Содержание к диссертации
Введение
1. Геологическое строение и нефтеносность 6
1.1. Стратиграфия доюрских образований 6
1.2. Стратиграфия и литология нижней юры 7
1.3. Тектоника 11
1.4. Нефтеносность нижнеюрских и доюрских комплексов 14
2. Выделение зон разуплотнения пород по геолого-геофизическим данным 23
2.1. Изучение вещественного состава и выделение зон разуплотнения пород по данным гравимагниторазведки 23
2.2. Прогнозированиене нефтеперспективных зон по данным сейсморазведки 31
3. Критерии нефтегазоносности нижней юры и доюрского основания 59
3.1. Литолого-фациальные критерии 59
3.2. Постседиментационные процессы и емкостно-фильтрационные свойства нижнеюрских отложений 88
3.3. Геохимические критерии 91
3.4. Гидрогеологические критерии 96
4. Прогноз перспективных зон и поисковых объектов в приконтактовой зоне доюрского фундамента и нижнеюрских отложений 106
4.1. Количественная оценка суммарных ресурсов 106
4.2. Прогноз перспективных зон и поисковых объектов 129
Заключение 138
Литература 140
- Нефтеносность нижнеюрских и доюрских комплексов
- Прогнозированиене нефтеперспективных зон по данным сейсморазведки
- Гидрогеологические критерии
- Прогноз перспективных зон и поисковых объектов
Введение к работе
Актуальность проблемы.
В Широтном Приобье, как и в других регионах Западной Сибири, наблюдается постепенное уменьшение промышленных запасов нефти. Это в первую очередь связано с тем, что в основных нефтегазоносных комплексах (нижнемеловых и верхнеюрских), хорошо изученных геолого-геофизическими методами, вероятность обнаружения новых крупных залежей невысока. В связи с этим, в настоящее время актуальной является проблема поиска новых нефтегазоносных комплексов, и обоснование выбора новых перспективных объектов геологоразведочных работ. Проблема может быть решена за счет освоения в Широтном Приобье приконтактной зоны доюрского основания и осадочного чехла. Здесь в частности были открыты нефтегазоконденсатные залежи на Северо-Варьеганском месторождении, получены притоки нефти на северной периклинали Ван-Еганского месторождения и в других районах.
Решению этой актуальной для Широтного Приобья задачи посвящена настоящая диссертационная работа.
Цель работы.
Комплексный анализ и оценка нефтегазоносности верхней части
доюрских и нижнеюрских отложений Широтного Приобья для
прогнозирования перспективных зон и локальных объектов при постановке приоритетных поисковых работ.
Основные задачи исследований.
Анализ данных сейсморазведки МОГТ, гравиразведки и магниторазведки с целью выделения зон разуплотнения в породах верхней части доюрских и нижнеюрских отложений.
Изучение литолого-фациальных особенностей нижнеюрских и верхней части доюрских комплексов.
Установление структурных, лито-фациальных, геохимических и гидрогеологических критериев зонального прогноза нефтегазоносности.
Районирование территории Широтного Приобья по степени перспектив нефтегазоносности доюрских и нижнеюрских литолого-стратиграфических комплексов.
Комплексная интерпретация геолого-геофизической и геохимической информации и обоснования выбора перспективных объектов для постановки поисково-разведочных работ.
Научная новизна работы:
- научно обоснованы геолого-геофизические и геохимические критерии для зональной оценки перспектив нефтеносности нижнеюрских и верхней части доюрских отложений;
- впервые выполнено районирование этих отложений по степени
перспектив нефтегазоносности;
- впервые выделены наиболее перспективные зоны и поисковые объекты
в нижнеюрских комплексах и верхней части доюрского основания.
Фактический материал.
Представленная работа - результат многолетних исследований выполненных автором в ТПП «Когалымнефтегаз». В работе использованы геолого-геофизические, литологические, геохимические и гидрогеологические материалы, в том числе данные по сейсмическим профилям ОГТ (14 тыс. пог. км), гравимагнитной съемки (25 тыс. пог. км), ГИС по скважинам, вскрывшим нижнеюрские и палеозойские отложения(40 скв.), а также аналитические данные по петрофизическим исследованиям и описаниям шлифов(800 обр.).
Защищаемые положения.
Комплекс геолого-геофизических критериев, контролирующих зоны разуплотнения в нижнеюрских и верхней части доюрских отложений.
Научное обоснование перспектив нефтеносности приконтактовой зоны доюрского основания и нижнеюрских отложений по геолого-геохимическим критериям.
3. Прогнозная оценка нефтеперспективных зон, выделение в них
наиболее перспективных поисковых объектов и рекомендации на постановку
поисково-разведочного бурения.
