сейсморазведки. М.: Научный мир. 2011. 512с.

9. Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф., Шиманский В.В. Глубоководные конусы выноса и турбидиты. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2015. 480с.

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. 2012.40p.

Возврат к списку