4.3.5 Тупиковые ловушки ув неокомского мегакомплекса
Основные перспективы выявления новых скоплений УВ в ЗС связаны с НАЛ и КЛ УВ в неокомском нефтегазоносном мегакомплексе. Залежи нефти неантиклинального типа в отложениях неокома имеют большое промышленное значение и разрабатываются в основных районах нефтегазодобычи ЗС.
НАЛ и КЛ УВ неокома связаны с песчаными резервуарами, формировавшимися в различных палеогеографических и палеогеоморфологических условиях. Наибольший интерес представляют собственно литологические ловушки, резервуары в которых запечатаны глинами со всех сторон, а положение ВНК или ГВК практически не контролируется структурным планом. Очень часто в таких залежах пласт-коллектор не содержит подошвенной воды, т.е. полностью заполнен нефтью или газом.
Собственно литологические ловушки и залежи УВ связаны с фондотемами и верхними частями клинотем неокомских клиноформных сейсмостратиграфических комплексов.
Структурно-литологические ловушки и залежи УВ характеризуются наличием зоны глинизации (выклинивания) резервуара, которая располагается вверх по восстанию, обычно на склоне антиклинальной структуры. Наличие такой тупиковой зоны препятствует миграции УВ вверх по вос-станию пласта. Структурно-литологические ловушки приурочены преимущественно к ундатемам неокомских клиноформных комплексов, широко развиты они и в субгоризонтально стратифицированной, мелководно-морской и субконтинентальной части разреза неокома.
Более распространены тупиковые (литологические) неокомские ловушки, приуроченные к шельфовым и глубоководным обстановкам. Это шельфовые ловушки с одно- и двухсторонней глинизацией, склоновые и ачимовские ловушки. Для них характерно наличие полного выклинивания (замещения глинами) песчаного резервуара. Положение литологических экранов подчиняется палеогеоморфологическому контролю и прогнозируется по данным бурения и сейсморазведки МОГТ с довольно высокой точностью. Принципиальная схема размещения ловушек и залежей УВ в нижней части разреза неокома приведена на рис. 4.13.
4.3.5.1 Ачимовская толща
Картирование ловушек и залежей УВ в ачимовских отложениях с привлечением данных бурения и сейсморазведки МОГТ свидетельствует, что ачимовские песчаные тела распространены в виде отдельных линз, объединяющихся в полосовидные зоны, каждая из которых синхронна определенному шельфовому пласту. В этапы трансгрессий в бассейн поступал преимущественно глинистый материал, в связи с чем происходила глинизация песчаных пластов шельфа, а ачимовские песчаные зоны разделены глинистыми породами.
Ачимовские песчаные тела по отношению к волжско-берриасским битуминозным глинам баженовской свиты (ОГ Б) имеют пологомонокли-нальное залегание и характеризуются двумя зонами глинизации. Верхняя (восточная, прибрежная, склоновая) зона глинизации связана с переходом в глинистые осадки склона (клинотемы). Согласно анализу сейсмических материалов и скважинной информации, эта зона тяготеет к временному уровню 80-100 мс от горизонта Б, что соответствует интервалу толщин 140-180 м от кровли баженовской свиты. Обычно в этой зоне происходит уменьшение амплитуд ОГ, контролирующего ачимовские песчаные тела.
Нижняя (западная, дистальная) зона глинизации песчаников фондо-темы связана с выклиниванием песчаных пластов в удаленной от источни-ка питания терригенным материалом области осадконакопления. Согласно статистическим данным, средний уровень линии глубоководного выклинивания песчаников находится в 10-20 мс от ОГ Б (около 10-30 м от поверхности битуминозных глин) – рис. 4.13.
Рис. 4.13 Принципиальная схема размещения ловушек и залежей УВ в нижней части разреза неокома
а – палеогеоморфологический профиль; б – геологический разрез.