Практическая ценность и реалюаиия работы.
Проведенные исследования обосновывают перспективность зоны контакта доюрских и нижнеюрских пород Широтного Приобья и способствуют приросту промышленных запасов углеводородов с целью обеспечения необходимого уровня нефтедобычи.
Основные результаты исследований, связанные с оценкой нефтеносности доюрских и нижнеюрских нефтегазоносных комплексов в Широтном Приобье, успешно внедрены или находятся на стадии внедрения в ТПП «Когалымнефтегаз».
На основании исследований автора рекомендована к бурению наиболее благоприятная для скопления нефти Западно-Котухтинская зона, где получена первая нефть из базальных отложений осадочного чехла.
Апробация работы и публикации.
Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на различных региональных и международных конференциях: г. С.-Петербург (1997, 2000), г. Казань (1998, 1999, 2000, 2005), г. Октябрьский (1999), г. Уфа (2000), г. Геленджик (2002, 2004, 2005), г. Ханты-Мансийск (2003, 2004, 2006), г. Пермь (2004 - 2007).
Автором опубликовано 56 научных работ, при этом основные результаты диссертации содержатся в 22 работах, в том числе в 7 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав основного текста и заключения. Общий объём работы составляет 150 страниц, включая 55 рисунков и 20 таблиц. Список литературы включает 137 наименований.
Работа выполнена на кафедре геологии нефти и газа Пермского государственного технического университета и в ТПП «Когалымнефтегаз».
Нефтеносность нижнеюрских и доюрских комплексов
В середине семидесятых годов прошлого века на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (в Томской области) были открыты крупные залежи нефти в дезинтегрированных породах, в приконтактной зоне доюрского основания и осадочного чехла. В последующие годы подобные залежи были обнаружены в сопредельных районах. В процессе наших исследований аналогичная залежь обнаружена в Когалымском регионе на Западно-Котухтинской площади.
Как показала практика геологоразведочных работ в южных районах Западно-Сибирской НГП (Томская, Новосибирская области), поверхностные горизонты доюрского фундамента, представленные выветрелыми карбонатными и терригенно-карбонатными породами, могут являться коллекторами, содержащими промышленные скопления УВ. В этой связи породы доюрского фундамента района Среднего Приобья, залегающие на доступных для бурения глубинах (3000-3500 м) представляют большой практический интерес.
Результаты исследований нефтей дезинтегрированной части доюрского основания и нижнеюрских отложений показали, что эти нефти характеризуются средней плотностью - р — 850-870 г/см , сернистостью — 0,5-1,0 %, смолистостью 7 % при относительно низкой концентрации бензиновых фракций (15-20 %) (рис. 1.2). Установлено, что с глубиной нефти облегчаются за счет снижения содержания серы в среднем от 0.8 до 0.3 %. При этом отметим, что содержание парафина (П) изменяется незначительно, а содержание фракции до 200С (/ увеличивается очень сильно, в среднем от 8 до 45%.
Корреляционная связь между р и S описывается следующим уравнением регрессии р = 827,4 + 53,075 при г = 0,68, tp tt.
Связь между р и П является статистически незначимой, а корреляция j-гоо междур иг значимой.
С помощью пошагового регрессионного анализа было установлено, что р в основном формируется за счёт S и F" и описывается следующим уравнением регрессии: р= 843,5 + 41,3255- 0,4923F",0 при R = 0,83, Fp /F, = 11.8, р 0,0000.
По углеводородному составу нефти Нюрольской впадины близки к нефтям, распространенным в Каймысовской НГР, т.е. к нефтям главной зоны нефтеобразования. Значительная часть нефтей приконтактной зоны осадочного чехла и доюрского фундамента, а также нефтей глубоко залегающих горизонтов палеозоя (Калиновая, Малоичская, Тамбаевская, Елей-Игайская пл.) характеризуется концентрационным рядом: Nn i-Me Nn-Ar n-Me.
Он указывает на большую роль в их составе циклических (58 %), а среди насыщенных - нафтеновых УВ. Содержание н-алканов и изоалканов составляет 15 % и 27 % соответственно.
