CC BY
86
А.И. Кудаманов, А.А. Потрясов
ОСОБЕННОСТИ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ ВЕРХНЕЮРСКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СУРГУТСКОГО СВОДА НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРУЖНОЕ»
Разный уровень ВНК в двух блоках одной залежи нефти объясняется при помощи палеоструктурных построений и фациаль-ного анализа. В Восточном блоке преобладают регрессивные песчаники, частично перекрытые трансгрессивными песчаниками. В Западном блоке залежи продуктивными являются трансгрессивные песчаники локального распространения. Продуктивные песчаники разных блоков разделены пачкой глинистых алевролитов толщиной 0,5-1,5 м, накопленных в лагунных условиях.
В тектоническом плане месторождение нефти «Дружное» расположено в восточной части Когалым-ской вершины (структуры 2-го порядка), осложняющей с севера Сургутский свод (структуру 1-го порядка). Территория изучена комплексом гео лого-разведочных работ: от региональных до бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.
На месторождении «Дружное» пласт ЮС1 включает 9 залежей. Каждая залежь характеризуется собственной отметкой зоны водонефтяного контакта (ВНК). В пределах «Основной» залежи установлена неоднозначность уровня ВНК и притоков нефти. Судя по глубине ВНК «Основная» залежь фактически состоит из двух гидродинамически разобщенных блоков: Западного и Восточного (рис. 1). В Западном блоке зона ВНК расположена на а.о. - 2790, в Восточном блоке - на а.о. - 2779.
Возможность тектонического контроля разных уровней ВНК была исключена в результате детальной интерпретации материалов сейсмики 2Б.
С целью разрешения проблемы были предприняты палеоструктурные построения и фациальный анализ отложений. Основным затруднением проведения фа-циального анализа явилось отсутствие кернового материала из пласта ЮС1 по подавляющему большинству скважин (более 100 разведочных и эксплуатационных), а там где он есть - низкая степень его изученности. Лишь в трех скважинах (161 и 1340 в Западном блоке и 219 в Восточном) пласт ЮС1 относительно достаточно представлен изученным керном. Вследствие этого при палеоструктурных построениях и фаци-альном анализе отложений основное внимание уделялось материалам ГИС, а именно электрометрическим характеристикам пород пласта на основе методики
В. С. Муромцева [1].
Пласт ЮСі представлен песчаниками и песчанистыми алевролитами, в меньшей степени - глинистыми алевролитами. Песчаники светло-серые, серые, буровато-серые, крепкие, плотные, характеризуются многообразием текстур, встречается рассеянная вкрапленность тонкокристаллического пирита, участками сидерита в виде точечных стяжений. В керне, отобранном из пласта, песчаники отчетливо подразделяются на две группы - нижней и верхней части.
Широко представленные песчаники нижней части преимущественно мелкозернистые (медианный диаметр Мй редко достигает 150 мкм), средне сортированные (коэффициент сортировки 8о обычно более 2,0), с повышенным содержанием первичного глинистого цемента, растительного детрита и слюд, с преобладанием слойчатых текстур течения.
Песчаники верхней части, судя по электрометрическим образам ГИС, не имеют площадного распространения. Для этих песчаников характерно резко увеличенное содержание среднезернистой псаммитовой фракции (Мй составляет 200-250 мкм), значительное улучшение сортировки (8о, как правило, 1,5—1,6), снижение содержания глинистого цемента, растительного детрита и слюд, преобладание массивных текстур и текстур волнения. По данным каротажа «нижние» и «верхние» песчаники разделяются небольшими пачками (мощностью 0,5—1,0, единично до 1,5-2,0 м) глинистых алевролитов и/или аргиллитов [1]. К сожалению, эти интервалы не представлены керном.
По материалам ГИС для пласта ЮС1 были построены карта общих толщин и карта эффективных толщин.
На карте общих толщин (рис. 1) довольно отчетливо выделяются шнуровидные участки западного и югозападного простирания. С учетом текстур течения, характерных для преобладающих пород нижней части разреза пласта, эти шнуровидные участки интерпретируются как каналы поступления осадочного материала с востока в западном направлении.
Наибольшие эффективные толщины (до 10-12 м) локализуются в пределах небольших участков, которые образуют слабо выраженные «цепочки» северо-западного простирания, аналогично простиранию границы раздела гидродинамически разобщенных блоков. С учетом приуроченности песчаников второй группы к этим участкам подобное размещение эффективных толщин пласта объясняется значительной волновой переработкой первоначально накопленных пляжевых отложений в результате изменения характера гидродинамики бассейна. Прерывистое размещение выделенных участков, неравномерность песчаников с повышенной размерностью и улучшенной сортировкой, текстуры волнения, совпадение ориентировки границы раздела блоков и выделенных «цепочек» позволяют довольно уверенно отнести песчаники верхней части разреза к фации вдольбереговых валов и баров.
Пачки глинистых алевролитов и/или аргиллитов, разделяющие песчаники разных групп, отражают довольно продолжительный период резкого снижения темпов накопления и изменения состава осадочного материала, своего рода «застой» в осадконакоплении, накануне «георгиевской» трансгрессии. Песчаники вдольбереговых валов и баров сформировались в начальную фазу «георгиевского» наступления моря в условиях постепенного повышения уровня моря и усиления волновой (и штормовой) активности, разрушения, перемыва и переотложения значительной части пляжевых накоплений [2].
©I
Рис. 1. Схема размещения гидродинамически разобщенных линз с разным уровнем ВНК. Схематические разрезы: а - палеогеоморфологический профиль; б - геологический разрез. Условные обозначения: 1 - скважина и ее номер; 2 - скважина с изученным керном; 3 - направление накопительного потока;
4 - участки повышенной эффективной мощности (валы и бары); 5 - граница раздела линз с разным уровнем ВНК; 6 - песчаники трансгрессивных валов и баров; 7 - песчаные отложения пляжа, накопленные в период регрессии;
8 - глинистые отложения лагуны; 9 - глауконитсодержащие глинистые отложения георгиевской свиты;
10 - нефтенасыщенные песчаники
Таким образом, выделенные «цепочки» барьерных образований расположены в пределах разных блоков. Валы и бары Восточного блока гидродинамически сообщаются с отложениями зоны верхнего пляжа, накопленными в период регрессии. Напротив, барьерные тела Западного блока залегают на глини-
стых отложениях лагунного типа, выклиниваются в районе границы раздела блоков, не имеют непосредственного контакта с породами-коллекторами Восточного блока. Породы-коллекторы обоих блоков надежно экранируются глинистыми отложениями георгиевской свиты.
ЛИТЕРАТУРА
1. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.
2. Обстановки осадконакопления и фации // Под ред. Х. Рединга. М.: Мир, 1990. 352 с.
Статья представлена научной редакцией «Науки о Земле» 21 января 2008 г.
