Содержание к диссертации
Введение
. СТРАТИГРАФО-КОРРЕЛЯЦИОННАЯ ОСНОВА ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛИ 10
1.1. Номенклатура и классификация нефтегазоносных комплексов 10
1.2. Расчленение осадочного разреза на объекты исследования 13
2. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ВЗГЛЯДЫ НА ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ
2.1. Условия формирования отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири
2.2. Принципы индексации клиноформного комплекса неокома Западной Сибири
3. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ КЛИНОФОРМ АЧИМОВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА
3.1. Сейсмогеологическое районирование клиноформного комплекса неокома 82
3.2. Характеристика геологической модели и нефтегазоносности клиноформ ачимовского нефтегазоносного комплекса
4. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД АЧИМОВСКОГО НГК
4.1. Структура порового пространства и тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири
4.2. Литолого-петрографическая характеристика клиноформ ачимовского НГК 168
4.3. Закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов ачимовского НГК
5. ФАЗОВЫЙ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ ФЛЮИДНЫХ СИСТЕМ И ИХ СВЯЗЬ С УСЛОВИЯМИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ
5.1. Представление об условиях формирования залежей УВ и их связь с фазовым и физико-химическим составом углеводородных систем
5.2. Палеотектонический анализ отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью
5.3. Закономерности изменения физико-химических свойств флюидов клинофор ачимовского НГК
5.4. Гидрогеохимическая характеристика клиноформ ачимовского НГК 263
6. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АЧИМОВСКОГО КЛИНОФОРМНОГО КОМПЛЕКСА И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
6.1. Краткий обзор методик общей оценки нефтегазоносности ловушек (структур)
6.2. Использование «прямых» методов при локальном прогнозе нефтегазоносности
6.3. Состояние и структура ресурсной базы УВ ачимовского НГК 284
6.4. Перспективы нефтегазоносности и основные направления поисково-разведочных работ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 340
БИБЛИОГРАФИЯ 344
- Номенклатура и классификация нефтегазоносных комплексов
- Условия формирования отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири
- Сейсмогеологическое районирование клиноформного комплекса неокома
Введение к работе
Актуальность работы. В связи с исчерпанием фонда крупных антиклинальных структур, с которыми связаны уникальные по запасам месторождения углеводородов (УВ) Западной Сибири, поисково-разведочные работы на нефть и газ ориентированы в основном на сложнопостроенные объекты, которые в большинстве своем относятся к неантиклинальным и комбинированным ловушкам и залежам УВ. Среди них ачимовский нефтегазоносный комплекс (НГК), связанный с низами неокома, стал привлекать особое внимание исследователей после открытия крупнейших по запасам углеводородного сырья залежей, выявленных именно в неантиклинальных объектах в пределах Восточно-Уренгойской зоны, приуроченной к центральной части севера Западной Сибири.
Прогнозирование на базе геолого-геофизических и литогенетических исследований зон, аналогичных Восточно-Уренгойской, создание оптимальных геологических моделей клиноформ ачимовского НГК является весьма актуальным.
В связи с вышеизложенным целью исследований является выявление условий формирования, закономерностей размещения и прогнозирования перспективных зон в клиноформах ачимовского НГК севера Западной Сибири, разработка методов их прогноза с целью оптимизации поисково-разведочного процесса, оценки потенциальных ресурсов УВ по комплексу геолого-геофизических данных.
Для достижения цели работы решались следующие задачи: создание стратиграфо-корреляционной основы геологической модели; изучение условий формирования пород-коллекторов ачимовского НГК на основании текстурного, палеонтологического, литологического и других анализов; картирование клиноформ ачимовского НГК по данным бурения и комплекса геолого-геофизических методов, характеристика их геологического строения и нефтегазоносности; характеристика типа коллекторов в отложениях ачимовской толщи; литолого-петрографическая характеристика и оценка влияния различных факторов на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) отложений ачимовского НГК; анализ фазового и физико-химического состава флюидных систем в связи с условиями формирования залежей УВ; оценка перспектив нефтегазоносности, углеводородного потенциала ачимовского НГК, выбор основных направлений геологоразведочных работ.