Исследователями СНИИГГиМСа нефти в приконтактной части осадочного чехла и доюрского фундамента, а также нефти глубокозалегающих горизонтов палеозоя, выявленные в Нюрольской впадине и приуроченные, главным образом к карбонатным коллекторам, выделены в тип С]. Установлено, что по своим физико-химическим характеристикам, групповому углеводородному составу, а также некоторым особенностям состав реликтовых УВ ациклического типа строения, эти нефти имеют много общего с нефтями типа С, т.е. нефтями главной зоны нефтеобразования широко распространенными в меловых и юрских отложениях Среднего Приобья. Однако специфический состав реликтовых УВ циклического типа строения, который характеризуется некоторыми особенностями, как самого характера распределения этих УВ, так и значения геохимических коэффициентов, позволяет констатировать о том, что они образуют самостоятельную группу, возможно, создавая в пределах Нюрольского осадочного бассейна палеозойскую зону нефтегазонакопления /Стасова, 1998/. Заметим, что через несколько лет томскими исследователями нефти этой зоны были выделены в самостоятельный, так называемый палеозойский тип [27].
По групповому углеводородному составу нефть Ханты-Мансийской площади, также как и нефти Нюрольской впадины, имеют нафтенометановый состав. Как в низко-(Ткип 200 С), так и в высококипящих фракциях (Ткип 200С) нафтеновые (Nn) и разветвленные (і-Ме) УВ занимают доминируют. В отличие от нефтей Нюрольской впадины в отбензиненной фракции этой нефти реализуется следующий концентрационный ряд: Nn i-Me n-Me Nn-Ar.
Так как нафтеновые УВ являются определяющими в составе ханты-мансийской нефти, то реликтовые УВ циклического типа строения представлены в ней широким спектром. Среди регулярных стеранов состава С27-С29 максимум концентраций приходится на этилхолестан (Сг9)- Так называемый "провал" концентраций, который характерен для палеозойских нефтей приходится на метилхолестаны (С28) /Биометки нефтей Западной..., 1992/. Соотношение регулярных стеранов в исследованной нефти можно представить как С27:С28:С29=25:20:55. Биомаркерная зрелость нефти по соотношению гопанов состава С27 (Ts/Tm = 1.16) и коэффициенту зрелости по этилхолестану, равному 4.9, свидетельствует о том, что данная нефть является нефтью главной зоны нефтеобразования. Заметим, что по значениям этих геохимических коэффициентов, характеру распределения регулярных стеранов и гопанов состава С27, С29-С31 ханты-мансийская нефть проявляет значительные сходства с нефтями Нюрольской впадины, которые приурочены к коллекторам со значительным содержанием карбонатов.
Наряду с ханты-мансийской нефтью в работе [78] представлена нефть Северо-Варьеганской площади, которая приурочена к терригенным отложениям местами угленосным с кислыми эффузивами и их туфами с подчиненным количеством карбонатов. Детальное изучение геохимических особенностей северо-варьеганской нефти показало, что она резко отличается от ханты-мансийской нефти и проявляет значительные сходства с нефтью, полученной из дезинтегрированной зоны контакта мезозоя и палеозоя на Западно-Котухтинской площади (скв. 150) (табл. 3.4). По своим физико-химическим показателям обе эти нефти являются очень легкими (0.791 - 0.805 г/см ). Они характеризуются низким содержанием серы ( 0.3 %), смол (1.85 -4.44 %) и асфальтенов (0.05 - 0.33 %). Отличительной особенностью этих нефтей является высокое содержание низко кипящих компонентов (29.6 - 33.9 %) и парафинов (14.65-17.26%). Столь высокие концентрации парафинов позволяют предположить, что залежи нефти приурочены к пластам, характеризующимся жесткими термобарическими условиями. При нормальных условиях эти нефти находятся в твердом состоянии [78]. Следует отметить, что они имеют много общего с нефтями, притоки которых были получены на Камынской и Медведевской площадях в зоне контакта мезозойского чехла и доюрского фундамента.
В групповом углеводородном составе западно-котухтинских нефтей отмечается резкое преобладание метанонафтеновых (Me-Nn) УВ над нафтеноароматическими (Nn-Ar) как в низко-, так и в высококипящих её фракциях. Особенностью исследованных нефтей является то, что соотношение этих двух групп УВ как в той, так и в другой фракциях очень близкое и его можно представить как: Me-Nn: Nn-Ar =82:18. По аналогии с камынской нефтью можно предположить, что в углеводородном составе бензиновых фракций в ней реализуется следующих концентрационный ряд УВ: Me Nn Аг.
Также как в камынской нефти в этой нефти, вероятно, среди метановых УВ будут преобладать алканы нормального строения. В группе же нафтеновых УВ явно доминируют гексацикланы. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что преобладание н-алканов отмечается не только в бензинах. В отбензиненных фракциях западно-котухтинской нефтей алканы нормального строения занимают главенствующее положение. Доля нафтеноароматических УВ в составе этой нефти невелика. Соотношение н- и изоалканов, нафтенов и нафтеноароматических УВ в западно-котухтинской нефти можно представить как n-Me:i-Me:Nn:Nn-Ar=35:28:19:18.
