CC BY
82
ГЕОРЕСУРСЫ I GEORESOURCES сгг/Л<\ 2020. Т. 22. № 3. С. 55-61
DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2020.3.55-61 удк 550.8.072
Фациальные модели ачимовской толщи Восточно-Уренгойского лицензионного участка как основа для оптимизации систем разведки и разработки
А.В. Храмцова1*, С.И. Пахомов1, Н.Ю. Натчук1, М.П. Калашникова1, С.В. Ромашкин2, А.Д. Мусихин2, Н.Г. Семенова2
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия 2АО «РОСПАНИНТЕРНЕШНЛ», Новый Уренгой, Россия
В результате седиментологического анализа керна ачимовской толщи (нижний мел, верхний валанжин) подтверждается их формирование высокоэффективными смешанными системами подводных конусов выноса, в (относительно) глубоководной части морского бассейна. На основании комплексного анализа керна, геофизических исследований скважин и сейсморазведки выполнена корреляция разрезов скважин, построены литолого-фациальные модели пластов Ач5-6. Установлено, что наилучшими коллекторскими свойствами характеризуются распределительные каналы и проксимальные части седиментационных лопастей.
Ключевые слова: ачимовская толща, фация, турбидиты, подводный конус выноса, проницаемость.
Для цитирования: Храмцова А.В., Пахомов С.И., Натчук Н.Ю., Калашникова М.П., Ромашкин С.В., Мусихин А.Д., Семенова Н.Г. (2020). Фациальные модели ачимовской толщи Восточно-Уренгойского лицензионного участка как основа для оптимизации систем разведки и разработки. Георесурсы, 22(3), с. 55-61. DOI: https://doi. о^/10.18599^ге.2020.3.55-61
Введение
Восточно-Уренгойский лицензионный участок (ЛУ) расположен в северной части Западной Сибири, в Надым-Пурской нефтегазоносной области, тектонически приурочен к Уренгойскому мегавалу. Согласно региональной стратиграфической схеме районирования по типам разрезов берриас-аптских отложений Западной Сибири район работ расположен в Уренгойско-Пурпейском ли-тофациальном районе, Уренгойском подрайоне (Решение 5-го межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям ЗападноСибирской равнины, 1991). Ачимовская толща (пласты Ач5-Ач6) ранневаланжинского возраста (К^) согласно залегает на отложениях баженовской свиты и/или пода-чимовской толщи и перекрывается тангаловской свитой. В пределах района работ глубина залегания ачимовских отложений составляет 3500-4070 м.
Согласно палеогеографической схеме Западной Сибири в раннем валанжине, в пределах района работ, существовал эпиконтинентальный морской бассейн глубиной не более 200-400 м (Конторович, Ершов и др., 2014). Обломочный материал большей частью поступал с Енисейского кряжа, Сибирской платформы, Алтае-Саянской области и Центрально-Казахстанского массива и в меньшей степени с Урала.
С целью детализации геологического строения пластов Ач5-Ач6, прогноза пород-коллекторов, оптимизации систем разведки и разработки авторами проведен комплексный анализ геолого-геофизической данных,
* Ответственный автор: Алена Валерьевна Храмцова
E-mail: avkhramtsova@rosneft.ru
© 2020 Коллектив авторов
материалов 3Д сейсморазведки и керна. В связи с тем, что породы-коллекторы ачимовской толщи относятся к низкопроницаемым, для интенсификации притоков используют гидроразрыв пласта. В последнее время, в связи с обводненностью ряда месторождений, детализация геологического строения является актуальной задачей.
Фактический материал и методы исследований
Седиментологический анализ ачимовских отложений выполнен по керну 12 скважин, суммарный вынос которого составил 567 м (82 %). Фации выделены на основании диагностических признаков, представленных в трудах отечественных (Алексеев, 2002; Барабошкин, 2011; Жемчугова, 2014 и др.) и зарубежных (Stow, 1976; Normark, 1970, 1974; Mutti, 1992; Walker, 1992; Einsele, 1992; Reading, Richards, 1994 и др.) исследователей. Для характеристики литотипов и фаций использовались результаты литологических исследований керна и филь-трационно-ёмкостных свойств (ФЕС) пород, выполненные в лаборатории ООО «Тюменский нефтяной научный центр».
