Геохимическое прогнозирование залежей в Сургутском районе нефтедобычи Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК (550.83+550.84):553.98(571)

ГЕОХИМИЧЕСКОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ В CУРГУТСКОМ РАЙОНЕ НЕФТЕДОБЫЧИ

В.И. Исаев, Ю.В. Коржов*, Г.А. Лобова*, Д.М. Ярков*

Томский политехнический университет E-mail: [email protected] *Югорский государственный университет, г. Ханты-Мансийск E-mail: [email protected] [email protected] [email protected]

В Сургутском районе нефтедобычи выполнено прогнозирование залежей нефти по аномалиям концентраций мигрирующих в поверхностные отложения жидких углеводородов. Выявлены три перспективных участка, два из которых подтверждены бурением. Для третьего, прогнозного участка, предложен разрез возможной залежи. Концентрации ароматических углеводородов определялись методами органической геохимии в пробах грунтов, взятых с забоя взрывных скважин сейсморазведки.

Ключевые слова:

Взрывные скважины сейсморазведки, концентрации ароматических углеводородов, прогноз залежей нефти, Сургутский район.

Введение

Определялись перспективы нефтегазоносности Центрально-Кустового участка ТПП «Когалымнеф-тегаз» (ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь») по результатам анализов проб грунтов, поднятых из взрывных скважин сейсморазведки. Исследования грунтов выполнялись методами органической геохимии на содержание моно-, би-, триароматических и полициклоароматических углеводородов (УВ). Анализировались пробы, поднятые с глубин 7...10 м, где имеют место достаточное насыщение глинистой фракцией и стабильные криогенные условия, обеспечивающие хорошую адсорбцию и сохранность мигрирующих к поверхности нефтяных УВ.

Выполнено решение поисковой задачи на основе анализа аномалий фильтрующихся жидких УВ, а, не традиционно, по аномалиям углеводородных газов [4 и др.]. Решалась задача прогнозирования залежей УВ на территории, где активно ведется поисковое и разведочное бурение, добыча углеводородного сырья. В этом заключается существенное отличие от задачи, решавшейся на Восточно-Пан-лорской площади [2], где поисковое и разведочно-эксплуатационное бурение не проводилось. Эти особенности геохимических исследований и предопределяют их научно-практический интерес.

Характеристика участка исследований

Физико-географические условия и геолого-геофизическая изученность. Центрально-Кустовой участок расположен в Сургутском районе Тюменской области на широте 62°12' в 3 км к юго-востоку от города Когалым.

Участок исследований находится в районе, где ведутся промышленные работы по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений Ватьеган-ское, Южно-Ягунское, Дружное, Восточно-Придорожное. Западнее района работ проходит трасса нефтепровода «Холмогорское-Федоровское месторождение», восточнее - газопровод «Уренгой-Челябинск», ряд трубопроводов местного значения. В непосредственной близости проходит железная дорога Тюмень-Сургут-Уренгой.

В орографическом отношении территория представляет собой исключительно заболоченный район. Абсолютные отметки изменяются в диапазоне 63...88 м.

Геологическое строение. Согласно «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» [1] площадь Центрально- Кустового участка расположена на Кустовом поднятии в пределах Ватьеганского вала и Могутлорского прогиба, которые осложняют Северовартовскую мега-террасу и находятся на сочленении Сургутского и Нижневартовского сводов, рис. 1.

Кустовое поднятие выделяется как структура III порядка. Размеры структуры составляют 15x17,5 км, амплитуда до 95 м, углы падения крыльев изменяются от 0°10' до 1°32' и в среднем составляют 0°52'. В пределах структуры Ill порядка выделяются структуры IV порядка: Кустовая, Восточ-но-Ягунская и Видная (рис. 2).

В геологическом строении участка исследований принимают участие породы доюрского фундамента и толща мезо-кайнозойского осадочного чехла.

Доюрские отложения. Доюрское основание на участке не вскрыто, оно охарактеризовано по материалам разведочной скважины 52Р на Южно-Ягунском месторождении. Породы вскрытой части фундамента представлены разновидностями эффу-зивов с корой выветривания в верхней его части.