Усредненный групповой углеводородный состав этой нефти наглядно представлен на рисунке 1.3. Проведенные исследования показывают, что нефть, приток которой был получен из коры выветривания на Западно-Котухтинской площади, по своему групповому углеводородному составу является метановой (тип А). Вероятно, что северо-варьеганская нефть имеет много общего с этой нефтью. О высоком содержании алканов нормального строения и крайне низком содержании полициклических нафтенов отмечается в работе [78]. Заметим, что практически для всех нефтей содержание н-алканов очень хорошо коррелирует с содержание парафинов. И, как правило, в парафинистых или высокопарафипистых нефтях содержание алканов нормального строения значительно.
При сравнении полученных результатов западно-котухтинской нефти с нефтями Большекотухтинской площади, приуроченных к батским отложениям юры, было установлено, что по своим физико-химическим характеристикам, групповому углеводородному составу, особенно в высоко кипящей области, она отличается. Если западно-котухтинская нефть по своему групповому углеводородному составу является метановой, то нефти Большекотухтинской площади имеют ароматиконафтенометановый состав. Алканы нормального строения в них занимают подчиненное положение. В составе этих нефтей главенствующее положение имеют УВ с циклической структурой как насыщенного (Nn), так и ненасыщенного (Nn-Ar) типа строения (рис. 1.З.).
Прогнозированиене нефтеперспективных зон по данным сейсморазведки
Сейсморазведкой МОГТ покрыта практически вся территория Когалымского региона. Однако несмотря на сравнительно густую сеть сейсмических профилей (плотность 0,5-1,0 пг. км на км2) нижняя часть разреза осадочного чехла, которая примыкает к доюрскому основанию изучена явно недостаточно. Это объясняется, прежде всего, тем, что целевые ОГ и основные продуктивные горизонты находятся намного выше, в верхнеюрских и нижнемеловых отложениях.
В результате предшествующих исследований по данным сейсморазведки построена структурная карта по поверхности доюрского основания без выделения нефтеперспективных зон в базальных отложениях.
В связи с этим необходимо произвести переинтерпретацию данных сейсморазведки МОГТ и кинематическую интерпретацию дополнить динамической, предварительно изучив сейсмогеологическое строение по региональным профилям.
Методика сейсмогеологического моделирования.
Комплексная методика составления сейсмогеологических разрезов базируется на представлениях об адекватности строения рассматриваемых интервалов геологического разреза и их акустических показателей: характеристических параметров отражающих площадок с различными эффективными коэффициентами отражения.
В соответствии со сформулированными задачами интерпретация сейсмических и скважинных материалов по региональным профилям выполнялась в следующей последовательности.
Преобразование разрезов МОВ ОГТ в разрезы эффективных коэффициентов отражения — разрезы ЭКО.
Увязка границ ЭКО с литостратиграфическими границами, выделенными по данным ГИС скважин, расположенных на профилях.
Построение сейсмогеологических разрезов юрских отложений и верхней части фундамента с учетом карт аномальных гравитационных и магнитных полей, выделение сейсмолитофациальных комплексов. Для выполнения данных работ были использованы сейсмические материалы по сети региональных профилей XIV, XIII, XI, IX, CIV, R-111 и R-22 пересекающих территорию с запада на восток и с юга на север (рис. 2.7).
Основными коррелируемыми границами в рассматриваемом интервале разреза являются кровля и подошва баженовской свиты. Это стабильный репер, имеющий, соответственно, отрицательный и положительный знаки эффективных коэффициентов отражения (ЭКО). Он достаточно уверенно сопоставлен с материалами ГИС и увязан на пересечениях всех профилей.
В юрском разрезе расчленение отложений на стратиграфические комплексы выполнено по кровлям левинского, тогурского (среднеджангодского), лайдинского и леонтьевского трансгрессивных глинистых стратиграфических горизонтов, имеющих в кровле динамичный отрицательный знак ЭКО.
Кровля фундамента прослежена по границе в основном с положительным знаком ЭКО и часто является поверхностью резкой смены формы записи. Разломы выделялись по отчетливому смещению на оси времен границы кровли фундамента, четкому слаженному изменению вдоль профиля значений ЭКО, трансформации характера «сейсмической слоистости» в отдельных блоках. Все построения контролировались разрезами близ расположенных глубоких скважин.