При корреляции разрезов скважин использовались методы литолого-фациального анализа (Алексеев, 2002) и секвенс-стратиграфии (Catuneanu, 2006). Фациальные карты пластов Ач5 были построены на основании комплексного анализа керна, ГИС, карт сейсмических атрибутов (акустического импеданса, когерентности, сейсмофаций, амплитуд), общих толщин и песчанистости. Перспективные участки для постановки бурения новых скважин выбирались на основании анализа гидродинамических исследований скважин, ГИС, сейсмических материалов и фациальных моделей продуктивных отложений.
НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
Состав, строение и условия формирования
Породы-коллекторы ачимовской толщи представлены преимущественно песчаниками тонкозернистыми и мелкозернистыми, редко средне-мелкозернистыми. По минеральному составу песчаники и алевролиты относятся к аркозам, продуктам разрушения гранитоидов и метаморфических сланцев. Отмечается преобладание кварца над полевыми шпатами, содержание обломков пород не превышает 25 % (рис. 1). В песчаниках и алевролитах крупнозернистых содержание цемента изменяется в широких пределах от 2,5 до 38 %, состав цемента глинистый, карбонатный и регенерационный. Среди глинистых минералов цемента преобладает хлорит, среди карбонатных - кальцит. Встречается регенерационный кварцевый и полевошпатовый цементы, содержание которых не превышает 0,5-1,0 %. По данным рентгеноструктурного анализа глинистой фракции установлено повышенное содержание смешаннослойных образований (ССо) (до 30-35 %) в цементе песчаников и алевролитов группы пластов Ач6. Содержание набухающих пакетов в составе ССО составляет 1-28 % (рис. 1). Породы являются гидрофильными.
Установлено отрицательное влияние на ФЕС пород следующих вторичных процессов: карбонатизация, хлоритизация, пелитизация и гидратация биотита, регенерация кварца и полевых шпатов (только при высокой интенсивно сти).
Небольшое положительное влияние на коллекторские свойства пород оказывают процессы растворения полевых шпатов и обломков пород.
Породы характеризуются весьма низкими значениями
проницаемости (преимущественно < 1*10-3 мкм2). Лишь в единичных средне-мелкозернистых песчаных слойках отмечается увеличение проницаемости пород до 30*10-3 мкм2. Значения открытой пористости не превышают 20 %.
Существует две точки зрения на генезис отложений ачимовской толщи: 1) формирование их в подводной части дельты/авандельте (Алексеев, 2014 и др.); 2) в глубоководных конусах выноса (Гурари, 2003; Нежданов и др., 2000; Зверев, Казаненков, 2001; Бородкин, Курчиков, 2015; Сангаевский, Хафизов, Шиманский, 2015 и др.). В пользу последней седиментологической модели (подводные конусы выноса) свидетельствуют текстурные особенности пород.
По диагностическим признакам фаций (структура, текстура, фауна, минеральные включения, контакты и переходы и пр.) установлено, что отложения формировались преимущественно гравитационными потоками (зерновыми, дебрисными и флюидальными) в глубоководной части морского бассейна. В породах отсутствуют типичные признаки мелководья (волновая рябь; крупномасштабная косая слоистость; признаки субаэральной экспозиции, штормовых и приливно-отливных процессов), но есть признаки привноса осадочного материала из мелководных частей бассейна (углистый детрит, мелководные микроорганизмы и ихнофоссилии). В подошве песчаных слоев обильно развиты подошвенные знаки нагрузки, течений и пламенные текстуры (рис. 2 а, 2в-д).
Для ачимовских отложений характерны: массивная текстура и градационная слоистость, текстуры пластических
Рис. 1. Литолого-петрофизическийразрез ачимовской толщи Восточно-Уренгойского ЛУ. Литология: 1 - песчаники; 2 - алевролиты крупнозернистые; 3 - аргиллиты, алевролиты мелкозернистые глинистые.
