Основные аспекты неопределенности фациального строения верхнеюрских отложений Томской области

18.10.2017

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 - № 3(5). – С. 32-37

УДК 551.7.022

Е.М. Туровская
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Turovskaya.EM@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: геологическая неопределенность, литотип, фация, водонефтяной контакт (ВНК), эффективная толщина

Проанализированы геологические неопределенности, связанные с отложениями васюганской свиты. В процессе разбуривания и изучения месторождения выявлен ряд геологических проблем. При этом отмечено, что каждая залежь характеризуется геологическими особенностями, и на каждой доминирует параметр геологической неопределенности. Главным фактором, определяющим макронеоднородность пласта, является полифациальная природа формирования отложений. Отражена взаимосвязь существующих геологических проблем с моделью формирования терригенных пластов.

The main aspects uncertainty facies the structure of the upper jurassic sediments of tomsk region

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 32-37

E.М. Turovskaya
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Turovskaya.EM@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: geological uncertainty, lithotypes of facies, oil-water contact, effective thickness

The article presents the analysis of geological uncertainties associated with vasyugan deposits. In the process of drilling of a reservoir study identified geological problems, it was found that each deposit is characterized by distinctive geological feature, and each of them dominates your option of geological uncertainty. The main factor determining macro reservoir heterogeneity is the sedimentation process. The article reflects the relationship of existing geological problems with the sedimentary model.

введение

Исследуемый район находится на территории Западно-Сибирской плиты, приурочен к сложно построенной положительной Нижневартовско-Пудинской мегаантиклинорной зоне в пределах Васюгано-Пудинского антиклинория, разделенного Усть-Тымским грабен-рифтом.

Основным объектом поиска являются верхнеюрские терригенные пласты группы Ю1 васюганской свиты. Выявленные залежи углеводородов связаны с комбинированными ловушками. В основном это пластово-сводовые залежи, осложненные литологическими и тектоническими экранами.

Терригенные отложения пласта Ю11 неоднородны по литологическому составу, в связи с чем на рассматриваемой площади наблюдаются замещение коллекторов глинистыми отложениями, резкая изменчивость эффективных толщин на расстоянии меньше шага бурения, изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов, вариативность положения уровня водонефтяного контакта (ВНК) и неопределенность, обусловленная геометризацией залежи.

Классический разрез отложений васюганской свиты подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Начало формирования отложений связывается с началом мощной обширной трансгрессии моря в раннекеловей-оксфордское время, которая была осложнена трансгрессивно-регрессивными циклами меньшего ранга. Согласно региональным картам и исследованиям многих ученых формирование келловей-оксфордских отложений в западной части Томского региона происходило преимущественно в прибрежных и мелководно-морских условиях. По новым палеогеографических схемам 2013 г., созданным под редакцией А.Э. Конторовича [1], отложения накапливались на прибрежной аккумулятивной равнине, временами заливавшейся морем (рис. 1). Согласно схеме структурно-фациального районирования отложения формировались в Пурпейско-Васюганской зоне, которая граничит с Сильгинским районом, где происходит замещение васюганской свиты ее возрастным аналогом преимущественно континентального генезиса – наунакской свитой.


Рис. 1. Фрагмент палеогеографической схемы Западной Сибири [1]

фациальное строение верхнеюрских отложений

Детальное изучение кернового материала показало, что отложения пласта Ю11 на площади имеют разнообразный литологический состав: от песчаников с широким диапазоном структурно-текстурных особенностей, различным соотношением количества алевро-глинистого материала до тонко отмученных аргиллитов, формировавшихся в спокойной гидродинамической среде. В разрезе встречаются углистые глины и непосредственно прослои углей. Литотипы изменяются как по площади, так и по разрезу, что свидетельствует о сложных нестабильных во времени условиях образования отложений. Присутствие в разрезе углей свидетельствует о близости суши. Всего по площади выделено около 15 литотипов.