Юрские отложения. Юрская система представлена отложениями среднего и верхнего отдела. Средний отдел представлен тюменской свитой. Верхний отдел подразделяется на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Тюменская свита (аален+байос+бат) залегает несогласно на породах коры выветривания. Лито-логически, по данным каротажа и керна, тюменская свита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. К кровле свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт «Т». Вскрытая мощность отложений от 10 до 104 м.

Васюганская, георгиевская и баженовская свиты (келловей + оксфорд + кимеридж + волжский) без видимого несогласия залегают на отложениях тюменской свиты.

Рис. 1. Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты [1]: 1) контур Центрально-Кустового участка; 2) границы тектонических структур I порядка; 3) границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка; 4) открытое месторождение УВ, название месторождения

Васюганская свита (оксфорд+келловей) по ли-тологическому составу делится на две подсвиты: нижнюю, сложенную преимущественно глинистыми породами, иногда с прослоями битуминозных аргиллитов и верхнюю, представленную песчаниками, алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов. Мощность свиты от 67 до 83 м.

Гергиевская свита (кимеридж) представлена аргиллитами темно-серыми до черных, с зеленоватым оттенком с прослоями и линзами алевролитов, с включениями глауконита, пирита и сидерита. Аргиллиты плотные, крепкие в разной степени изве-стковистые. Мощность свиты 4...5 м.

Баженовская свита (волжский) распространена повсеместно и представлена темно-серыми, буровато-черными, известковистыми, битуминозными аргиллитами с включениями глауконита, пирита, сидерита. К кровле баженовской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт «Б». Мощность свиты достигает 55...60 м, при аномальном разрезе - до 140 м.

Меловые отложения. Меловая система представлена нижним и верхним отделами. Нижний отдел представлен сортымской свитой (мощность 210...300 м), включающей ачимовскую толщу (125...130 м), усть-балыкской (200...225 м), санго-пайской (125... 140 м) свитами. Верхний отдел включает в себя отложения алымской (мощность 80...108 м), покурской (595...617 м), кузнецовской (11...12 м), березовской (123...156 м) и ганькинской (90...129 м) свит.

Кайнозойские отложения. Данные отложения представлены палеогеновой, неогеновой и четвертичной системами. Накопления основной части осадков происходило в морских условиях и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения.

Нефтегазоносность. Центрально-Кустовой участок расположен в Сургутском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области, в пределах земель с весьма высокой плотностью запасов УВ. К участку исследования непосредственно примыкают с северо-запада Восточно-Ягун-ское, с востока Видное, с юго-запада Кустовое месторождения. В пределах этих площадей промышленная нефтеносность установлена в верхнеюрском, ачимовском и неокомском комплексах [5].

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК) приурочен к отложениям верхневасюганской подсви-ты, сложенной прибрежно-морскими и морскими пе-счано-алевритовыми фациями (пласт Ю^1), и аномальному разрезу баженовской свиты (пласт ЮС0').

В пределах ачимовского НГК выделен один продуктивный пласт Ач13. Коллекторы данного пласта представлены обособленными песчано-але-вритовыми телами. Покрышкой над залежью нефти в пластах данного комплекса в пределах участка исследований служат уплотненные глины сортым-ской свиты мощностью до 170 м.

Неокомский НГК объединяет отложения ва-ланжинского, готеривского и барремского ярусов. Отложения комплекса накапливались в условиях

Рис. 2. Центрально-Кустовой участок. Карта-схема фактического материала: 1) границы участка; 2) изогипсы по кровле пласта ЮС1; 3) предполагаемые тектонические нарушения; 4) водонефтяной контакт; 5) линия установленного выклинивания пласта; 6) линия предполагаемого выклинивания пласта; 7) разведочная скважина, давшая приток нефти; 8) разведочная скважина; 9) разведочная скважина, давшая приток воды; 10) эксплуатационная скважина, давшая приток нефти; 11) эксплуатационная скважина, давшая приток воды; 12) эксплуатационная скважина, давшая приток нефти с водой; 13) точки геохимического опробования, принятые для прогноза перспектив нефтегазоносности; 14) точки геохимического опробования, отбракованные по малому весу образца; 15) точки геохимического опробования, отбракованные по следам мазута на упаковке образца; 16) точки геохимического опробования с наличием синтетических масел в образце. Структуры: 1 - Восточно-Ягунская; 2 - Видная; 3 - Кустовая