ЕЕШЕВаиЙСЕБ www.geors.ru
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES
grW*
2020. Т. 22. № 3. С. 55-61
деформаций (внедрения, конволютная, пламенная, песчаные роллы), блюдцеобразная, трубки обезвоживания, тонкая горизонтальная слоистость, восходящая рябь течений, редко встречаются биотурбационные текстуры (рис. 2). Следы бентосных организмов - Ophiomorpha, Asterosoma, Thalassinoides, Chondrites - встречаются в единичных скважинах, в отложениях прирусловых валов и в межрусловых площадях. Интенсивность биотурбации
Рис. 2. Текстурные особенности пород ачимовской толщи Восточно-Уренгойского месторождения. а - песчаники с массивной и конволютной текстурой, с глинистыми интракластами; б - песчаники с дебрисной текстурой, с мелкими интракластами алевролитов глинистых; в -песчаники с трубками обезвоживания, с пламенной текстурой; г - песчаники с градационной слоистостью; д - переслаивание песчаников и алевролитов глинистых, на контакте слоев текстуры нагрузки; е - песчаники с блюдцеобразной текстурой, с мелкими интракластами алевролитов глинистых; ж - песчаники с восходящей рябью течений; з - биотурбационная текстура (Thalassinoides); и - алевролиты мелко-крупнозернистые с конволютной слоистостью.
Рис. 3. Концептуальная модель строения ачимовских отложений (а) и морфологические элементы подводного конуса выноса, выделенные по результатам сейсморазведки (б-г)
может быть значительной. Если текстуры пластических деформаций, массивная, восходящая рябь течений могут встречаться в различных фациях, то градационная слоистость характерна для отложений турбидитовых (мутьевых) потоков. Обширная библиография по турби-дитовым течениям и турбидитам дана в работах (Bouma, 2000; Mutti, 1992; Lowe, 1982; Stow, 1976; Prelat, 2009; Nichols, 2012 и др.).
Турбидитовые течения могут встречаться в озерах (Dodd, McCarthy et al., 2018), дельтах, морях и океанах, но для сохранения текстурных особенностей турбидитов они не должны перерабатываться другими течениями. Фактически это определяет положение турби-дитов ниже базиса штормовых волн, вероятные минимальные глубины около 200 м (Walker, 1992), что не противоречит региональным данным.
В результате седиментоло-гического изучения керна ачи-мовских отложений выделены следующие фации: подводные питающие и распределительные каналы, подводные валы, окраинная часть канала/межрусловые площади, глинистые отложения склона и шельфа, оползни, седиментационные лопасти. Концептуальная модель строения ачимовской толщи представлена на рис. 3 а.
Питающие/склоновые каналы керном не охарактеризованы, но хорошо диагностируются по данным сейсморазведки (рис. 3б, 3г). Переход от каналов с прирусловыми валами к фронтальному выносу хорошо виден на картах и разрезах по кубу акустического импеданса (рис. 3б, 3в). Основные седиментологиче-ские разрезы фаций ачимов-ской толщи представлены на рис. 4.
Распределительные каналы представлены песчаниками массивными, часто встречаются трубки обезвоживания и блюдцеобразные текстуры, которые свидетельствуют об интенсивной потере флюидной составляющей в период осад-конакопления. Песчаники с массивной текстурой вверх по разрезу переходят в «классические» турбидиты. Нижний
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
контакт песчаных прослоев как правило эрозионный (рис. 4а), подчеркнутый интракластами аргиллитов и алевролитов глинистых. Наличие обломков свидетельствует об эрозии, вызываемой высокоплотностными турбидитными потоками.
Примеси: стяжения пирита, углистый детрит.
Интерпретация: формирование отложений подводных русел происходило в результате низкоплотностных турбидитовых потоков. Встречаются как крупные русла с прирусловыми валами, так и мелкие каналы. Часто каналы надстраиваются, в результате чего верхние тонкозернистые последовательности эродируются последующими потоками.
Крупные склоновые каналы являются основным поставщиком осадков из зоны мелководного шельфа в относительно глубоководную часть бассейна, хорошо диагностируются по результатам сейсморазведки (рис. 3б). Распределительные каналы встречаются меандриру-ющего, разветвленного и спрямленного типов. Песчаное тело в разрезе имеет корытообразную форму (рис. 4).
Мощность: до 20-30 м.
Каротажная характеристика: блоковая форма, низкие значения ГК (5-10 gAPI).
Фация турбидитовой лопасти представлена песчаниками от тонко- до мелкозернистых, алевролитами крупнозернистыми с тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов мелкозернистых глинистых. В песчаниках и алевролитах крупнозернистых текстура массивная, дебрисная, градационная, пластических деформаций, флюидальная, горизонтальная, участками встречается мелкая косая слоистость. На контакте слоев наблюдаются текстуры нагрузки. Для турбидитовых лопастей характерны слои песчаников с массивной и градационной текстурой, без признаков влияния каналов (рис. 4б).
Примеси и другие признаки: углистый детрит, интра-класты алевролита глинистого вытянутой и уплощенной формы.