Научная новизна. Впервые на основе комплексных геолого-геофизических, литолого-фациальных и геолого-геохимических исследований получены следующие результаты:
усовершенствована теоретическая методологическая база сейсмогеологического моделирования строения ачимовского клиноформного комплекса, на основе которой уточнена детальная стратиграфическая схема неокома севера Западной Сибири;
разработана теоритическая основа и осуществлены детальные литолого-фациальные реконструкции обстановок осадконакопления продуктивных клиноформных образований ачимовской толщи. Показано, что наиболее перспективными являются песчаные тела, связанные с зонами конусов выноса, сформированные турбидитными потоками, оползнями на регрессивном этапе осадконакопления с последующей проработкой вдольсклоновыми течениями. Исходя из модели формирования отложений толщи, автором представлен новый вариант индексации клиноформ ачимовского НГК;
по результатам моделирования с использованием геофизических и литологических данных построены карты распространения литологических резервуаров в клиноформах ачимовской толщи, дана характеристика их геологического строения и нефтегазоносности;
на базе литологических, палеогеоморфологических и сейсмофациальных характеристик произведено впервые районирование клиноформного комплекса на зоны, характеризующиеся отличными друг от друга особенностями внутреннего строения клиноформ, нефтегазовым потенциалом;
выявлены связи условий осадконакопления с литологическим составом, типом коллекторов, влиянием различных факторов на ФЕС пород, установлены петрографо-минералогические показатели глубоководных конусов выноса;
впервые автором установлены закономерности фазовой зональности залежей УВ ачимовского НГК с учетом ряда геолого-геохимических факторов, которые явились основой прогноза фазового состояния углеводородного сырья в комплексе.
Защищаемые положения:
1. Новая методологическая основа моделирования геологического строения клиноформного комплекса неокома.
2. Модель формирования песчано-алевритовых пород и связанных с ними литологических и структурно-литологических ловушек в составе клиноформ, факторы, влияющие на пространственное их положение, особенности внутреннего строения, характер нефтегазоносности.
3. Литолого-петрографические характеристики и закономерности изменения ФЕС, фазового и физико-химического состава флюидных систем клиноформ ачимовского НГК.
4. Структура запасов и ресурсов углеводородного сырья ачимовского НГК и его нефтегазового потенциала. Главные зоны и направления геологоразведочных работ с целью подготовки запасов нефти, газа и конденсата.
Фактический материал. Представленная работа - результат многолетних исследований, начатых автором в производственных и научно-исследовательских организациях Тюменской области (Уренгойская НРЭ, ЗапСибНИГНИ) и завершенных в ОАО «СибНАЦ». Она основана на геолого-геофизическом материале, собранном автором в период с 1970 по 2006 гг., и включает региональные, площадные сейсморазведочные работы, данные глубокого бурения, лабораторные анализы керна и флюидов.
Практическая значимость. Исследования автора, выполняемые в рамках научных программ МинГео (ЗапСибНИГНИ), Министерства топлива и энергетики, администрации Ямало-Ненецкого АО (ОАО «СибНАЦ»), всегда были связаны с решением производственных задач, планированием и проведением геологоразведочных работ с целью воспроизводства минерально-сырьевой базы региона.
Результаты стратиграфических исследований реализованы в региональных стратиграфических схемах неокома (1991, 2003), а также в! каталогах стратиграфических разбивок.
Карты строения и нефтегазоносности основных резервуаров неокома и синхронных им клиноформ ачимовской толщи, с выделенными структурно-литологическими, литологическими ловушками и залежами УВ севера Западной Сибири использовались при пересчете потенциальных ресурсов УВ (1993, 2003) и планировании геологоразведочных работ Главтюменьгеологией, газовыми и нефтяными компаниями (ООО «Уренгойгазпром», ОАО «Пурнефтегазгеология»).
По рекомендациям, выполненным под руководством автора или при его непосредственном участии, были открыты нефтегазоконденсатные залежи в ачимовской толще на Уренгойском месторождении (участие в процессе бурения скважин-первооткрывательниц №№ 95, 99) и к востоку от него (Бородкин, Бочкарев, Кулахметов, 1986), а также на Радужном, Северо-Пуровском, Стерховом, Песцовом, Едейском поднятиях, проведена доразведка Уренгойского, Самбургского, Восточно-Уренгойского и др. месторождений. Работы по выявлению закономерностей формирования и прогнозу литологических резервуаров в ачимовской толще заказывались ОАО «Пурнефтегазгеология» (Тодыттзотинекая впадина), ООО «Докон» (Усть-Ямсовейский участок), «Лукойл «Западная Сибирь» (Большехетская впадина), администрацией ЯНАО (южная часть Гыданской НГО).
Апробация работы. Результаты проведенных исследований и основные положения диссертации докладывались на международных симпозиумах, совещаниях и конференциях: «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века» (Санкт-Петербург, 2000 г.), «Проблемы литологии, геохимии и рудогенеза осадочного процесса» (Москва, 2000 г.), «Мирчинковские чтения» (Москва, 2001 г.), «Дегазация земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ» (Москва, 2002 г.), «Российская Арктика: геологическая история, мирагения, геоэкология» (Санкт-Петербург, 2002 г.), AAPG (Американская ассоциация нефтяных геологов) (Санкт-Петербург, 2001 г., Барселона, 2003 г.), «Древняя нефть - новая энергия» (Каир, 2002 г.), ЕАГО (Евро-Азиатское геофизическое общество) «Геомодель» (Геленджик, 2004 г.), а также симпозиуме «Поисково-разведочные работы на нефть в Китае в XXI веке» (Ханджоу, 2002 г.).