регионального склона, неустойчивого тектонического режима и высокой скорости седиментации. К Кустовому месторождению в целом приурочена область развития клиноформы (группы пластов БС) и покровного комплекса (группы пластов АС).

Результаты испытания скважин, вскрывших выше перечисленные НГК, сведены в табл. 1.

Теоретические предпосылки геохимических исследований

Физико-химическая модель залежи углеводородов. Для нефтегеологического анализа геохимической зональности УВ принята теоретическая физи-

ко-химическая модель залежи [3]. Согласно этой модели, пространственная локализация аномалий мигрирующих жидких УВ в приповерхностном слое происходит над водонефтяным контактом. Эти аномалии, в случае залежи, вмещаемой замкнутым локальным поднятием, для теоретической модели имеют зонально-кольцевую форму и трассируют внешний контур водонефтяного контакта (ВНК).

Поисковые геохимические признаки. В качестве информативных параметров приняты суммарные концентрации ароматических УВ групп моно-, би-, три- и полиароматических молекул с 4...5 конденсированными ароматическими кольцами.

Таблица 1. Сводные результаты испытания скважин Кустового поднятия

Скважина Пласт Интервал испытания (а.о.), м Нефть, м3/сут Вода, м3/сут

Восточно-Ягунская107Р ЮС,1 2751...2792 19,08 -

БСи2 2306...2310 0,83 3,23

БС103 2266,7...2270,8 48,0 -

БС101 2246...2256,6 36,0 -

Восточно-Ягунская 252Р ЮС,1 2773...2783 38,0 4,2

Ач,3 2691...2697 33,1 -

Видная405Р ЮС11 2767...2771 96,0 -

БС112 2291...2296 119,5 16,3

Видная 408Р ЮС11 2775 ,5...2782 , 5 39,8 -

БС112 2293,5...2296,5 126,1 14,0

БС103 2257 , 5...2260 , 5 13,9 9,7

АС41 1858,6...1862,6 19,3 -

АС40 1829,6...1835,6 0,9 -

Видная 177Р ЮС11 2781,9...2783,9 1,4 0,5

Видная 1175 ЮС11 2780,8...2784,8 6,6 0,7

Кустовая104Р ЮС11 2761 , 9...2768, 9 2,31 7,15

ЮС01 2730...2740,1 2746,9...2751,5 1,67 -

Кустовая 274Р БС112 2290,1...2294,1 172,8 -

БС111 2273,1...2280,1 156,4 -

Кустовая 275Р БС112 2296...2300 21,0 -

БС111 2284,4...2291,4 51,3 5,7

Выбор ароматических УВ в качестве поисковых геохимических признаков определялся в первую очередь тем, что эти вещества чужеродны природным биосистемам и на них практически не оказывает маскирующего влияния современная растительность. Эти вещества обладают средней полярностью по сравнению с насыщенными УВ и гете-роатомными веществами, поэтому, с одной стороны, способны к адсорбционному накоплению на глинистых минералах, а с другой - сохраняют подвижность УВ и способность к перемещению в гетерогенных (гидрофильных/гидрофобных) геологических средах. Кроме того, ароматические УВ устойчивы к биоразложению и достаточно легко и однозначно определяются методом хромато-масс-спектрометрии.