Реконструкция формационного состава доюрских комплексов, помимо материалов глубокого бурения, базировалось на результатах гравитационных и магнитных съемок, а также на данных сейсмического зондирования. При картировании структурно-формационных зон доюрского фундамента на площади работ первоначально, методом визуального районирования, выделялись крупные однородные участки полей и намечались их границы. Выделенные зоны детализировались с учетом дифференциации анализируемых полей. Границы формаций определялись по смене градиента интенсивности или характера полей, простирания аномалий. Наиболее достоверными считались те объекты, которые находили отражение как в гравитационном, так и в магнитном полях. Для диагностики выделяемых аномальных зон и отдельных участков полей были привлечены полученные ранее в пределах складчатого обрамления Западно-Сибирской плиты признаки, выраженные в физических полях и геоморфологии различных структурно-формационных зон и формаций /Сурков и др., 1981/. Следует отметить, что связь между реальными геологическими телами и их признаками носит вероятностный характер. Привлечение дополнительных геофизических методов уменьшают эту неоднозначность. Поэтому, по изученным маршрутам проводился анализ картины записи ЭКО и структурной поверхности по отражающему горизонту «А» (поверхность доюрского основания). Особенностью данной методики интерпретации формационного состава доюрских отложений явился совместный анализ сейсмогеологических разрезов ЭКО с протрассированной подошвой юрских отложений и по этим же маршрутам - значений плотности и магнитной восприимчивости пород. По сейсмогеологическим разрезам ЭКО в фундаменте довольно уверенно выделяются резко очерченные участки с различной сейсмохарактеристикой, что характеризует явно выраженное его блоковое строение. Существенное значение при интерпретации имеет анализ формы записи. Хаотичный ее рисунок свидетельствует либо о неслоистых или интенсивно раздробленных толщах, либо о крутых углах падения слоев. Слоистая картина характерна для первично осадочных и вулканогенно-осадочных, либо других слабо дислоцированных образований. Как и положение структурной поверхности подошвы юрских отложений и направление наклона плоскостей сместителя, эти характеристики дают основания для заключений о соотношении относительного типа соседствующих блоков фундамента (горст, грабен, сброс и т.п.).
Сейсмогеологические модели нижней юры и верхней части фундамента.
На территории деятельности ООО «Лукойл - Западная Сибирь» в Широтном Приобье доюрский метаморфизованный складчато-глыбовый фундамент (протерозой - триас) последовательно перекрывают нижнесреднеюрские терригенные отложения.
В настоящее время на территории Западной Сибири установлена общая закономерная цикличность строения базальных горизонтов мезозойского чехла, выраженная в. чередовании толщ преимущественно песчано-алевритового и алеврито-глинистого состава. Согласно этому обстоятельству, в юрских отложениях установлены региональные стратиграфические горизонты -совокупность синхронных полифациальных образований, отличающаяся направленной цикличной сменой структурного состава отложений по латерали. Пары песчаных горизонтов и вышележащих глинистых рассматриваются в качестве самостоятельных нефтегазоносных комплексов, развитие установленных резервуаров и флюидоупоров имеет региональный характер. Снизу вверх это: зимний резервуар и левинский флюидоупор (геттанг -плинсбах), шараповский и тогурский (плинсбах - тоар), надояхский и лайдинский (тоар - аален), вымский и леонтьевский (аален - бат), малышевский и васюганский (байос - келловей). Залежи УВ зоны дезинтеграции фундамента Западно-Сибирской плиты имеют, в основном, гидродинамическую связь с нижнесреднеюрскими резервуарами непосредственно залегающими на фундаменте, в этом случае флюидоупоры либо региональные, либо локальные.
Представленные фрагменты региональных сейсмогеологических профилей характеризуют восточный склон Сургутского свода, Ярсомовский прогиб и северную часть Нижневартовского свода (профили IX — XIV). Региональный профиль CIV занимает преимущественно центральную часть Ярсомовского прогиба. Объем переобработки и интерпретации сейсмических профилей около 900 пог. км. Профиль R-111 (192 пог. км.) характеризует восточное крыло Сургутского свода, a R-22 (97 пог. км.) - западный склон Нижневартовского (рис. 2.7). Сейсмогеологические разрезы составлены с использованием материалов глубокого бурения, а также (для уточнения формационного состава фундамента) - грави- и магниторазведки.
Основные юрские отражающие горизонты ЭКО приурочены к глинистым уровням: Б формируется близ кровли баженовской свиты, Tvs- на границе васюганского и малышевского региональных стратиграфических горизонтов, Tin — в кровле леонтьевского, ТЫ — лайдинского, Ttg — тогурского, Tlv — левинского. К основанию юры территории приурочен отражающий горизонте. Внутри верхней части доюрского комплекса региональных или более-менее протяженных отражений на территории не установлено.
