Введение к работе
Актуальность темы. Как известно, более 60 % нефти России ежегодно добывается в Западной Сибири. Более 90 % ее приходится на пеокомский клиноформиый комплекс, характеризующийся сильной фациалыюй изменчивостью, значительным]! изменениями мощностей продуктивных пластов, их крутым падением и др. До недавнего времени легко открывались и успешно осваивались структурные залежи, связанные с субгоризоиталыю залегающими "шелъфовыми" (ундаформ-иыми) пластами и горизонтами. Именно с ними связано более 90 % открытых на сегодня крупных, крупнейших и гагаитских месторождений Широтного Приобья (Самотлорское, Федоровское, Усть-Балык-ское и др.). Однако фонд иеразбуреииых структур в центральных районах Западной Сибири практически исчерпан. Идет поиск и наращивание запасов за счет открытия неструктурных залежей. Одним из таких перспективных объектов на поиски крупных скоплений жидких углеводородов в исследуемом районе является ачимовская толща.
Существенно усилился поисковый интерес к этим образованиям в связи с выявлением в их составе крупных скоплений углеводородов. Одним из таких значительных открытий явилось Приобское месторождений, гигантские запасы нефти которого оказались связанными с песчаио-алевритовыми линзами ачимовской толщи. Представление о их приуроченности к клиноформной и фоидоформной зонам потребовало пересмотра корреляции продуктивных отложений в целом и уточнения геологической модели месторождения. Это послужило основой для переоценки запасов и принципиально новой схемы разработки. Именно поэтому детальное изучение Приобской зоны, выявление особенностей строения и нефтеносности делает выбранную тему диссертации актуальной в теоретическом и практическом отношениях.
Цель и задача исследования. Главной задачей диссертационной работы является уточнение геологического строения Приобской зоны иефтенакоішеїшя с целью оптимизации разработки сложно построенных неструктурных лнтологаческих залежей и создания эталона для поисков залежей подобного типа за пределами зоны (прежде всего на ее северном и южном продолжениях).
В процессе осуществления поставленной задачи ставлись следующие вопросы:
- детальное системно-литмолошческое расчленение и корреляция продуктивных отложений иеокомского разреза Приобской зоны; - реконструкция литолого-фациальных и палеогеоморфологаче-ских условий осадкоиакошісния и выявление закономерностей пространственно-временного размещения иесчано- алевритовых горизонтов;
- типизация песчано-алевритовых тел-коллекторов, определение их фильтрационно-емкостиых свойств;
- разработка рекомендаций по доразведке.
Фактический материал и методы иследования. В качестве общеметодолопїческого подхода при выполнении работы использованы адаптированные к объекту исследования приемы системного, точнее, системио-литмологического анализа иородно-слоевых ассоциаций, В этом определенная новизна методики изучения весьма сложного объекта. При этом в комплексе исследований использованы все необходимые традиционные подходы и методы: биостратиграфический, литолого-фациальньш, палеогеоморфологаческий, иалеоструктуриый и другие, в том числе методика B.C. Муромцева по интерпретации фа-цнальных обстановок по анализу кривых стандартного каротажа,
В процессе выполнения работы привлекался материал и результаты геолого-геофизических исследований по 150 разведочным и более чем по 200 эксплуатационным скважинам, пробуренным в пределах Приобской зоны нефтеиакопления: это описания керпа, палеонтологические определения, результаты более 1000 определений фильтра-ционно-емкостных свойств пород по 37 разведочным скважинам центрального блока Приобского месторождения, по данным геологической службы АО "Юганскнефтегаз", а также результаты сейсморазвед-кн. в том числе объемной, предоставленные В.И. Кузнецовым (Зап-СибНИИГеофизика), фондовые и опубликованные материалы и др.
Новизна работы. На основе детального системио-литмологичес-кого расчленения разрезов неохомских продуктивных отложений Приобской нефтеносной зоны, опираясь главным образом на результаты эксплуатационного бурения, увязанные с данными площадной сейсморазведки, выделены трансгрессивно-регрессивные циклиты регионального, субрегионального, зонального, а в разрезе основных продуктивных горизонтов АСю-12 и субзоналыюго рангов.
Сравнивая вариант корреляции, полученный на системно-литмо-логической основе, с вариантом корреляции, принятым при первоначальном подсчете запасов, выявлено их значительное расхождение -до двух горизонтов. Выполненные детальное снстемно-литмологическое расчленение и корреляция позволили построить палеоструктурные схемы, карты изопахит клииоциклитов, мощностей песчано-алевритовых отложений и друлге по каждому из зональных циклитов.
Анализ материалов геофизических исследований скважин позволил выделить семь электрометрических типов "фаиий" продуктивных пластов и их возрастных аналогов. На основании статистических методов анализа данных лабораторных исследований керна определены фнльтрашюнно-емкостиые характеристики основных фацианьпмх типов продуктивных пластов.
Используя методы литолого-фапиалыюго, палсогеоморфолопгче-ского и иалеоструктурного анализов, автор выявил пространственные закономерности распространения коллекторов по каждому из продуктивных пластов и горизонтов.
Все это позволило существенно уточнить геолопгческую модель Приобской зоны нефтеиакопления, которая может стать эталоном при поисках подобных неструктурных (литолопгческих) залежей жидких углеводородов, как на ее. продолжении (особенно северном, протяженностью более 1000 км), так и на огрошюй территории (более 1 млн км2) Широтного Приобья и Надым-Тазовского междуречья.