При выборе конкретных ароматических УВ, принимаемых в расчет концентраций групп веществ, учтено, что образцы пород хранились некоторое время в открытом состоянии (не герметичные полиэтиленовые пакеты) и сорбированные на них УВ подвергались процессам выветривания и окисления. В результате, концентрации УВ могли уменьшиться. Поэтому из каждой группы ароматических УВ выбрали только несколько соединений - присутствующие в наибольших концентрациях, наиболее устойчивые к выветриванию и характеризующие группу, в которых содержание:

1. моноаренов характеризует ряд алкилбензолов нормального строения С13-С29;

2. биаренов характеризуют соединения с нафталиновым ядром, включая нафталин, 1-, 2-метил-нафталины, 10 изомеров диметилнафталинов;

3. триаренов характеризуют соединения с фенан-треновым ядром, включая фенантрен, 9-, 2-, 3-, 4-метилфенантрены.

4. полициклических УВ характеризуют соединения с конденсированным ароматическим ядром от 4 и выше ароматических колец, включая хризен, пирен, флуорантен, перилены, бензпирены и др.

Химико-аналитические исследования

Подготовка проб заключалась в высушивании до сыпучего состояния на воздухе, приведении в однородное состояние размалыванием комков и тщательном перемешивании.

Количественное определение содержания ароматических УВ в образцах грунтов производили с использованием аналитических методов Комиссии защиты природных ресурсов США: TNRCC Method 1005 «Определение общих нефтяных углеводородов в твердых и жидких матрицах методом газовой хроматографии» и TNRCC Method 1006 «Определение С6-С35 нефтяных углеводородов в объектах окружающей среды (алифатические и ароматические углеводороды)». Вид анализа - хроматография газовая с масс-спектральным детектированием. Поверенное аналитическое оборудование: а) хроматограф газовый Claras 500MS фирмы PerkinElmer (США) с масс-спектрометрическим детектором; б) колонки аналитические капиллярные 30 мх0,25 мм, неподвижная фаза Elite-5MS, толщина пленки 0,20 мкм.

Метод 1005 включает в себя условия проведения экстракции суммарной фракции УВ из образцов породы, условия консервирования и хранения образцов и экстрактов. Метод 1006 является логическим продолжением Метода 1005 и включает в себя условия разделения суммарного экстракта УВ (полученного по Методу 1005) методом колоночной хроматографии на фракции насыщенных и ароматических УВ.

Экстракцию суммы УВ проводили н-гексаном из 18...50 г породы (точность взвешивания до 0,01 г). Тяжелые глинистые образцы экстрагировали три раза по 40 мл н-гексаном. Из полученного экстракта удаляли растворитель на ротационном испарителе под вакуумом при 40 °С, концентрируя экстракт до 1 мл. Концентрат с помощью колоночной хроматографии на силикагеле делили на две фракции: алифатических и ароматических УВ. Газ-носитель - гелий. Температура источника электронов детектора масс-спектрометра 200 °С. Температура инжектора 220 °С, трансферлайна 300 °С. Энергия электронов 70 эВ.

Анализ суммарного экстракта или ароматической фракции производили на хромато-масс-спек-трометре. Идентификацию аренов проводили по относительным временам удерживания и путем реконструирования исходной хроматограммы по характеристическим ионам. Концентрации (мг на 1 кг породы) ароматических УВ определяли по внутреннему стандарту аценафтену-d^ с учетом объемов аликвот и коэффициентов концентрирования.

Результаты исследований

Сводные количественные характеристики геохимических параметров по результатам лабораторных исследований приведены в табл. 2.

Таблица 2. Значения концентраций ароматических УВ в образцах грунта Центрально-Кустового участка

Диапазон Средняя Сечение

Группа УВ концентра- концентра- изолиний

ций, мкг/кг ция, мкг/кг карты

Алкилбензолы 0...132,8 39,9 10

Нафталины 0...58,4 10,7 5

Фенантрены 0.37,5 30,2 10

Полициклические УВ 0.1,02 0,71 0,2

Масштаб построения карт изоконцентраций УВ был выбран согласно методическим рекомендациям по геохимическим исследованиям [3] и определен как 1:25 000, т. к. плотность пунктов геохимического опробования составляла порядка 5 на 1 км2.