Гидрогеологические критерии
Ранее проведенные исследования гидрогеологических условий нижнесреднеюрских отложений на региональном уровне позволили выявить основные общие черты гидрогеохимической, гидрогазогеохимической зональности. К ним отнесены: доминирующее развитие подземных вод хлоркальциевого типа; формирование зон с повышенной минерализацией подземных вод нижнеюрских НТК при влиянии слабых рассолов, содержащихся в существенно карбонатных образованиях эрозионных выступов доюрского фундамента; геохимическая азональность подземных вод и растворенных в них газов, локально связанная с проявлениями и скоплениями углеводородов, а также латеральной неоднородностью насыщения отложений органическим веществом; влияние нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей в отложениях нижней и средней юры, выразившееся в снижении минерализации подошвенных и приконтурных вод и изменении их химического состава, в основном в сторону относительного увеличения содержания гидрокарбонатов.
Прогноз перспектив нефтегазоносности территорий гидрогеологическими методами основывается на: выявлении и анализе гидрогеохимических и гидродинамических зональностей, анализе закономерностей распределения гидрогеологических показателей и их изменчивости при участии процессов нафтидогенеза и формирования залежей нефти и газа. В комплексе гидрогеологических показателей прогноза нефтегазоносное территорий выделены две группы: интегрированные - общая минерализация подземных вод, их химический состав и геохимический тип (по В. А. Сулину), газонасыщенность подземных вод и химический состав водорастворенных газов; гидро- и гидрогазогеохимические характеристические коэффициенты; индивидуальные — содержания макро- и микрокомпонентов, отдельные компоненты растворенного органического вещества, изотопы, содержания гомологов метана в составе водорастворенных газов.
Изучение гидрогеологических условий глубокозалегающих отложений нижнеплитного комплекса и анализ влияния скоплений углеводородов на окружающие их пластовые воды позволили выявить некоторые региональные гидрогеологические показатели нефтегазоносности, характерные для отложений нижней и средней юры. Ранее нами, при изучении гидрогеологии нижнесреднеюрских отложений, уже отмечалось влияние скоплений углеводородов на снижение минерализации приконтурных вод, изменение их геохимического типа от хлоркальциевого на гидрокарбонатно-натриевый, а так же на увеличение суммарного содержания гомологов метана для растворенных в них газов и газонасыщенности [121,122].
В качестве региональных гидрогеохимических показателей перспектив нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений нами выделены:
- повышенная фоновая газонасыщенность подземных вод (более 0,5мЗ/мЗ), резко возрастающая вблизи скоплений углеводородов;
- высокое фоновое суммарное содержание гомологов метана (более 1,5% об);
- повышенное содержание йода в зонах дислокации нефтегазоносных залежей, парагенетически связанного с углеводородами (согласно теории органического происхождения), нижней границей принято его содержание 2,0 мг/л;
- наличие геохимической азональносте подземных вод, преимущественно связанной с проявлениями и скоплениями углеводородов; гидродинамическая обособленность НТК, в том числе косвенно выраженная через интегрированные гидрогеохимические показатели.
Доюрское основание. Породы доюрского основания на рассматриваемой территории представляют собой единый гидродинамический объект с терригенными отложениями нижней юры. Испытаны они в 29 скважинах, расположенных на 19 площадях. Большинство из них сосредоточено в юго-восточной части рассматриваемой территории. На двух площадях из зоны контакта пород фундамента, при совместном испытании с породами нижней юры, получены притоки нефти — Западно-Котухтинская (2,0-4,78 мЗ/сут) и Малоключевская (1,4 мЗ/сут). На Урьевской площади из этого объекта получены прямые признаки нефти -0,1-0,2 мЗ/сут. Удельные дебиты (коэффициент продуктивности) скважин меняются значительно от 0,19 до 0,002 мЗ/сут/атм. При этом максимальные притоки флюидов получены из зоны контакта терригенных пород мезозоя с породами терригенно-карбонатной и риолитовой формаций. Опираясь на материалы, полученные на площадях вне изучаемой зоны, можно предположить развитие здесь вод хлоридиого натриевого состава хлоркальциевого типа с минерализацией от 30 до 40 г/дмЗ в восточной части, где развиты карбонатные породы, и с меньшей минерализацией на западных территориях, в зоне развития пород эффузивной и терригенной формаций (рис. 3.15). Пластовые давления, по имеющимся данным, чаще не превышают гидростатические. Отмечены два объекта с повышенными коэффициентами аномальности пластового давления: на Западно-Котухтинской площади (скв. 150, инт. 3601-3635) в нефтеносном объекте его значение 1,13; и на Ключевой площади (скв.172, инт. 3584-3586) в водоносном объекте на глубине 400 м от кровли фундамента - 1,08. Эти данные свидетельствуют о присутствии внутри разреза пород доюрского основания гидродинамически изолированных объектов повышенной проницаемости.