На всероссийских совещаниях и конференциях: «Тюменская сверхглубокая скважина» (Пермь, 1996 г.), «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленного освоения глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2001 г.), «Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических скважин» (Ярославль, 2001 г.).
На межведомственных совещаниях по разработке Региональной стратиграфической схемы мезозойских отложений (Тюмень, 1990, 2004 гг.; Новосибирск, 2003 г.), на совещаниях «Пересчет потенциальных ресурсов УВ в ачимовском и неокомском нефтегазоносных комплексах севера Западной Сибири» (Тюмень, 2003,2004 гг.).
На региональных совещаниях: «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 1981 г.), «Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири» (Тюмень, 1986 г.), «Проблемы локального прогноза и разведки залежей нефти и газа Западной Сибири» (Тюмень, 1987 г.), «Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья» (Тарко-Сале, 1995 г.), «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 1998, 2001 гг.), «Природные, промышленные и интеллектуальные ресурсы Тюменской области» (Тюмень, 1999 г.), «Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны» (Тюмень, 1999 г.), «Технолого-инструментальные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо-, микроуровень» (Тюмень, 2000 г.), «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2002, 2004 гг.), «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2003 г.), «Палеонтология, биостратиграфия и палеогеография бореального мезозоя» (Новосибирск, 2006 г.), «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского бассейна» (Тюмень, 2006 г.), «Состояние, тенденция и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2006).
На сессиях тюменского отделения Всесоюзного минералогического общества (Тюмень, 1980, 1982, 1983 гг.), на рабочих совещаниях Главтюменьгеологии и концерна «Тюменьгеология» по рассмотрению планов геологоразведочных работ на нефть и газ (Тюмень, 1980 - 1993 гг.), на совещаниях по направлению геологоразведочных работ и освоению сырьевой базы Ямало-Ненецкого АО (гг. Ноябрьск, Губкинский, Тарко-Сале, Новый Уренгой, Ямбург, Салехард, 1996 -2000 гг.), на выездных заседаниях Территориальной комиссии по подсчету запасов УВ (Салехард, 1997 - 2000 гг.) и др.
Публикации. Автором опубликовано 117 научных работ, по теме диссертации более 80, из них 23 в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, выпускаемых в РФ, рекомендованным ВАК.
Структура работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит 359 страниц текста, включая 183 рисунков, библиография 218 наименований.
Благодарности. Автор выражает признательность своим коллегам и руководителям по многочисленным исследованиям, проводимым в ЗапСибНИГНИ и ОАО «СибНАЦ».
Автор выражает глубокую признательность за требовательность и всестороннюю помощь при выполнении работы генеральному директору ОАО «СибНАЦ» A.M. Брехунцову. Особая благодарность моим коллегам, которые осуществляли обсуждение и практическую реализацию идей - B.C. Бочкареву, Н.П. Дещене, Н.А. Каримовой, М.Г. Михайловой, И.И. Нестерову (мл.), П.В. Пенягину, И.А. Плесовских, Н.М. Рубцовой, Т.Г. Фадюшиной, А.В. Храмцовой и ДР Содержание работы
Разработанная в конце 70 -х гг. прошлого столетия А.Л. Наумовым новая, косослоистая модель строения неокомских отложений легла в основу создания клиноформной модели ачимовской толщи. В соответствии с новой моделью строения толщи в 80 -х годах начали целенаправленно проводиться более детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ, которые в комплексе с данными бурения явились методической основой картирования границ площадного распространения клиноформ и связанных с ними литологических ловушек.
Сейсмогеологическому изучению регионального строения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, прогнозу и картированию ловушек и залежей УВ посвящены исследования А.Н. Бабурина, Н.М. Белкина, P.M. Бембеля, В.Н.Бородкина, В.С.Бочкарева, A.M.Брехунцова, В.А. Бененсона, И.А. Гавриленко, Е.А. Галаган, В.Я. Гидиона, Л.Ш. Гиршгорна, А.Н. Задоенко, В.П. Игошкина, В.А. Конторовича, В.А. Корнева, Н.Х.Кулахметова, В.И. Кузнецова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчяна, А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, И.И.Нестерова, Н.Н. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, В.Г. Смирнова, В.И. Соколова, B.C. Соседкова, Н.Н. Туманова, Л.Л. Трусова, СП. Тюнегина, В.П. Четвертных, В.И. Шпильмана, И.Л. Цибулина, Ю.А. Цимбалюка и многих других.