Интерпретация: при выходе из русла турбидитовые потоки растекаются, образую четко выраженные в рельефе конусы выноса (рис. 3). Лопасти состоят из компенсационных циклов, каждый из которых представляет собой заполнение турбидитами понижения рельефа, расположенного между выступающими в рельефе осадками более старых турбидитовых потоков. Строение компенсационных циклов может характеризоваться как утолщением вверх по разрезу слоев песчаных турбидитов, так и их утонением. Формирование седиментационных лопастей происходит при изменении градиента склона, как только поток встречает резкое изменение градиента склона, на этом перепаде (точка транзита) происходит переход каналов к фронтальным выносам (рис. 3б, 3в). Песчаное тело в разрезе имеет форму плоских, вытянутых линз (рис. 4).
Мощность: до 15-20 м.
Каротажная характеристика: средние значения ГК (7-12 £АР1).
Фация подводного прируслового вала /межрусловых площадей представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов (рис. 4в). Мощность песчаников изменяется от 2 до 50 см, алевролитов глинистых и аргиллитов 1-10 см. Уменьшение песчаных прослоев наблюдается при удалении от русла.
Текстура: тонкослоистая, градационная, пластических деформаций, дебрисная, восходящая рябь течений, кон-волютная, редко биотурбационная (рис. 2з).
Ихнофоссилии: редко встречаются следы Thalassinoides, Phycosiphon, Fugichnia, Ophiomorpha.
Примеси и другие признаки: растительный детрит, мелкие линзочки угля, раковинный детрит.
Интерпретация: клиновидные прирусловые валы формируются по краям канала и постепенно выклиниваются вглубь бассейна. Высота прирусловых валов обычно уменьшается вниз по конусу выноса, и русла становятся менее глубокими. Наличие находящихся во взвешенном состоянии мелких фракций ведет к росту прирусловых валов. Валы сложены в разных пропорциях тонкослоистыми песчаными и тонкозернистыми турбидитами.
Мощность: 0,30-3,8 м.
Каротажная характеристика: повышенные значения ГК (7-14 gAPI).
Фация оползней представлена переслаиванием алевролитов мелкозернистых глинистых, алевролитов крупнозернистых, песчаников тонкозернистых и аргиллитов алевритовых. Первичная слоистость нарушена в результате оползания осадка.
Ихнофоссилии: не характерны.
Примеси и другие признаки: углистый детрит, раковинный детрит, мелкие интракласты алевролитов глинистых.
Интерпретация: оползание слабоконсолидированных отложений происходило на пологом склоне под действием силы тяжести.
Мощность: 0,5-6,5 м.
Каротажная характеристика: средние и повышенные значения ГК (10-12 яАР1), ПС.
Фации склона и глубокой части шельфа представлены алевролитами глинистыми и аргиллитами алевритовыми (рис. 4г).
Текстура: микрослоистая, пластических деформаций.
Фаунистические остатки: аммониты, фораминифе-ры, двустворки, онихиты, фрагменты рыб.
Примеси и др. признаки: растительный детрит, раковинный детрит, органическое вещество, карбонатные стяжения, пирит.
Интерпретация: выпадения из суспензии, низкие скорости седиментации, оползание под действием силы тяжести.
Мощность: более 10 м.
Каротажная характеристика: повышенные значения ГК (9-14 gAPI).
Фациальные модели пластов Ач5 6 представлены на рисунке 5.