1 – песчаники; 2 – переслаивание глин и песчаников; 3 – глины; 4 – битуминозные глины; 5 – залежи УВ. Генезис песчаных осадков: ПМР – приморские равнины; ГШ – глубокий шельф, МШ – мелководный шельф, СКЛ – склоновые, ПО – подводно-оползневые, Т – турбидиты, КТ – контуриты.
Рис. 4.14 Палеогеоморфологические особенности ачимовских отложений.
а – Положение ачимовской толщи в структуре неокомского циклита; б – положение линий глинизации (выклинивания) ачимовских песчаников относительно поверхности дна бассейна седиментации
В сейсмическом волновом поле ачимовские отложения маркируются пологонаклонными на запад клиноформами, причленяющимися (в запад-ном направлении) к ОГ Б. В восточном направлении эти ОГ либо прекра-щают прослеживаться, либо переходят (обычно с интерференцией и поте-рей амплитуд) в более крутые клиноформы склона шельфовых террас.
Отражающие горизонты в фондоформах неокомских сейсмострати-графических комплексов, или сейсмоциклитов, фиксируются на временных разрезах постоянно. Однако не все они контролируют песчаные тела, а могут быть приурочены к глинистым или маломощным песчано-глинистым пачкам. Поэтому более успешным является картирование ачимовских отложений на разведочном этапе, когда по скважинам установлено наличие ачимовских коллекторов, а с помощью сейсморазведки МОГТ изучается их площадное распространение.
Прогноз распространения резервуаров ачимовской толщи необхо-димо выполнять путем широкого комплексирования геолого-геофизической информации с использованием процедур количественного сейсмостратиграфического анализа. Однако сейсмостратиграфическое изучение ачимовских отложений имеет ряд сложностей, которые связаны с низкой контрастностью ачимовских отложений относительно вмещающих пород, клиноформным и тонкослоистым их строением, влиянием высокоамплитудного ОГ Б, который часто «маскирует» ачимовские отражения. По этим причинам динамический анализ в ачимовской толще малоинформативен (связь между амплитудами волн и Нэф ачимовских пластов практически отсутствует). Фазовая корреляция отражений в аимовской толще затруднена, т.к. из-за интерференции, появления новых отраженных волн одна и та же геологическая граница может маркироваться то положительным, то отрицательным отражением.
По этой причине нами предложена корреляция не сейсмических, «а сейсмогеологических» горизонтов, которые имеют комплексное обоснование и контролируются скажинными данными, увязанными с сейсмикой.
На рис. 4.15 и 4.16 показаны скважинная и сейсмическая корреляция ачимовских пластов и соответствующих им отражений по Ямбургскому нефтегазоконденсатному месторождению (ЯНГКМ). В условиях отсутствия возможности использования динамического анализа для картирования ачимовских резервуаров эти построения выполнены на основе анализа временных толщин ачимовских отложений, т.е. с использованием сейсмопалеогеоморфологического подхода. Поскольку ачимовская толща – это песчаные накопления в основании разреза неокома, то картируя кровлю и подошву ачимовских песчаников (с учетом ограниченных возможностей сейсморазведки) можно построить максимально точное распределение их толщин по изучаемой площади.
Как показывает опыт изучения неокомских седиментационных ком-плексов ЗС, наиболее высокие толщины ачимовских отложений, имеющих удовлетворительные ФЕС, приурочены к авандельтовым частям па-леодельт. Они находят достаточно четкое отражение в морфологии и тол-щинах (а том числе временных) клиноформных неокомских комплексов.
Следует отметить, что промышленные притоки УВ приурочены, главным образом, к участкам повышенных толщин ачимовских отложений, а рентабельными для разработки являются депоцентральные зоны, в которых сосредоточены значительные запасы нефти, газа и газового конденсата. Поэтому картирование зон повышенных толщин ачимовских песчаных тел, обладающих улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, является важным элементом поисково-разведочного процесса. Участки мощных песчано-алевритовых тел или депоцентры локализованы и имеют в плане изометричную форму. В депоцентрах ачимовские песчаники могут быть встречены на более высоком уровне от баженовской свиты (восточная часть ачимовских конусов выноса) за счет наличия питающих каналов.