По совокупности структурно-текстурных и литологических особенностей пород определены основные фациальные ассоциации, встречающиеся на территории исследования: фации аллювиальной равнины, фации нижней дельтовой равнины, авандельта, фации фронта дельты. Каждая из ассоциаций характеризуется своим набором фаций, выделение которых зависит от качества и полноты исследований керна. Для фаций аллювиальной равнины и фации нижней дельтовой равнины характерны и песчаные, и глинистые фации, на площади вскрыты глинистые отложения пойм, маршей и болот. Для фаций авандельты и фронта дельты глинистые отложения имеют подчиненное значение, здесь отмечается развитие в разрезе песчаных фаций с увеличенными эффективными толщинами. Для фаций аллювиальной равнины характерны текстурные особенности, присущие континентальным фациям: косая однонаправленная слоистость, рябь течения, тонкая горизонтальная слойчатость для пойменных отложений. Фациям нижней дельтовой равнины, авандельты свойственны смешанные признаки прибрежно-морских и континентальных отложений, что закономерно, учитывая нестабильность положения береговой линии, связанную с периодическим осушением территории и погружением ее под воду. Дельтовый комплекс, уходя под воду, формирует так называемые «рукава», по которым в однонаправленном потоке переносится терригенный материал. Наиболее ярко характерные особенности прибрежно-морских отложений проявляются в фации фронта дельты. Массивные текстуры, хорошая окатанность зерен, сортировка и пониженное содержание глинистого материала свидетельствуют о формировании отложений в активной гидродинамической среде с хорошей волновой переработкой материала. 

Концептуальная модель строения пласта Ю11

По результатам седиментационного анализа керна, данным геофизических исследований скважины (ГИС) и новым данным сейсморазведки построена концептуальная модель формирования отложений пласта Ю11 (рис. 2). В северной части территории развиты преимущественно континентальные отложения, в центральной и юго-восточной частях – дельтовые комплексы с характерным набором фаций. Потенциальные коллекторы могли фрмироваться как на аллювиальной равнине в отложениях русел, кос и некоторых других фаций, так и в дельтовых комплексах.


Рис. 2. Модель строения пласта Ю11 (а), идеализированная модель дельтового комплекса (б) [2] и профиль дельтового комплекса (в) [3]

В районе исследования в коллекторах пласта Ю11 открыто шесть месторождений (см. рис. 2). Наиболее изученной глубоким бурением является центральная часть участка, здесь открыты Шингинское и Южно-Шингинское месторождения.

В результате эксплуатационного бурения на Шингинском месторождении было установлено погружение уровня ВНК в юго-западном направлении в среднем на 15–30 м. На Южно-Шингинском месторождении ВНК гипсометрически находится еще ниже, в интервале абсолютных отметок от -2585 до -2608 м. Разные уровни ВНК подтверждаются результатами ГИС, закономерность изменения гипсометрических отметок контакта хорошо согласуется с латеральными фациальными замещениями по принятой модели строения пласта (см. рис. 2) и условно сопоставимы с палеорельефом площади на момент формирования васюганских отложений. Самый высокий уровень кровли водонасыщенного прослоя фиксируется в северной части месторождения. Этот участок расположен в зоне, интерпретируемой как нижняя дельтовая равнина, которая отражает накопление осадков в протоках и во внутри-дельтовых областях, маршах. Близость расположения к болотно-пойменным фациям предопределила формирование коллекторов с ухудшенными свойствами. Для этой части залежи характерны резкая изменчивость и уменьшение эффективных толщин. Фациальная ассоциация авандельты включает распределительные каналы, которые продолжали формироваться за счет энергии реки. В этой части залежи ВНК находятся в интервале 2554–2561 м. При близком расположении рукавов развивались непрерывные песчаные тела, если рукава находились на достаточном расстоянии, то могли формироваться отдельные песчаные линзы. В юго-западном направлении отмечается погружение ВНК до отметок 2581 м и ниже. Данная часть залежи согласно фациальной схеме расположена в пределах обстановки волновой переработки материала. Учитывая ограниченность количества кернового материала и его неравномерное распределение по площади, для оценки участков залежи с разными уровнями ВНК были привлечены материалы динамической интерпретации сейсмических данных и проведен анализ данных ГИС. На рис. 3 приведен фрагмент сейсмофациальной карты в интервале пласта Ю11. Для разных частей залежи характерен свой набор сейсмофациальных классов (различных по цвету). Классы сейсмофаций, несомненно, отражают особенности литологического состава пород.