Наибольшей мощностью песчаников и продуктивностью характеризуется пласт Ач52-3. На основании комплексного анализа керна, ГИС и сейсморазведки в объеме пласта Ач52-3 выделены два парасеквенса: Ач52 и Ач53, толщина глинистой перемычки, разделяющей их, изменяется от 2 до 26 м. Для каждого парасеквенса выделены конусы выноса: северный и южный с системами лопастей (рис. 5а, 5б). Северные конусы выноса характеризуются повышенными мощностями песчаников по сравнению с южными и являются перспективными объектами для постановки бурения новых скважин. Подводные конусы выноса пластов Ач2 Ач3 смешанного типа (глинисто-песчаные). Лопасти
SCIENTl FK AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESGURCES
георесурсы / GEORESOURCES
2020. Т. 22. № 3. С. 55-61
Турбидитовый канал Седиментационная Прирусловый вал/ Комплекс лопастей в разрезе
Рис. 4. Типовые седиментологические разрезы ачимовской толщи Текстуры: 1 - трубки обезвоживания; 2 - блюдцеобразная; 3 - песчаные роллы; 4 - пламенная; 5 - инъекционная; 6 - конволютная; 7 - внедрения/нагрузки; 8 - восходящая рябь течений; 9 - горизонтальная; 10 - биотурбационная. Включения: 11 - глинистые интракласты; 12 - тонкие слойки углистого детрита; 13 - рассеянный углистый детрит; ихновиды: 14 - Palaeophycus; 15 - Planolites; 16 - Thalassinoides; 17 - ТекЫсЫш. Фауна: 18 - отпечатки чешуи рыб; 19 - онихиты; 20 - аммониты. На гранулометрической линейке: Гл - глины аргиллитоподобные, алевролиты глинистые; Ал -алевролиты крупнозернистые; песчаники: Пт/з - тонкозернистые; Пм/з - мелкозернистые; Пс/з - среднезернистые.
и распределительные каналы сложены преимущественно песчаниками и алевролитами крупнозернистыми, содержание которых в разрезе составляет > 70 %.
Отложения группы пластов Ач6 формировались на пологом склоне глинистыми системами (Nichols, 2012), лопасти вытянутые и песчаные, осадки сосредоточены рядом с каналами (рис. 5в, г).
На основании комплексного анализа керна, ГИС, результатов сейсморазведки и гидродинамических исследований скважин ачимовской толщи установлена гидродинамическая несвязность отдельных лопастей, что является причиной получения различных притоков флюида в скважинах. Для уточнения модели насыщения сла-боизученных бурением южных конусов выноса пластов Ач52, Ач53 рекомендуется проведение поинтервальных испытаний пластов, а также использование опробователя пластов на кабеле.
Выводы
В результате седиментологического анализа керна ачимовской толщи установлено их формирование гравитационными потоками, ниже базиса штормовых волн, в относительно глубоководной части шельфа. Снос материала происходил с востока на запад. Породы-коллекторы с максимальной мощностью песчаников и наилучшими фильтрационно-ёмкостными свойствами (IV и V классы коллекторов) приурочены к подводным
Рис. 5. Фациальные модели пластов: а - Ач52; б-Ач53; в-Ач60-2; г - Ач1-0. Красные точки - скважины с керном.
www.geors
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
.ru ГЕОРЕСУРСЫ
каналам и проксимальным частям конусов выноса пластов группы Ач5.
Отложения группы пластов Ач6 отличаются от вышележащих отложений пластов Ач5 повышенными значениями содержания слюды и примеси ССО и/или карбонатных минералов (кальцита) в цементе песчаников и алевролитов и весьма низкими значениями проницаемости (< 1*10-3 мкм2).
На основании комплексного анализа керна, ГИС и сейсмических материалов выполнена детализация геологического строения ачимовской толщи, построены фациальные карты пластов Ач52, Ач53, Ач60-2, Ач61-0. Подводные песчаные лопасти и распределительные каналы являются первостепенными объектами для разведки и разработки ачимовских отложений.
В зависимости от строения и модели насыщения конусов выноса необходимо принимать решение о корректировки траектории горизонтальных стволов скважин и оптимизации дизайна гидроразрыва пластов.
Благодарность
Авторы статьи выражают благодарность Руководству Компании АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» за предоставленную возможность детального изучения нижнемеловых отложений, ценные советы и рекомендации в процессе исследований.
Einsele G. (1992). Sedimentary Basins Evolution, Facies, and Sediment Budget. Berlin: Springer-Verlag, 628 p. https://doi. org/10.1007/978-3-642-77055-5
Lowe D.R. (1982). Sediment gravity flows; II, Depositional models with special reference to the deposits of high-density turbidity currents. Journal of Sedimentary Petrology, 52/1, pp. 279-297. https://doi. org/10.1306/212F7F31-2B24-11D7-8648000102C1865D
Mutti E. (1992). Turbidite sandstones: Agip Instituto di Geologia Universita di Parma, Parma, Italy, 275 p.
Normark W.R. (1970). Growth patterns of deep sea fans. AAPG Bulletin, 54, pp. 2170-2195. https://doi.org/10.1306/5D25CC79-16C1-11D7-8645000102C1865D
Normark W.R. (1974). Submarine canyons and fan valleys: factors affecting growth patterns of deep-sea fans. In: R.H. Dott, Jr. and R.H. Shaver, eds., Modern and ancient geosynclinals sedimentation. SEPM Special Publication, 19, pp. 56-68. https://doi.org/10.2110/pec.74.19.0056
Nichols G.J. (2012). Sedimentology and stratigraphy. 2nd ed. Wiley-Blackwell, Chichester, 419 p.