Исходные предпосылки для интерпретации результатов геохимических исследований заключались в следующем:

1. Согласно принятой интерпретационной модели, пространственная локализация в приповерхностном слое аномальных зон концентраций мигрирующих тяжелых УВ (алкилбензолы, нафталины, фенантрены, полицеклические УВ, сумма ароматических УВ) происходит над внешним контуром ВНК.

2. Учитывая значительную унаследованность тектонического развития участка работ в течение юры и нижнего мела, в качестве «структурной подложки» принимаем структурную карту по кровле пласта ЮС11.

3. Выявляемые аномальные зоны мигрирующих тяжелых УВ не обеспечены теоретической основой и опытом для определения глубины (стратиграфической приуроченности) положения продуктивной ловушки. Тем не менее, в качестве вероятного источника можно рассматривать залежи, приуроченные к пласту ЮС11.

4. Полевое геохимическое опробование в целом представляется некондиционным: повсеместное загрязнение проб смазочными материалами, сырой нефтью, «микроскопический» вес проб, рис. 2. Поэтому в качестве основного прогностического параметра перспективных участков принимаем концентрации нафталинов, которые менее всего чувствительны к загрязнению (по сравнению с алкилбензолами и фенантренами) и имеют существенно большие концентрации (по сравнению с полициклическими УВ).

5. Концентрации алкилбензолов, фенантренов, полициклических УВ, суммы ароматических УВ используем для сопоставления с перспективными участками, определенными по концентрациям нафталинов.

6. В качестве фактической основы для нефтегео-логической интерпретации концентраций тяжелых УВ используем карты изолиний концентраций. Сечение изолиний принимаем порядка удвоенной ошибке определения геохимического параметра.

7. Аномальные зоны концентраций на картах изолиний выделяем по отношению к тройной величине фоновых значений. Фоновые значения ал-килбензолов, нафталинов, фенантренов и полициклических УВ определены по 5 точкам опробования, расположенным за пределами участка. На карте изоконцентраций нафталинов

(рис. 3), которую рассматриваем в качестве основной схемы прогноза перспектив нефтегазоносно-сти, выделяются три перспективных участка.

Два перспективных участка, разбуренные поисковыми и разведочными скважинами, расположены в периферийных частях площади геохимического опробования. 1-й перспективный участок, расположенный у юго-восточного края планшета (примыкающая часть месторождения Видное), охарактеризован и скважинами, давшими притоки нефти, и скважинами, давшими притоки нефти с водой. На этом участке аномальная зона концентраций нафталинов вполне согласовалась с положением установленного бурением ВНК в пласте ЮС11 (см. табл. 1). 2-й перспективный участок, расположенный у юго-западного края планшета (примыкающая часть месторождения Кустовое), охарактеризован скважинами, давшими притоки нефти с водой. На этом участке аномальная зона концентраций нафталинов не противоречит положению установленного бурением ВНК.

3-й перспективный участок, собственно прогнозный, расположен в центрально-западной части площади геохимического опробования. На этом участке аномальные зоны концентраций нафталинов достаточно уверенно трассируют положение ВНК предполагаемой залежи (ловушки), возможно, в пласте ЮС11.

Все три перспективных участка вынесены на карты изоконцентраций суммы ароматических УВ, полициклических УВ, алкилбензолов, фенантре-нов. Сопоставление положения перспективных участков с аномальными зонами концентраций этих ароматических УВ показало их вполне удовлетворительную согласованность.

Выводы

Перспективный участок 1-й, расположенный в юго-восточной части площади геохимического опробования и представленный уже выявленной бурением залежью в пласте ЮС11, может быть охарактеризован как подтвержденный и геохимическим опробованием. Здесь положение ВНК подтверждается аномальными зонами по нафталинам, фенантренам, сумме ароматических УВ, а также концентрациями алкилбензолов. В силу только ча-

Рис. 3. Схематическая карта прогноза перспектив нефтегазоносности (карта концентраций соединений с нафталиновым ядром): 1-13) - то же, что на рис. 2; 14) контур площади геохимического опробования; 15) изоконцентрации соединений с нафталиновым ядром, мг/кг; 16) аномальные зоны концентраций соединений с нафталиновым ядром, мг/кг; 17) разбуренные перспективные участки, прогнозируемые по аномалиям нафталиновых углеводородов, номер участка; 18) неразбу-ренные перспективные участки, прогнозируемые по аномалиям нафталиновых углеводородов, номер участка

стичного опробования этого участка (юго-западный блок) более детальную оценку 1-му перспективному участку по геохимии дать не представляется возможным.