Зимний НТК. В отложениях зимнего горизонта широким распространением пользуются подземные воды хлоридного натриевого состава хлоркальциевого геохимического типа, представляющие собой региональный гидрогеохимический фон (рис. 3.16). Пластовые воды зимнего резервуара вскрыты на Болыпекотухтинской площади в скважине 105. Из интервала 3680-3706 м на самоизливе получен приток слабых рассолов дебитом 1,2 мЗ/сут с температурой +118С.
По химическому составу вода хлоридная натриевая хлоркальциевого геохимического типа, с коэффициентами метаморфизации rNa/rCl и С1/Вг соответственно равными 0,87 и 274. Содержания йода и брома составляют 5,5 мг/л и 115 мг/л соответственно, что характерно для глубоких вод центральных районов ЗСП. Содержание гидрокарбонат-иона не превышает 0.3 %-экв. Значение газового фактора составляет 2,2 м /м .
Резервуар зимнего НГК надежно перекрывается 40 м толщей глинистых отложений левинского горизонта, о чем свидетельствует значение коэффициента аномальности пластового давления в рассматриваемом интервале — 1,13.
Шараповский НГК. Шараповский резервуар, вне зоны развития левинского флюидоупора, представляет собой единый гидродинамический объект с дезинтегрированными породами фундамента (рис. 3.17).
Флюидоупором служат аргиллиты китербютского горизонта, перекрывающие резервуар с небольшим расширением по периферии в пределах 1-10 км, мощностью от 15 до 49 м.
Отложения шараповского горизонта опробованы на
Большекотухтинской площади, где в скв.105 из интервала 3548-3588 м на самоизливе получен приток 0.5 мЗ\сут минерализованной воды. Содержание солей в ней достигает 23.4 г/дмЗ, вода хлоридного натриевого состава хлоркальциевого геохимического типа с коэффициентами метаморфизации rNa/rCl и С1/Вг соответственно равными 0,94 и 328. Присутствие в воде карбонат-иона (168 мг/дмЗ) и сульфат-иона (143 мг/дмЗ) свидетельствуют о присутствии в ней технической воды.
Опираясь на материалы наших региональных исследований можно с уверенностью утверждать, что как и в зимнем резервуаре, здесь повсеместно развиты подземные воды хлоридного натриевого состава хлоркальциевого геохимического типа. Пластовые воды гидродинамически изолированы от выше и нижезалегающих резервуаров, о чем свидетельствует превышение пластового давления над гидростатическим на 12 %. Результаты испытания отложений горизонта совместно с породами фундамента приведены выше. Замеренные пластовые температуры возрастают с погружением кровли горизонта, составляя близ Вартовского свода +94С - +95С, на северо-востоке территории +104С - +112С.
Прогноз перспективных зон и поисковых объектов
Анализ геологического строения доюрского основания и разработанные модели формирования зон трещиноватых пород потенциальных очагов аккумуляции УВ-флюидов позволяют определить совокупность необходимых и достаточных благоприятных условий для формирования и размещения скоплений УВ в ловушках доюрского основания [21,46,54,96,102-104,113,114].
Сочетание благоприятных факторов включает наличие: коллектора, флюидоупора, нефтегазообразующих осадочных толщ, примыкающих к образованиям фундамента, благоприятные геохимические и гидрогеологические условия для формирования и сохранения залежей нефти и газа в ловушках стратиграфического типа.
Подавляющее большинство открытых месторождений нефти и газа в породах доюрского основания приурочено к его выступам, разбитым крупными разломами на блоки и перекрытых толщей осадочных пород, обогащенных ОВ.
Выступы фундамента отличаются неравномерным распределением коллекторов. Участки разуплотненных трещиноватых пород-коллекторов приурочены к зонам разломов, а также могут формироваться за счет гидротермальных и гипергенных процессов.
Необходимым условием для формирования залежей нефти является наличие надежного флюидоупора. Это или региональная глинисто-аргиллитовая покрышка или зональный (локальный) флюидоупор.
Для прогноза перспективных зон и поисковых объектов в породах фундамента на территории деятельности ООО «ЛУКойл - Западная Сибирь» в Широтном Приобье были учтены следующие факторы: остаточные высокочастотные аномалии гравитационного поля, интенсивность сейсмической записи горизонта «А», когерентность горизонта «А», сейсмические аномалии по материалам MOIT-2D, наличие регионального или зонального флюидоупора, плотности ресурсов УВ, структурный фактор горизонта «А».