Prelat A., Hodgson D.M., Flint S.S. (2009). Evolution, architecture and hierarchy of distributary deep water deposits: a hight-resolution outcrop investigation from the Permian Karoo Basin, South Africa. Sedimentology 56(7), pp. 2132-2154. https://doi.org/10.1111/j.1365-3091.2009.01073.x
Reading H.G., Richards M. (1994). Turbidite Systems in Deep-Water Basin Margins Classified by Grain Size and Feeder System. AAPG Bulletin, 78(5), pp. 792-822. https://doi.org/10.1306/A25FE3BF-171B-11D7-8645000102C1865D
Stow D.A.V. (1976). Deep water sands and silts on the Nova Scotian Continental Margin. Mar. Sedim. 12, pp. 81-90. https://doi. org/10.4138/1841
Walker R.G. (1992). Turbidites and submarine fans. In: Walker R.G., James N.P. (Eds.), Facies Models — response to sea level change, Second ed. Geological Association of Canada, St. John's, Newfoundland, Canada, pp. 239-263.
литература
Алексеев В.П. (2002). Литолого-фациальный анализ: учебно-методическое пособие к практическим занятиям и самостоятельной работе по дисциплине «Литология». Екатеринбург: УГГГА, 147 с.
Алексеев В.П. (2014). Атлас субаквальных фаций нижнемеловых отложений Западной Сибири (ХМАО-Югра). Екатеринбург: УГГУ, 284 с.
Барабошкин Е.Ю. (2011). Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. Тверь: ГЕРС, 153 с.
Бородкин В.Н., Курчиков А.Р. (2015). К вопросу уточнения западной и восточной границ ачимовского клиноформного комплекса Западной Сибири. Геология и геофизика, 56(9), с. 1630-1642.
Гурари Ф.Г. (2003).Строение и условия образования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления представлений): монография. Новосибирск: СНИИГГиМС, 141 с.
Жемчугова В.А. (2014). Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. М.: рГу нефти и газа имени И.М. Губкина, 344 с.
Зверев К.В., Казаненков В.А. (2001). Седиментогенез отложений ачимовской толщи северного Приобъя. Геология и геофизика, 40(8), с. 12-23.
Конторович А.Э., Ершов С.В., Казаненков В.А., Карогодин Ю.Н. и др. (2014). Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде. Геология и геофизика, 55(5-6), с. 745-776.
Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. (2000). Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М.: Изд. Академии горных наук, 247 с.
решение 5-го межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. (1991). Ред.: И.И. Нестеров; зам. ред.: В.С. Бочкарев, Ю.В. Брадучан; редкол.: Н.А. Белоусова, В.И. Ильина, А.М. Казаков и др. Тюмень: ЗапСиб-НИИГНИ, 54 с.
Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф., Шиманский В.В. (2015). Глубоководные конусы выноса и турбидиты. М.: ИКИ, 480 с.
Bouma A.H. (2000). Coarse-grained and fine-grained turbidite systems as end member models: applicability and dangers. Marine and Petroleum Geology, 17, pp. 137-144. https://doi.org/10.1016/S0264-8172(99)00020-3
Catuneanu O. (2006). Principles of sequence stratigraphy. UK: Elsevier. 375 p.