Рис. 3. Фациальная неоднородность разных частей залежи Шингинского месторождения

В пределах интервала пласта отмечается сложное сочетание фаций. Парагенез последних в разрезе не идентичен даже для скважин, расположенных в непосредственной близости друг от друга. Причиной геологических неоднородностей является в первую очередь механизм образования дельтового комплекса [4]. Такой сложный и изменчивый во времени и пространстве процесс формирования определяет сложность соотношения и выделения фаций в разрезе.

Таким образом, разные части месторождения характеризуются различным соотношением фаций и литологическим составом, от этого зависят толщина и ФЕС коллекторов и по закону капиллярных сил уровень ВНК в залежи.

Для Южно-Шингинского месторождения доминирующим фактором неопределенности является резкая изменчивость эффективных толщин (от 0 до 18 м), связанная в первую очередь с особенностями фациальной зональности, о которой говорилось выше. Однако не менее важным фактором, влияющим на формирование эффективного пространства, служат вторичные процессы, протекающие в породах.

В ходе анализа состава пород Южно-Шингинского и Шингинского месторождений были выявлены следующие особенности. Для пород пласта Ю11 Южно-Шингинского месторождения характерны лучшие сортировка и окатанность зерен, а также резкое уменьшение глинистой примеси. Все это свидетельствует о том, что данные отложения формировались в гидродинамически активной среде и больше других подвергались волновой переработке. Следовательно, изначально данные отложения являлись лучшими коллекторами, но в осадках, где глинистая составляющая небольшая, уплотнение зерновой структуры и соприкосновение зерен неизбежны. При этом автоматически начинается процесс стадиальных преобразований, которые в значительной степени преобразуют породу. Вторичные процессы могут оказывать как положительное, так и негативное воздействие на пустотное пространство. Для данных отложений характерен такой вторичный процесс, как карбонатизация, который, как известно, отрицательно влияет на эффективное пространство коллектора.

Еще одним параметром геологической неопределенности на площади исследования является геометризация залежи. Восточно-Мыгинское месторождение расположено в северной части изучаемой площади. Залежь в пласте Ю11 была открыта в 2010 г. бурением поисково-оценочной скважины. Согласно первоначальной концепции данные отложения имели прибрежно-морскую природу. Кроме того, не было отмечено явных диагностических признаков, подтверждающих их континентальный генезис. Литологически пласт представлен тонкозернистым, реже мелкозернистым песчаником с фрагментами крупного углефицированного растительного детрита. Песчаник в основании плохо сортированный, текстуры массивные, пологоволнистые, выше по разрезу сменяются битуминозными аргиллитами темно-коричневого цвета. Ожидалось развитие покровных песчаных тел, возможно, связанных с описанным выше дельтовым комплексом. Бурение эксплуатационных скважин в контуре залежи не дало положительных результатов, была вскрыта заглинизированная часть пласта. В 2014 г. в пределах месторождения была проведена сейсморазведка 3D, интерпретация сейсмических данных и рассчитанные в интервале пласта Ю11 сейсмические атрибуты показали в районе пробуренной скважины локализованное линейное тело, отождествляемое с руслом меандрирующей реки (рис. 4). Кривая потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) в поисковой скважине имеет типичную для фации меандрирующей реки сложную аномалию, расположенную в области отрицательных отклонений кривой ПС, с наклонной кровельной линией и слабоволнистой боковой. Отсутствие явных признаков русловых отложений в керне, таких как уменьшение зернистости вверх по разрезу, наличие эрозионной гальки в основании и косых слойков, можно объяснить тем, что скважина, возможно, вскрыла отложения внешней поймы (песчаные береговые валы или отмели, формирующиеся на противоположном краю меандры).


Рис. 4. Характеристика линейной зоны на Восточно-Мыгинском месторождении: а – результат спектрального разложения в интервале пласта Ю11; б, в – фрагмент разреза соответственно волнового поля и акустического импеданса

Формирование пласта Ю11 в разных фациальных условиях в пределах изучаемой территории обусловило различные коллекторские свойства и положения флюидных контактов в зонах развития разных фаций. В частности, фациальная интерпретация позволяет объяснить различное положение ВНК в разных частях месторождения, что подтверждает важность проведения фациального анализа с последующим учетом его результатов в концептуальных моделях [5]. Знание нюансов и основных аспектов строения сложнопостроенных геологических объектов позволяет нивелировать уровень неопределенности при проведении геолого-разведочных работ.