Все факторы можно разделить на три группы: I - группа факторов, контролирующая развитие зон разуплотнения - возможных коллекторов (геофизические аномалии), II - геологические характеристики, отражающие надежность флюидоупора, тип коллектора и контролируемость объекта структурным планом, III — геохимические показатели, характеризующие генерационный. потенциал нефтегазоматеринской толщи, возможность генерации УВ и условия миграции УВ в ловушку.
I группа
По данным гравиразведки построена карта высокочастотных аномалий, где выделены зоны разуплотнения в верхней части пород фундамента, как наиболее вероятные для наличия коллектора.
Пониженные значения динамических параметров сейсмического волнового поля интенсивности отражения и когерентности говорят о неоднородности и (или) раздробленности среды.
В результате сейсмофациального анализа материалов МОГТ-2Б были выделены локальные сейсмические аномалии - локальное затухание сейсмической энергии или локальное и существенное изменение характера сейсмической записи в отношении ее хаотичности и фрагментарности, различного генезиса, которые интерпретировались как зоны разуплотнения (рис.4.10).
II группа
Наличие и надежность флюидоупора отражены на литофациальных картах по левинскому, тогурскому и лайдинскому горизонтам. Участки налегания регионального глинистого экрана на фундамент более перспективны для выделения локальных объектов. На территории, где под региональным флюидоупором залегают отложения нижележащих горизонтов, следует ожидать наличие зональных (локальных) экранов (рис.4.10).
Важное значение для формирования вторичных коллекторов имеет состав кристаллических пород. Из-за недостаточного объема материала для выявления статистической зависимости наличия или отсутствия притока флюида от состава вмещающих пород этот параметр в полной мере не учитывался.
При" прогнозе нефтеносности ловушек использовалась сводная структурно-тектоническая карта по кровле доюрских образований, где нашло отражение гипсометрическое положение выступов, горстов, блоков.
III группа
Необходимая совокупность геохимических параметров, характеризующих нефтегенерационные возможности толщ, была учтена при построении «Карты перспектив нефтеносности базальных горизонтов осадочного чехла и кровли доюрских образований фундамента объемно-генетическим методом». Набор вышеуказанных параметров был использован для прогноза перспективных зон и поисковых объектов.
Рассмотрев влияющие факторы, перейдем непосредственно к прогнозу перспективных зон и поисковых объектов. Для прогноза зон разуплотнения, как зон развития возможных коллекторов, в верхней части фундамента были просуммированы факторы 1-ой группы. В результате были получены зоны развития коллекторов с учетом одного (аномалии гравитационного поля), трех (аномалии сейсмического поля, интенсивность и когерентность и аномалия гравитационного поля) и четырех параметров (все геофизические аномалии).
По совокупности учитываемых факторов участки были разделены по перспективности следующим образом:
Высокоперспектавные — выделены по наличию четырех геофизических параметров;
Перспективные - выделены по сочетанию трех сейсмических параметров или по одному /двум сейсмическим и гравитационному.
Затем эти участки были сопоставлены с зонами развития региональных экранов. В результате для каждого глинистого регионального экрана (левинского, тогурского и лайдинского) были выделены перспективные поисковые объекты, перекрываемые региональными и зональными (локальными) флюидоупорами. На рис. 4.10 показаны поисковые объекты (геофизические аномалии) шеркалинского горизонта под тогурским флюидоупором.
Участки, выделенные только по аномалиям гравитационного поля, также отнесены к перспективным по аналогии с другими перспективными районами Западной Сибири.
Далее перспективные объекты были нанесены на карту нефтегазосборных площадей (рис. 4.11) и подсчитаны локализованные ресурсы по категории Ді (табл. 4.9).
Оценив перспективы нефтеносности и локализованные ресурсы можно более целенаправленно планировать геологоразведочные работы.
По результатам комплексной интерпретации сейсмического волнового поля и гравитационного аномального поля в фундаменте выделен ряд объектов, в пределах которых возможно существование зон дезинтеграции и развитие кор выветривания по эффузивным, карбонатным, терригенно карбонатным и кристаллическим породам. С целью комплексного изучения геологического строения, перспектив нефтеносности доюрских образований и подготовки поисковых объектов предлагается проведение дополнительных сейсморазведочных работ, переобработку и переинтерпретацию сейсмических материалов и бурение поисково-оценочных скважин. Комплекс этих работ позволит уточнить перспективы и строение разреза, получить необходимые характеристики для переобработки и переинтерпретации сейсмических материалов и, таким образом, выйти на целенаправленный поиск залежей нефти (рис.4.12).