Первые открытия неструктурных или комбинированных ловушек в Западной Сибири совершались попутно при разведке антиклинальных структур. Однако исчерпание фонда крупных структурных ловушек и очевидная перспективность неантиклинальных объектов в ачимовской толще после открытия уникальных залежей УВ в пределах Восточно-Уренгойской зоны сделали их в восьмидесятые и последующие годы в пределах севера Западной Сибири одним из основных объектов исследования.
Условиями формирования, размещением и прогнозом неантиклинальных объектов Западной Сибири занимались М.Д- Белонин, М.М. Биншток, В.Н. Бородкин, B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, Ф.Г. Гурари, В.П. Девятое, СВ. Ершов, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, Н.Я. Кунин, Н.Х. Кулахметов, В.И. Кислухин, Б.А. Лебедев, О.М. Мкртчан, Г.П. Мясникова, В.Д. Наливкин, А.Л. Наумов, А.А. Нежданов, И.И. Нестеров, Т.М. Онищук, Н.Н. Ростовцев, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Л.Л. Трусов, Л.Я. Трушкова, Ф.З. Хафизов, Ю.В. Щепеткин, В.И. Шпильман, В.В. Шиманский и др.
В связи с тем, что неструктурные ловушки зачастую приурочены к определенным фациальным обстановкам, важнейшей задачей в их прогнозе являются палеофациальные и палеогеографические реконструкции. Разработкой теоритических основ и методик реконструкций обстановок осадконакопления в разные годы занимались Н.Б. Вассоевич, И.С. Грамберг, В.А. Гроссгейм, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карогодин, Б.А. Лебедев, Н.В. Логвиненко, А.В. Македонов, B.C. Муромцев, Д.В. Наливкин, Н.С. Окнова, М.В. Проничева, Л.В. Пустовалов, А.Б. Рухин, В.В. Самсонов, Н.М. Страхов и др.
При характеристике типа коллекторов в ачимовской толще и при влиянии роли трещиноватости на коллекторские свойства использовались результаты исследований Л.П. Гмид и В.Е. Смехова (метод больших шлифов). Исследованием вторичных изменений осадочных пород, воздействием различных факторов на их коллекторские свойства занимались O.K. Баженова, О.Г. Зарипов, Б.А. Лебедев, Г.Н. Перозио, Г.Э. Прозорович, Р.С. Сахибгареев, З.Я. Сердюк, В.Н. Холодов, В.В. Шиманский, О.В. Япаскурт и др.
В работе рассмотрены закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств пород, влияние различных факторов на их характеристики.
В конце прошлого - начале XXI столетия в России возобновились работы по регулярной переоценке прогнозных и потенциальных ресурсов нефти и газа, а также региональных стратиграфических схем территорий. В Западно-Сибирской провинции, в том числе и ее северной части, эти работы выполнялись впервые на новой геологической основе (переход от плоскопараллельной к клиноформной модели), представленной в работе.
Невыявленные ресурсы неокома севера Западной Сибири приурочены, главным образом, к клиноформным образованиям ачимовской толщи, при этом с ними связаны существенно более крупные залежи УВ.
К примеру, за прошедший 10-летний период после пересчета потенциальных ресурсов УВ севера Западной Сибири (1993 г.) в неокомском и ачимовском НГК открыто 41 месторождение, в том числе в прибрежно-мелководных пластах - 83 залежи, в клиноформных - всего лишь 13 залежей УВ. Тем не менее при таком соотношении выявленных залежей УВ прирост запасов категории Сі и Сг условного топлива по неокому составил 1,59 млрд. т, по ачимовскому клиноформному комплексу - более 2,0 млрд. т.
1 СТРАТИГРАФО-КОРРЕЛЯЦИОННАЯ ОСНОВА ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛИ
Одной из важнейших задач, решаемой как при подсчете прогнозных и перспективных ресурсов, так и при выявлении закономерностей пространственного размещения залежей УВ и их прогнозе, является разделение осадочного чехла на объекты исследования, которые контролировали бы процессы генерации и аккумуляции углеводородов. Большинство исследователей к таким объектам относят проницаемые толщи, перекрываемые сверху и подстилаемые снизу непроницаемыми отложениями (покрышками). При этом в качестве таковых И.И. Нестеровым [135] выделялись нефтегазоносные толщи. В дальнейшем при расчленении разреза осадочного чехла Западно-Сибирского седиментационного бассейна, тем же исследователем [111] и многими другими геологами [8,131,190,211 и т.д] выделялись нефтегазоносные комплексы (НГК).