Ачимовские конусы выноса и питающие их дельтовые системы и ин-дивидуальные протоки, находят отображение в палеоморфологии элемен-тов клиноформного комплекса на различных участках его развития. На разрезах субширотного направления зоны вероятного развития дельт характеризуются моноклинальным положением ундаформы, нерезким (эродированным) перегибом и относительно пологим склоном комплекса.
Для стабильных, слабо прогибающихся блоков (зоны накопления пляжево-баровых отложений), характерна субгоризонтальная ундаформа, выраженный перегиб и более крутой склон. В меридиональном сечении через ундаформную часть комплекса дельтовые области выражены уменьшением временного интервала от поверхности комплекса до гори-
Рис. 4.15 Ямбургское НГКМ. Корреляция ачимовских отложений по скважинам
Рис. 4.16 Корреляция отраженных волн ачимовского интервала Ямбургского НГКМ
зонта Б. Естественно, в зоне фондотемы депоцентры или конусы выноса имеют более высокие значения толщин по сравнению с окружающими (по латерали) участками. Для более четкого их выделения целесообразно использовать какие –либо приемы выделения локальных составляющих поля временных толщин. Это позволяет уверенно локализовать депоцентры и ориентировать на них глубокое бурение. Нами для этой цели используется «метод идеального тренда» С.А. Горбунова. Идеальный седиментационный тренд (ИСТ) – это карта толщины гипотетического клиноформного седиментационного комплекса, по простиранию которого накапливалось равное количество терригенного материала. ИСТ отражает допущение одинаковых условий осадконакопления на всем протяжении неокомского клиноформного комплекса (мощность отложений в одних и тех же батиально-геоморфологических зонах площади равна).
Для получения ИСТ необходимо определить базовую линию тренда – упрощенное (сглаженное или спрямленное) отражение наиболее выраженного элемента клиноформного комплекса (кромка палеошельфа, градиентный склон) (рисунок 4.17а). Принятая интерпретатором базовая линия клонируется. Следующий шаг состоит в считывании по полученным линиям значений общей толщины комплекса и в определении средней толщины по каждой линии. Расположенные по линиям точки с одинаковыми (средними) значениями толщин являются данными для построения грида идеального тренда. Разность реальной карты толщин и карты ИСТ является картой локальных составляющих (ЛСИСТ). Она показывает участки, на которых отложения формировались ускоренными темпами вследствие активного терригенного питания и зоны дефицита осадков.
В пределах фондотемы клиноформного комплекса аномалии ЛСИСТ положительного знака отвечают зонам увеличенной мощности песчаников (локальные конусы выноса). В зонах дефицита обломочного материала разрез комплекса, как правило, представлен преимущественно глинистыми отложениями.
Этим геологическая информативность ЛСИСТ не ограничивается. Важно не просто фиксировать ачимовские депоцентры, но и определять источники поступления обломочного материала (дельты, авандельтовые каналы, зоны транзита материала). Сопряженность аномалий толщин в фондотеме с подводящими каналами увеличивает вероятность локализации мощных ачимовских тел с улучшенными коллекторскими свойствами.
Такой подход дает достаточно надежные результаты и использован на большинстве месторождений с ачимовскими залежами на лицензионных участках ПАО «Газпром» в ЯНАО для создания геолого-геофизических моделей ловушек и залежей УВ, проектирования геологоразведочных работ, подсчета запасов УВ.
Рис. 4.17 Пример создания карты ЛСИСТ:
а) выделение базовой линии тренда; б) “клонирование” линий тренда;
в) реальная карта толщины комплекса; г) карта идеального седиментационного тренда;
д) карта локальных составляющих идеального седиментационного тренда