Защищаемые положения, выводы и рекомендации:
1. Детальное системио-литмологаческое расчленение и корреляция разрезов поисково-разведочных н эксплуатационных скважин позволяют утверждать, что неокомский продуктивный комплекс в пределах Приобской зоны нефтеиакопления имеет клииоформное строение.
2. Продуктивные пласты и горизонты (АС7-АС12) приурочены к регрессивной части последней (наиболее "молодой") готерив-баррем-ской (нимской) клниоформе.
3. Выявлена связь коїшекторских пластов и горизонтов, в подавляющем большинстве случаев, с регрессивными частями клииоциклитов.
4. На базе системно-литмолошческого расчленения установлено, что готерив-барремская (пимская) репюиальная клиноформа состоит из двух субрегиональных клипоформ. Коллекторскне пласты и горизонты (АС4-12) в ее составе приурочены к десяти зональным клиио-формам. Клиноформы любого ранга являются телами трансгрессивно-регрессивных седиментациониых циклов, породные тела которых по лучили название "клшюциклитов" [Приобская нефтеносная зона, 1996].
5. В результате детальной системно-литмологической корреляции разрезов более 200 эксплуатационных скважин Приобского месторождения нефти выявлено существенно более крутое падение пластов в составе горизоптов АСЦ.П, которых в отложениях ачимовской толщи выделено семь, а не четыре, как предполагалось ранее.
6. Вследствие того, что все коллекторы основных продуктивных горизонтов Приобской зоны иефтеиасыщепы и размещение залежей нефти не подчиняется структурному контролю, основными факторами при оценке перспектив нефтеносности иеокомских отложений в пределах исследуемой территории являются литолого-фадиальный и па-леогеоморфолошческий. Пространственное размещение песчаио-алев-ритовых тел-коллекторов в каждом из зональных клшюциклитов контролировалось положением фронта дельты, расположением русловых систем, составом и количеством приносимого осадка, углами наклона склона, а также иалеотектоинкой.
7. В результате комплексных системно-литмологическнх исследований существенно уточнена геологическая модель Приобской зоны.
Практическая ценность роботы. Выполненное детальное сис-темно-литмолопгческое расчленение и корреляция разрезов скважин использованы АО "Юганскнефтегаз", ЦГЭ (Москва), ЗапСибНИИГео-физика (В.И. Кузнецов, Тюмень) для создания ссйсмогеологаческой модели и интерпретации трехмерной сейсморазведки (ЦГЭ, Москва), пересчета и уточнения запасов нефти, проекта доразведки и оптимизации схемы разработки Приобского месторождения (СибНИИНП, Тюмень). По результатам детальной корреляции АО "Юганскнефтегаз" принят предложенный вариант переиндексации продуктивных пластов основных нефтеносных горизонтов АС и И АСї2 В итоге выполненных исследований существенно уточнена геоло-шческая модель Приобской зоны нефтенакоиления.
Выявленные пространственно-временные закономерности размещения песчано-алевритовых тел-коллекторов позволяют повысить эффективность заложения новых поисково-разведочных скважин и обоснования для выбора объектов постановки объемной сейсморазведки.
Апробация. Материалы, изложенные в диссертации докладывались на Международном симпозиуме и выставке "Нетрадиционные ис ТОЧНІШІ углеводородного сырья и проблемы его освоения" (Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1992), на научно-практической конференции "Блоковое строение зешюй коры и нефтегазоносиость" (Санкт-Петербург, ВНИГРИ 1994), Первом Международном сешпгаре "Напряжения в литосфере (глобальные, региональные, локальные)" (Москва, 1994), Первом Международном Симпозиуме Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов" (Санкт-Петербург, 1994), Первой Международной конференции "Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ (Санкт-Петербург, 1995), Шестых Сибирских Губ-кинских чтениях (Новосибирск, 1996), а также Четвертых Саксовских чтениях (Новосибирск, 1996). Кроме того результаты этапных исследований докладывались на НТС "Юганскнефтегаз", Дирекции по обустройству вводимых в эксплуатацию месторождении нефти и газа, на рабочих семинарах в НК Амоко и НК ЮКОС в Москве и Хьюстоне.
По теме диссертации автором опубликовано тринадцать работ, в том числе коллективная монография "Приобская нефтеносная зона", в которой изложены основные положения диссертации. Кроме того материалы войти в семь научных отчетов ОИГГМ СО РАН, переданных производственным организациям, а также в отчеты по программе "Поиск" (Роекомнедра, Минтопэнерго).
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения. Общий объем работы составляет 205 стр., в том числе 70 рисунков и 6 таблиц. Список использованной литературы составляет 196 наименований.
Диссертация является итогом, составной частью коллективной работы под руководством и при участии Ю.Н. Карогодииа. За ценные советы и замечания диссертант выражает глубокую признательность научному руководителю Ю.Н. Карогодииу, благодарность академику А.Э. Коиторовичу, докторам геолого-минералопгческих наук П.М. Бондаренко, Н.П. Зашталову, Б.А. Каштанову, В.И. Москвину, Г.С. Фрадкину, кандидату геолого-мииералопгческих наук Л.В. Смирнову, геологам НК ЮКОС А.М.Потапову, A.M.Пальцеву, В.В.Быкову, А.И.Ко-нышеву,Р.К. Разяпову, М.Б. Сквориову, З.М.Тюстиной, В.Н. Черноморскому. Автор искренне благодарен также коллегам В.Н. Григорьевой, Н.Ф. Курбацкой и М.Е. Нахкур за помощь в завершении и оформлении работы.