Номенклатура и классификация нефтегазоносных комплексов
Под нефтегазоносными комплексами Э.А. Бакиров понимал стратиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширной территории, охватывающей несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции. В работе А.Э. Конторовича и др. [111] нефтегазоносные комплексы выделяются как самостоятельные тела, прослеживающиеся в большей части района или нескольких нефтегазоносных районов (НГР) и представляющие собой стратиграфические подразделения, характеризующиеся преимущественно сходными фациальными условиями накопления осадков и содержащие примерно однотипное органическое вещество (ОВ). Нефтегазоносные комплексы отделяются друг от друга глинистыми покрышками, принципы выделения, классификации и особенности строения которых рассматривались в работах А.А. Бакирова [6], Г.П. Мясниковой [131], Г.Э. Прозоровича [151], Б.В. Филиппова [176] и других исследователей. По площади распространения проницаемые комплексы аналогично разделению покрышек над ними подразделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные.
К региональным нефтегазоносным комплексам или надкомплексам по Г.П. Мясниковой [131] относятся совокупности отложений, в которых скопления УВ содержатся в большей части нефтегазоносной провинции (НГП), при этом площадь распространения комплекса должна составлять не менее 60% площади седиментационного бассейна.
К субрегиональным НГК по Э.А. Бакирову и др. [8] относится комплекс пород, в котором скопления нефти и газа установлены только в пределах одной нефтегазоносной области (НГО). По Г.П. Мясниковой площадь распространения комплекса составляет не менее 30% площади бассейна, т.е. включает несколько НГО.
Отложения, содержащие углеводороды в пределах НГР или зоны нефтегазонакопления, выделяются как зональные НГК. Зональный НГК охватывает не менее 5% площади седиментационного бассейна.
И, наконец, толща пород, содержащая скопления УВ в пределах отдельных месторождений, относится к локальным НГК.
Применение данной классификации к отложениям осадочного чехла Западной Сибири позволили выделить юрский и меловой региональные нефтегазоносные комплексы.
В составе мелового регионального НГК при пересчете потенциальных ресурсов УВ (2003) были выделены надсеноманский, апт-альб-сеноманский и неокомский субрегиональные НГК, в составе последнего в качестве самостоятельного выделен ачимовский клиноформный НГК. Покрышкой мелового регионального комплекса являются глинистые отложения турон-эоценового возраста.
Детальные исследования строения геологического разреза при пересчете потенциальных ресурсов (2003) позволили весь неокомский комплекс разделить на ряд подкомплексов - подсармановский, подпимский, подбыстринский и подкошайский. Название подкомплексов давалось по наименованию глинистых пачек (покрышек), которые достаточно уверенно выделяются в разрезе и коррелируются по площади [43]. При выполнении более детальных работ, связанных с локальным прогнозом нефтегазоносности, каждый из подкомплексов разделен на нефтегазоносные резервуары (зональные НГК). Под резервуарами понимается пачка, группа пластов, в частном случае один пласт, проницаемые породы в котором на большей части площадного распространения гидродинамически связаны между собой.
При описании геологического строения основных резервуаров Западной Сибири и при пересчете потенциальных ресурсов УВ (1993) в работах В.И. Шпильмана с соавторами [190,191,192] большинству из них присваивались собственные имена по месторождениям, в которых залежь именуемого резервуара является единственной или наибольшей и которые по объему в большинстве случаев близки с выделенными пачками. Например, пласты БСю-ц Сургутского НГР были объединены в мамонтовский резервуар.
В работе ВТ. Слепцова и др.(1979) горизонт рассматривался в качестве основного объекта исследования и по объему близок к резервуарам. При этом выделяемым в работах В.И.Шпильмана и др. [190,191] резервуарам В.Т.Слепцов присваивал свои названия. Например, мамонтовскому резервуару в пределах северных районов Западной Сибири соответствовал пырейный горизонт.
При изучении закономерностей размещения залежей УВ и прогнозе нефтегазоносное в неокомском комплексе севера Западной Сибири ранее [24] название резервуаров давалось по названию пачек, объем которых был представлен в работе Н.Х. Кулахметова, Ф.К. Салманова и др. (1973). Например, правдинский резервуар включал пласты БУв-g, южно-балыкский - БУю-ц и т.д.
Учитывая, что резервуары имеют практически синхронные границы на всей площади своего распространения, Ю.Н. Карогодин (1974) предложил их называть циклитами или хронолитами.
О.М. Мрктчян и др. [129] предложили называть клиноформами часть неокомских резервуаров, где пласты залегают под углом к горизонту Б с присвоением им названия глинистых пачек, залегающих в их основании. Например, сармановская клиноформа в Среднем Приобье по О.М. Мрктчяну включает одноименную глинистую пачку и залегающие над ней пласты БС7 и БСб.
В основу наименования клиноформ или резервуаров авторами заложен седиментологический принцип.
В новой стратиграфической схеме неокома (2003) по Среднему Приобью авторами (С.Л. Белоусов, Г.П. Мясникова, В.Ф. Гришкевич и др.) в разрезе прибрежно-мелководной части выделена серия глинистых пачек: приозерная, тагринская, самотлорская, урьевская и т.д., под которыми залегает серия песчано-алевритовых пластов группы БВ, БС, объединяющихся в резервуары.