Dodd T.J.H., McCarthy D.J., Richards P.G. (2018). A depositional model for deep-lacustrine, partially confined, turbidite fans: Early Cretaceous, North Falkland Basin. Sedimentology, 66, pp. 53-80. https://doi.org/10.1111/ sed.12483
сведения об авторах
Алена Валерьевна Храмцова - канд. геол.-мин.наук, эксперт по литологии и седиментологии терригенных резервуаров, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Россия, 625003, Тюмень, ул. Перекопская, 19
Сергей Игоревич Пахомов - руководитель группы, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Россия, 625000, Тюмень, ул. Осипенко, 79/1
Никита Юрьевич Натчук - начальник отдела, ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
Россия, 625000, Тюмень, ул. Осипенко, 79/1
Мария Петровна Калашникова - главный специалист, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Россия, 625000, Тюмень, ул. Осипенко, 79/1
Сергей Владимирович Ромашкин - заместитель генерального директора - главный геолог, АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
Россия, 629300, Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, 16в
Артём Дмитриевич Мусихин - канд. геол.-мин.наук, начальник отдела, АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
Россия, 629300, Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, 16в
Надежда Георгиевна Семенова - главный специалист, АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
Россия, 629300, Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, 16в
Статья поступила в редакцию 05.11.2019;
Принята к публикации 28.05.2020;
Опубликована 30.09.2020
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESGURCES
ГEOPECУPCЫ I GEORESOURCES
2020. Т. 22. № 3. C. 55-61
Facies models of the Achimov Formation of East-Urengoiskoe license as the basis for optimizing exploration and field development patterns
A.V Khramtsova1*, S.I. Pakhomov1, N.Yu. Natchuk1, M.P. Kalashnikova1, S.V. Romashkin2, A.D. Musikhin2, N.G. Semenova2
1LLC «Tyumen Petroleum Research Center», Tyumen, Russian Federation 2CJSC «Rospan International», NewUrengoy, Russian Federation *Corresponding author: Alena V. Khramtsova, e-mail: avkhramtsova@rosneft.ru
Abstract. The results of sedimentological core analysis of the Achimov Formation (Upper Valanginian, Lower Cretaceous) confirm that it was formed by higher efficiency systems of submarine fans in (relatively) deep marine basin. Lithofacies models of Ach5-6 were generated, well correlation was performed based on the comprehensive analysis of core, well logging and seismic data. Distributary channels and proximal parts of depositional lobes are characterized by the best reservoir properties.
Keywords: the Achimov Formation, facies, turbidities, submarine fan, permeability
Recommended citation: Khramtsova A.V., Pakhomov S.I., Natchuk N.Yu., Kalashnikova M.P., Romashkin S.V, Musikhin A.D., Semenova N.G. (2020). Facies models of the Achimov formation of East-Urengoiskoe license as the basis for optimizing exploration and field development patterns. Georesursy = Georesources, 22(3), pp. 55-61. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.3.55-61
Acknowledgments
The authors are grateful to the Management of CJSC «Rospan International» for the opportunity to study the Lower Cretaceous deposits in detail, for valuable comments and recommendations in the process of research.
References
Alekseev V.P. (2002). Lithologic and facies analysis: study guide to practicum and self-guided work on "Lithology". Ekaterinburg: USMU, 147 p. (In Russ.)
Alekseev V.P. (2014). Atlas of subaqueous facies of the Lower Cretaceous deposits of Western Siberia (Khanty-Mansi Autonomous Okrug-Yugra). Ekaterinburg: UGGU, 284 p. (In Russ.)
Baraboshkin E.Yu. (2011). Practical sedimentology. Terrigenous reservoirs. Core Handbook. Tver: GERS, 153 p. (In Russ.)
Borodkin V.N., Kurchikov A.R. (2015). To the problem of refining the Western and Eastern boundaries of the Achimov clinoform complex (West Siberia). Russian Geology and Geophysics, 56(9), pp. 1630-1642.
Bouma A.H. (2000). Coarse-grained and fine-grained turbidite systems as end member models: applicability and dangers. Marine and Petroleum Geology, 17, pp. 137-144. https://doi.org/10.1016/S0264-8172(99)00020-3
Catuneanu O. (2006). Principles of sequence stratigraphy. UK: Elsevier. 375 p.
Decision of the 6th Interdepartmental Stratigraphic Meeting on the review and adoption of updated stratigraphic schemes of Mesozoic sediments of Western Siberia. (2004). Novosibirsk, 114 p. (In Russ.)
Dodd T.J.H., McCarthy D.J., Richards P.G. (2018). A depositional model for deep-lacustrine, partially confined, turbidite fans: Early Cretaceous, North Falkland Basin. Sedimentology, 66, pp. 53-80. https://doi.org/10.1111/ sed.12483
Einsele, G. (1992). Sedimentary Basins Evolution, Facies, and Sediment Budget. Berlin: Springer-Verlag, 628 p. https://doi.org/10.1007/978-3-642-77055-5
Gurari F.G. (2003). Structure and formation conditions of clinoforms of Western Siberian plate (the history of presenting). Novosibirsk: SNIIGGiMS, 141 p. (In Russ.)