Выводы

  1. Продуктивный пласт Ю11 имеет сложное строение и представлен сложными соотношениями литологических разностей, формировавшихся в морских, континентальных и переходных фациях.
  2. В северной части рассматриваемой территории в момент формирования пласта Ю11 господствовали континентальные обстановки осадконакопления. Речные процессы играли здесь доминирующую роль в формировании линейных песчаных тел, что следует учитывать при планировании геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения. Структурный фактор не является превалирующим, в первую очередь необходимо оконтурить зоны возможных развитий русел и прилегающих к ним песчаных фаций. В северном направлении предполагается распространение сложнопостроенных структурно-литологических ловушек.
  3. Фациальная изменчивость является одним из основных факторов, определяющих сложное строение, резкую изменчивость эффективных толщин, разные уровни ВНК для месторождений центральной части изучаемой территории. Необходимо построение детальной фациальной модели, которая может исключить некоторые геологические неопределенности и снизить риски. 
  4. Корректная оценка фациального строения пластов имеет большое практическое значение при планировании таких мероприятий, как, например, бурение горизонтальных скважин и др.

  5. Корректная оценка фациального строения пластов имеет большое практическое значение при планировании таких мероприятий, как, например, бурение горизонтальных скважин и др.

Список литературы

  1. Нежданов А. А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: дис. д-ра геол.-мин. наук. — Тюмень, 2004. — 453 с.
  2. Барабошкин Е. Ю. Практическая седиментология (терригенные коллектора). — Томск: Центр профессиональной подготовки специалистов нефтегазового дела ТПУ, 2007. — 154 с.
  3. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Недра, 1984.
  4. Калинина Л. М. Геологическое строение, условия формирования и нефтегазоносность келловея и оксфорда Западной Сибири в области перехода морских отложений в континентальные (Чузикско-Чижапская зона нефтегазонакопления): автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук — Новосибирск, 2005. — 21 с.
  5. Реддинг Х. Обстановки осадконакопления и фации. Т. 1. — М.: Мир, 1990. — 352 с.

Reference

  1. Nezhdanov A.A., Seysmogeologicheskiy analiz neftegazonosnykh otlozheniy Zapadnoy Sibiri dlya tseley prognoza i kartirovaniya neantiklinal’nykh lovushek i zalezhey UV (Seismogeological analysis of oil and gas bearing deposits in Western Siberia for the forecasting and mapping of non-anticlinal traps and hydrocarbon deposits): thesis of doctor of geological and mineralogical science, Tyumen', 2004.
  2. Baraboshkin E.Yu., Prakticheskaya sedimentologiya (terrigennye kollektora) (Practical sedimentology (terrigenous reservoir)), Tomsk. 2007.
  3. Muromtsev v. S., Elektrometricheskaya geologiya peschanykh tel litologicheskikh lovushek nefti i gaza (Electrometric geology of sand bodies of oil and gas lithological traps), Moscow: Nedra Publ., 1984.
  4. Kalinina L.M., Geologicheskoe stroenie, usloviya formirovaniya i neftegazonosnost' kelloveya i oksforda Zapadnoy Sibiri v oblasti perekhoda morskikh otlozheniy v kontinental’nye (Chuziksko-Chizhapskaya zona neftegazonakopleniya) (Geological structure, formation conditions and oil and gas content of Callovian and Oxford of Western Siberia in the area of marine sediments transition into continental (Chusik-Chizhapskaya zone of oil and gas accumulation)): thesis of candidate of geological and mineralogical science, Novosibirsk, 2005.
  5. Reading H.G., Sedimentary environments: processes, facies and stratigraphy, Blackwell Publishing Limited, Second edition, 1986.



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

Е.М. Туровская. Основные аспекты неопределенности фациального строения верхнеюрских отложений Томской области // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2017 — № 3(5). — С. 32-37.


The reference to this article in English is:

E.М. Turovskaya. The main aspects uncertainty facies the structure of the upper jurassic sediments of tomsk region (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 32-37.


Возврат к списку