В этом случае, если исходить из принципа выделения нефтегазоносных комплексов, название резервуаров должно даваться по названию перекрывающих песчаные пласты глинистых пачек. Аналогичный принцип был использован в работе М.В. Салмина [163] при наименовании клиноформ по Среднему Приобью. Но, учитывая, что на основании выполненных стратиграфических исследований [43] в северных районах Западной Сибири прослежены достаточно уверенно только отдельные из них (пимская, сармановская, чеускинская и т.д.), нами [142] резервуары проиндексированы в соответствии с индексами песчано-алевритовых пластов, входящих в их состав (БСю - БВо - БП7 - БУ12 - БТз и т.д.).
class2 СУЩЕСТВУЮЩИЕ ВЗГЛЯДЫ НА ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ
class2
Условия формирования отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири
С точки зрения стратиграфического положения в разрезе отложения ачимовскои толщи залегают в основании неокома в виде кулисообразных линзовидных тел субмеридионального простирания в стратиграфически скользящем диапазоне от берриаса на восток до нижнего готерива на западе [44, 146 и т.д.].
Такой диапазон возрастного скольжения отложений ачимовскои толщи определяется спецификой условий их осадконакопления.
Впервые данные отложения были охарактеризованы в разрезе неокома юго-восточных районов Западно-Сибирской равнины Ф.Г. Гурари (1959) и выделены в ачимовскую пачку.
Позднее, по мере поступления нового материала по данным бурения, И.И. Нестеровым и Ю.В. Брадучаном ачимовская пачка была представлена в ранг толщи, возраст - берриас-ранний валанжин в пределах всей Западной Сибири.
Сложность строения ачимовского клиноформного комплекса является одной из основных причин существования различных точек зрения на условия его формирования.
Необходимо отметить, что модель строения и условий седиментации ачимовскои толщи до настоящего времени различными исследователями представляются неоднозначно. Более ранняя модель, отображающая субгоризонтальное строение неокома (в том числе и ачимовскои толщи) и мелководные или континентальные условия седиментации, существовала довольно продолжительное время [66, 99, 100, 182 и т.д.] и отображены в стратиграфической схеме мезозойских отложений, утвержденной МСК в 1978 г.
Подобные представления излагались в работе А.Е. Еханина и В.И. Шпильмана (1978), в которых закономерности распространения песчано-алевритовых образований определялись направленными морскими течениями в мелководном бассейне и морфологией дна бассейна. В работе В.Н. Черноморского и др. (1977) отложения толщи рассматриваются как аккумулятивные образования в виде передвигающихся баров и банок.
А.И. Сидоренков, З.П. Валюженич и др. (1976) накопление ачимовских тел связывали с подводными отмелями, располагавшимися в подзоне сильноподвижного морского мелководья, преимущественно в пределах приподнятых структур. Глинизация песчаных отложений объяснялась накоплением глинисто-алевритовых осадков в более глубоководных участках, а разнос песчаного материала на большие расстояния мелководного бассейна действием ветровых течений.
М.Ю. Эрвье (1974) в качестве отложений прибрежных дельт (мелководное море и прилегающая суша) рассматривались данные образования. Ф.Г. Гурари (1990, 1996) формирование клиноформ связывал преимущественно с климатическими условиями.
В 1997 году опубликована работа В.И. Ермакова и др. [87], в которой толща представлена как образования пляжей, русел и т.д.
Все работы в основном схожи в том, что ачимовская толща рассматривается в них как осадки, связанные с прибрежно-мелководными образованиями. Стратификация отложений ачимовской толщи также выполнялась исходя из мелководной субгоризонтальной модели их строения. При индексации продуктивных пластов ачимовской толщи в пределах различных нефтегазоносных районов им присваивались собственные индексы, например, в Сургутском районе -БС16-БС22, в Нижневартовском - БВіб-БВго и т.д.
Считалось, что эти песчаные пласты берриас-ранневаланжинского возраста имеют площадное распространение в пределах всего Западно-Сибирского неокомского бассейна.
Принципиально новая, регионально косослоистая модель строения нижнемеловых отложений в 70-х гг. прошлого столетия была разработана А.Л. Наумовым (1979). Она отражала процесс бокового заполнения осадками некомпенсированного, относительно глубоководного морского бассейна. Позднее модель детализировалась и уточнялась, что нашло отражение в рукописных и опубликованных работах многих исследователей [9, 31, 34, 38, 40, 72, 141, 152, 174, 197 и т.д.].