Kontorovich A.E., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Karogodin Y.N. et al. (2014). Cretaceous Paleogeography of the West Siberian sedimentary basin. Russian Geology and Geophysics, 55(5-6), pp. 582-609.
Lowe D.R. (1982). Sediment gravity flows; II, Depositional models with special reference to the deposits of high-density turbidity currents. Journal of Sedimentary Petrology, 52/1, pp. 279-297. https://doi. org/10.1306/212F7F31-2B24-11D7-8648000102C1865D
Mutti E. (1992). Turbidite sandstones: Agip Instituto di Geologia Universita di Parma, Parma, Italy, 275 p.
Nezhdanov A.A., Ponomarev V.A., Turenkov N.A., Gorbunov S.A. (2000). Geology and oil saturation of Achimov sequence of the Northern Siberia. Moscow: Academy of Mining Sciences, 247 p. (In Russ.)
Nichols G.J. (2012). Sedimentology and stratigraphy. 2nd ed. Wiley-Blackwell, Chichester, 419 p.
Normark W.R. (1970). Growth patterns of deep sea fans. AAPG Bulletin, 54, pp. 2170-2195. https://doi.org/10.1306/5D25CC79-16C1-11D7-8645000102C1865D
Normark W.R. (1974). Submarine canyons and fan valleys: factors affecting growth patterns of deep-sea fans. In: R.H. Dott, Jr. and R.H. Shaver, eds., Modern and ancient geosynclinals sedimentation. SEPM Special Publication, 19, pp. 56-68. https://doi.org/10.2110/pec.74.19.0056
Prelat A., Hodgson D.M., Flint S.S. (2009). Evolution, architecture and hierarchy of distributary deep water deposits: a hight-resolution outcrop investigation from the Permian Karoo Basin, South Africa. Sedimentology 56(7), pp. 2132-2154. https://doi.org/10.1111/j.1365-3091.2009.01073.x
Reading H.G., Richards M. (1994). Turbidite Systems in Deep-Water Basin Margins Classified by Grain Size and Feeder System. AAPGBulletin, 78(5), pp. 792-822. https://doi.org/10.1306/A25FE3BF-171B-11D7-8645000102C1865D
Stow D.A.V. (1976). Deep water sands and silts on the Nova Scotian Continental Margin.Mar. Sedim. 12, pp. 81-90. https://doi.org/10.4138/1841
Syngaevsky P.E., Khafizov S.F., Shimansky V.V. (2015). Deepwater alluvial cones and turbidites. Moscow: IKI, 480 p. (In Russ.)
Walker R.G. (1992). Turbidites and submarine fans. In: Walker R.G., James N.P. (Eds.), Facies Models — response to sea level change, 2 ed. Geological Association of Canada, St. John's, Newfoundland, Canada, pp. 239-263.
Zhemchugova V.A. (2014). Practical application of reservoir sedimentology in modeling hydrocarbon systems. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 344 p. (In Russ.)
Zverev K.V., Kazanenkov V.A. (2001). Sedimentogenesis of deposits of the Achimov strata in the northern Ob region. Geologiya i geofizika, 40(8), pp. 12-23. (In Russ.)
About the Authors
Alena V. Khramtsova - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Expert in lithology and sedimentology of terrigenous reservoirs, LLC «Tyumen Petroleum Research Center». 42 M. Gorkogo st., Tyumen, 625048, Russian Federation
Sergey I. Pakhomov - Team leader, LLC «Tyumen Petroleum Research Center». 79/1 Osipenko st., Tyumen, 625000, Russian Federation
Nikita Y. Natchuk - Head of Department, LLC «Tyumen Petroleum Research Center». 79/1 Osipenko st., Tyumen, 625000, Russian Federation
Maria P. Kalashnikova - Chief Specialist, LLC «Tyumen Petroleum Research Center». 79/1 Osipenko st., Tyumen, 625000, Russian Federation
Sergey V. Romashkin - Deputy CEO-Chief geologist, CJSC «Rospan International». 16v Geologorazvedchikov st., New Urengoy, 629300, Russian Federation
Artem D. Musikhin - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Chief Specialist, CJSC «Rospan International». 16v Geologorazvedchikov st., New Urengoy, 629300, Russian Federation
Nadezhda G. Semenova - Chief Specialist, CJSC «Rospan International». 16v Geologorazvedchikov st., New Urengoy, 629300, Russian Federation
Manuscript received 5 November 2020;
Accepted 28May 2020; Published 30 September 2020
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
