4.3.5.2 Ловушки и залежи ув в шельфовых пластах
С шельфовыми песчаными пластами неокома связаны структурно-литологические и литологические ловушки и залежи УВ. Первые имеют одностороннюю (западную) линию (зону) глинизации (выклинивания) пласта-коллектора на бровке палеошельфа и приурочены обычно к восточным склонам антиклинальных структур. Залежь УВ в таких ловушках удерживается в резервуаре за счет наличия литологического экрана, расположенного по восстанию пласта.
Литологические ловушки связаны с песчаными резервуарами, запе-чатанными глинами со всех сторон. В шельфовых литологических ловуш-ках западная зона глинизации (выклинивания, фациального замещения песчаников глинами) также связана с бровкой палеошельфа, существовавшего на момент накопления пласта. Восточная зона выклинивания резервуара связана с мелководными, лагунными условиями осадконакопления.
Выделяются сравнительно узкие, полосовидные песчаные тела, сло-женные баровыми песками (бары открытого моря). Бары приурочены непосредственно к бровке палеошельфа и сложены хорошо отсортированными песками, обладающими сравнительно высокими коллекторскими свойствами. С такими ловушками связаны залежи нефти на Восточно-Таркосалинском, Северо-Губкинском, Сорымско-Иминском и др. месторождениях.
При наличии аллювиально-дельтового источника питания шельфа обломочным материалом формируются гигантские песчаные линзы, име-ющие изометричную форму. Они также экранируются глинами практиче-ски со всех сторон. С такими телами связаны залежи нефти на Южно-Сургутском, Западно-Сургутском, Приобском месторождениях.
В сейсмическом волновом поле полосовидные ловушки имеют характерный сейсмический образ и картируются весьма уверенно. Зона развития резервуара имеет на широтных разрезах вид четкой сигмоиды с резко очерченным переходом на запад в клиноформу и непротяженной субгоризонтальной частью, прекращающей прослеживаться в восточном направлении. Зона резкого уменьшения амплитуд или прекращения прослеживания ОВ, контролирующей пласт, довольно точно совпадает с восточной зоной глинизации резервуара.
Перегиб ОГ в клиноформу на запад совпадает с западной границей резервуара. В западном направлении, за точкой перегиба ОГ в клиноформу, амплитуда ОВ практически не уменьшается. Связано это с тем, что акустические жесткости глинистых песчаников, замещающих коллектор в сторону глубоководья, являются более высокими, чем у проницаемых песчаников. Поэтому на границе с перекрывающими низкоскоростными глинами и формируется высокоамплитудная отраженная волна.
Конституционной чертой рассматриваемых ловушек и залежей УВ является наличие субгоризонтальной ОВ, расположенной над сравнительно крутой клиноформой. По литогенетическим и сейсмостратиграфическим данным эти ловушки связаны с глубоководным шельфом и формировались в трансгрессивные этапы развития бассейна. Картирование этих ловушек проводится с использованием как палеогеоморфологического подхода (картирование толщин комплекса, уточнение по значениям ΔТ) положения бровки палеошельфа, так и динамического анализа (амплитудные аномалии на шельфе обычно связаны с наличием резервуара). В целом для полосовидных ловушек и залежей характерны интенсивные динамические аномалии, благодаря наличию которых они и картируются сейсморазведкой МОГТ.
На рис. 4.18 приведена характеристика Западно-Заполярной полосовидной литологической ловушки, связанной с пластом БТ111. Судя по наличию интенсивной динамической аномалии, эта ловушка газонасыщена, т.е. по сути мы картируем новую газоконденсатную залежь. В южном направлении она прослежена более чем на 250 км, до Восточно-Таркосалинского месторождения (нефтяная залежь в пласте БП161). Ширина резервуара составляет первые километры.
Рис. 4.18 Полосовидная литологическая Западно-Заполярная ловушка в пласте БТ111 (карта амплитуд и фрагмент временного разреза)
Для ловушек, связанных с дельтами, таких ярких динамических аномалий обычно не фиксируется из-за сложного строения и больших толщин неокомских выклинивающихся пластов. Уверенно картируется лишь западная граница таких ловушек и залежей, связанная с выклиниванием песчаников на бровках шельфов.
На рис. 4.19, 4.20 показано строение дельтового пласта БС10 Южно-Сургутского месторождения, содержащего гигантскую по запасам нефтяную залежь.
Рис. 4.19 Схема изопахит и палеогеологические разрезы пласт БС10 Южно-Сургутского нефтяного месторождения
Рис. 4.20 Палеогеологический разрез южной части Сургутского свода.
1 – границы и индексы зон циклитов; 2 – песчаные пласты; 3 – битуминозные глины баженовской свиты; 4 – индексы пластов по скважине-стратотипу; 5 – индексы пластов, используемые в практике нефтегеологических построений; 6 – индексы, предлагаемые для обозначения песчаных тел ачимовской толщи