Согласно данной модели, песчано-алевритовые пласты ачимовской толщи соединяются с шельфовыми, т.е. каждому ачимовскому резервуару соответствует синхронный шельфовый пласт либо группа пластов, формирующих ачимовские резервуары (рис. 2.1.). шяяшйшт
Ачэ-.(Ач5) - индекс по Государственному балансу (индекс по В.Н .Бородкину и др., 1995 г.) Рис. 2.1. Композитный сейсмический профиль широтного направления Восточно-Уренгойской зоны
Если косослоистая модель строения отложений неокома (пласты группы БУ, БП, БС и т.д.) в настоящее время официально признана большинством исследователей (пласт БУв Уренгойского НГР соответствует пласту БТо Тазовского НГР; пласт БСю Сургутского НГР соответствует пласту БВ0 Нижневартовского НГР и т.д.), то стратификация ачимовских отложений в региональной стратиграфической схеме нижнемеловых отложений Западно-Сибирской равнины (1991) практически не изменилась по сравнению со схемой 1978 года.
Фрагменты региональной стратиграфической схемы неокома Западной Сибири, в полной мере соответствующей клиноформной модели строения этих отложений, изложены в ряде опубликованных работ [142, 146 и т.д.] по Среднему Приобью и северу Западной Сибири. Ачимовская толща показана синхронной шельфовым пластам неокома в соответствии с проведенной корреляцией [43], резко омолаживается с востока на запад, что легло в основу индексации клиноформ ачимовского нефтегазоносного комплекса [44, 53]. Полученные материалы явились основой создания новой стратиграфической схемы неокома, которая обсуждалась на рабочих совещаниях автором совместно с учеными Санкт-Петербурга, Москвы, Новосибирска, Томска, Тюмени в 2003 г. (Новосибирск) и в 2004 г. (Тюмень) и затем была вынесена на рассмотрение в МСК.
Концепция, согласно которой в глубоководных бассейнах развиты только пелагические глины и биогенные илы, а все кластические осадки в мелководных и наземных обстановках, ушла в прошлое.
Современной седиментологией [96, 173, 194, 199, 200 и т.д.] на основании экспериментальных данных и результатов изучения современных океанов разработана концепция турбидитных потоков, объясняющая механизм образования аквагенных кластических отложений на континентальном склоне относительно глубоководных бассейнов (рис. 2.2).
Отложения глубоководного конуса выноса представлены осадками передовой (фронтальной) и хвостовой (дистальной) зоны (турбидиты от проксимальных до дистальных).
В пользу глубоководности отложений ачимовской толщи свидетельствует следующее:
присутствие в захоронении раковин белемнитов, головоногих моллюсков, рыб и т.д. [38,40, 72 и т.д.];
доминирующее присутствие находок ядер пелеципод, а не целых раковин, что свидетельствует об обстановке литификации осадка вблизи критической глубины карбонатонакопления;
Сейсмогеологическое районирование клиноформного комплекса неокома
На период формирования позднеюрско-неокомских отложений, в границах площадного распространения клиноформного комплекса (рис. 3.1) можно выделить ряд фациальных зон. За основу при их выделении взяты литологические, палеогеоморфологические и сейсмофациальные характеристики (тип текстур, формы клиноформ в разрезе и т.д.).
Восточная часть исследуемой территории (рис. 3.2) характеризуется постепенным замещением георгиевско-баженовских отложений (с запада на восток) более мощными глинисто-песчанистыми образованиями сиговско-яновстанской свит, образующих региональный аккумулятивный склон, погружающийся на запад [115]. На этом склоне залегают осадки двух первых неокомских клиноформ БТі7. 2оАч2о, БТі4-ібАчі9 берриасского возраста (рис. 1.3; 1.4; 2.34). Для данного комплекса осадков характерны следующие геологические особенности: сравнительно небольшие толщины комплексов, представленных преимущественно однородными песчаными разностями, и вертикальные амплитуды клиноформ (рис. 3.3; 3.4), что свидетельствует об относительной мелководности бассейна; нечеткое разделение разреза на ундаформную, клиноформную и фондоформную части, что приводит к отсутствию литологической зональности, нерезкий переход прибрежно-мелководных песчаников к глинистым отложениям склона, далее качимовским песчано-алевритовым образованиям (рис. 1.3; 1.4; 2.34; 3.4); отсутствие в керне типичных оползневых текстур (рис. 3.3); пологие углы наклона глинистого склона, что снижало его экранирующие свойства и, по-видимому, приводило к частичной миграции УВ из ачимовской толщи [42,101,106]; отсутствие на сейсмических разрезах выраженных сигмовидных отражений (моноклинальные сейсмофации, рис. 1.3; 3.4). Нефтегазовый потенциал данной зоны относительно невелик. Продуктивность разреза установлена только в северной части, куда глубины бассейна, как и в западном направлении, увеличиваются. Максимальной нефтегазоносностью клиноформного комплекса характеризуется вторая зона, приуроченная к центральной части (рис. 2.35; 3.2). В южной части исследуемой территории клиноформы БП-іеАч-ів, БП17АЧ17 имеют аналогичную характеристику и строение, что и клиноформы БТ-17АЧ20 и БТ14Ачі9, т.е. они тоже попадают в восточную сейсмофациальную зону (рис. 3.2). К литолого-фациальным особенностям комплекса данной зоны следует отнести: выделенные одиннадцать клиноформ, практически везде взаимно перекрывающих друг друга (уренгойский тип разреза; рис. 2.34; 3.1; 3.5; [121]), что сводит к минимому наличие между ними зон глинизации; более четко выраженная сигмовидная форма отражений, увеличивающаяся в западном направлении (рис. 1.3; 3.6); обилие текстур, характерных для турбидитных образований, зон трещиноватости, преобладание комбинированного трещинно-порового коллектора (рис. 3.7); увеличение в западном направлении крутизны глинисто-алевритовых склонов, интервальных толщин клиноформ, что свидетельствует о возрастании глубин седиментационного бассейна [36], (рис.1.3; 3.7); наиболее концентрированный тип ачимовской толщи на восточных склонах крупных поднятий (рис. 2.34; 3.5 и т.д.); более сложное, дифференцированное, строение клиноформ по сравнению с восточной зоной (рис. 2. 34; 3.5 и т.д.); Третья зона, примыкающая к западной границе площадного распространения ачимовского нефтегазоносного комплекса (рис. 3.2) ограничивается осевой частью неокомского седиментационного бассейна (рис. 1.3). В ее составе выделено четыре клиноформы: БС4АЧ4, БСіАчз, БЯ17Ач2, БЯюАч! (рис. 3.1; 3.2) готеривского возраста. По сравнению с предыдущей зоной в ней увеличивается доля глинистой составляющей, для клиноформ больше характерно линзовидно-прерывистое, моноциклитное строение (рис. 3.8; 3.9; [121]), что связано с дефицитом терригенного материала, поставляемого с прибрежно-мелководной области.
Четвертая зона готерив-барремских клиноформ восточного падения расположена западнее осевой части неокомского палеобассейна и приурочена целиком к глинисто-алевритовому разрезу, коллекторов не содержит (рис. 1.3; 1.8). Этот тип мы назвали ложным [121], поэтому данная зона не включена в границы площадного распространения ачимовского комплекса.
Такой литологический состав зоны обусловлен тем, что в неокомское время Палеоурал представлял собой пенепленизированную равнину. Относительно пассивный режим этого участка земной коры приводил к размыву кор выветривания и выносу в неокомский бассейн преимущественно глинистых осадков.
Ниже остановимся на характеристике геологического строения клиноформ подсармановского, подпимского и подбыстринского подкомплексов.
Клиноформа БТі7-2о Ачго, самая восточная в составе подсармановского подкомплекса, изучена единичными скважинами на Северо-Часельской, Южно-Русской, Русской и Русско-Северо-Часельской площадях, в Большехетской впадине бурением не охарактеризована. Она имеет субмеридиональное простирание, протяженность в рамках проведенной корреляции более 450 км, средняя ширина 40 км (рис. 3.10). В разрезах скважин она представлена преимущественно однородной песчаной пачкой с единичными глинистыми прослоями (рис. 1.4; 1.6; 2.34; 3.5.), на широтных сейсмических разрезах образует пологое тело со слабо выраженной клиноформной поверхностью (рис. 1.3; 3.4). Суммарные толщины песчаников в среднем составляют 10-15 м (рис. 3.10). В пределах Усть-Енисейской нефтегазоносной области (НГО) в ее составе выявлена газовая залежь на Зимнем месторождении (по балансу запасов пласт НХ4, рис. 2.35; 3.10), а клиноформа будет иметь линзовидный характер строения. В южном направлении граница клиноформы установлена в районе Новочасельской и Хадырьяхской площадей, где уже наблюдается покровное залегание пластов. Промышленной нефтегазоносности отложений клиноформы здесь пока не установлено, но на Русской площади (скв. 152) и в скв. 100,102 Русско-Северо-Часельской площади поднят керн с запахом УВ [32]. Визуально песчаник однородный, мелкозернистый, массивный, плотный за счет карбонатного цемента. При испытании в скв. 100 объект оказался «сухим». Опыт работ с подобными объектами в пределах Восточно-Уренгойской зоны показал, что для получения положительных результатов необходимо качественное первичное вскрытие пластов [65, 70, 72 и т.д.], а также проведение работ по интенсификации притоков (гидроразрывов и т.д., [41, 124]). В целом, как выше отмечалось, клиноформа слабо изучена бурением.