Перспективный участок 2-й, расположенный у юго-западного края площади геохимического опробования и уже разбуренный скважинами, давшими притоки нефти с водой из пласта ЮС11, может быть охарактеризован как подтвержденный геохимическим опробованием. Здесь положение ВНК подтверждается аномальными зонами концентраций нафталинов, фенантренов, суммы ароматических УВ, а также алкилбензолов. В силу только частичного опробования этого участка (северо-восточный блок) более детальную оценку 2-му перспективному участку по геохимии дать затруднительно.

Перспективный участок 3-й, расположенный в центрально-западной части площади геохимического опробования, еще не разбурен и является собственно прогнозным. Здесь положение ВНК достаточно уверенно картируется зонами концентраций нафталинов, подтверждается аномальными зонами по фенантренам, сумме ароматических УВ, а также алкилбензолов. «Кольцо» аномальных зон кажется недостаточно замкнутым только в самой северной части этого перспективного участка.

Совместное рассмотрение аномальных зон 3-го и 2-го перспективных участков (рис. 3), позволяет предположить следующий разрез возможной ловушки (залежи) в пласте ЮС'¡. Начиная с северной части 3-го перспективного участка (с положения изогипс 2785...2780), коллектор становится нефтенасыщен-

Рис. 4. Схематический геологический разрез юрских отложений по линии скважин 1163 - 1177 - 408Р - 1138 - 1132 Видного месторождения: 1) скважина;2) неколлектор;3) песчаникнефтенасыщенный; 4) песчаникводонасыщенный; 5) разрез ба-женовской свиты; 6) разрез георгиевской свиты; 7) зона фациального замещения

ным. На стыке 3-го и 2-го перспективных участков (положение изогипс 2770...2765) пласт содержит зону фациального замещения неколлектором. Здесь фиксируются два ВНК, первый - принадлежит «склоновой» залежи (3-й перспективный участок), второй -«купольной» залежи (2-й перспективный участок).

В качестве аналога описанного выше прогнозного разреза залежи 3-го и 2-го перспективных участков может служить схематический геологический разрез по линии УИ-УИ Видного месторождения (скв. 1132 - 1138 - 408Р - 1177 - 1163), выполненный коллективом авторов под руководством Р.И. Гординой, ООО «КогалымНИПИнефть», рис. 4.

Заключение

На Центрально-Кустовом участке детальной сейсморазведки, расположенном в Сургутском районе нефтедобычи, решена задача прогнозирования методами органической геохимии залежей углеводородов.

Данные о содержании ароматических УВ в пробах, взятых с забоя взрывных скважин, позволили выявить три нефтеперспективных участка.

Перспективные участки, расположенные на юго-восточном, юго-западном разбуренных краях исследуемой площади, охарактеризованы как подтвержденные геохимическим опробованием. На этих участках аномальные зоны концентраций УВ не противоречат положению ВНК, установленному бурением.

Выявленный третий перспективный участок, расположенный в центрально-западной части исследуемой территории, достаточно уверенно фиксируется зонами аномальных концентраций ароматических УВ. Здесь по результатам комплексного рассмотрения геохимических и структурно-геологических данных предложен разрез возможной структурно-литологической ловушки углеводородов в пласте ЮС1!, аналогичный разрезу ловушки в пласте ЮС1! Видного месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Ред. Э.А. Ахпателов, В.А. Волков, В.Н. Гончарова, В.Г. Елисеев, В.И. Карасев, А.Г. Мухер, Г.П. Мясникова, Е.А. Тепляков, Ф.З. Хафизов, А.В. Шпильман, В.М. Южакова. - Екатеринбург: Изд-во «ИздатНаука-Сервис», 2004. - 148 с.

2. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Романова Т.И., Бочкарева Н.М. Оценка продуктивности локальных ловушек по составу тяжелых углеводородов в приповерхностных отложениях центральной части Западно-Сибирской плиты // Геофизический журнал. - 2006. - Т. 28. - № 6. - С. 58-74.

3. Справочник по геохимии нефти и газа / Под ред. С.Г. Неруче-ва. - СПб.: Недра, 1998. - 576 с.

4. Бондарев В.Л., Миротворский М.Ю., Облеков Г.И., Шайдул-лин Р.М., Гудзенко В.Т. Геохимические методы при обнаружении и локализации залежей углеводородных газов (УВГ) в над-продуктивных отложениях газоконденсатных месторождений п-ва Ямал // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 11. - С. 17-22.

Поступила 17.03.2008 г.

УДК 553.982.28(571.16)

ВЫЯВЛЕНИЕ ЛОВУШЕК УГЛЕВОДОРОДОВ НЕАНТИКЛИНАЛЬНОГО ТИПА В ВЕРХНЕ-, СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ (ЮГО-ВОСТОЧНАЯ ЧАСТЬ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ)

О.О. Абросимова, С.И. Кулагин

ОАО «Сибнефтегеофизика», г. Новосибирск E-mail: [email protected]

Рассмотрена проблема прогноза залежей углеводородов литологического типа. Показано, что подобные ловушки выделяются на различных стратиграфических уровнях отложений осадочного чехла юго-восточной части Томской области. Для картирования коллекторов использованы результаты комплексирования структурных построений, атрибутов сейсмической записи, результатов геосейсмического моделирования.

Ключевые слова:

Ловушки углеводородов, коллектор, пористость, аллювиальные отложения, атрибуты сейсмической записи, геосейсмическое моделирование.

В связи с тем, что настоящее время наиболее крупные антиклинальные залежи уже выявлены, одной из задач сейсморазведочных работ является поиск сложнопостроенных ловушек. За прошедшие десятилетия результаты поиска месторождений нефти и газа показали, что значительное количество залежей в юрских отложениях контролируются не только структурным фактором, но и лито-логическими, тектоническими, стратиграфическими экранами. Одними из наиболее сложно прогнозируемых объектов являются литологические ловушки. Возможность распространения подобных объектов в отложениях тюменской свиты и межугольной толщи васюганской свиты в пределах юго-восточной части Томской области была обоснована в работах [1, 2]. Формирование большинства из них связано с аллювиальными осадками. Литологические ловушки приурочены к палеодренажным системам. Исследования русел палеорек, основанные на изучении современных речных систем, широко представлены в научной литературе [3]. В морфологическом отношении ловушки аллювиальных отложений представлены рукавообразными (шнурковыми) песчаными телами русловых осадков, заключенных в слабопроницаемую алеврито-во-глинистую толщу пойменных отложений. В зависимости от направления течения палеореки кон-

фигурация песчаных тел может быть линейно вытянутой или дугообразной. Значительное увеличение ширины подобных тел возможно в зоне развития меандрирующих русел. Ограничение подобных залежей по латерали происходит за счет замещения песчаников непроницаемыми песчано-глинисты-ми и глинистыми разностями.

В работе приведены результаты прогноза ловушек углеводородов неантиклинального типа в верхне-, среднеюрских отложениях на примере двух площадей. Уточнение строения и распределения зон коллекторов проводилось на основе комплексирова-ния результатов структурных построений по кровле пластов, атрибутов сейсмической записи, результатов геосейсмического моделирования, а также данных ГИС и материалов гидродинамических исследований. Отложения имеют континентальный генезис.

На первой площади выполнен прогноз литоло-гической ловушки в отложениях верхневасюган-ской подсвиты (пласт Ю1м).

Анализ результатов геосейсмического моделирования показал, что при увеличении мощности песчаников пласта Ю1м на сейсмическом разрезе в интервале времен, соответствующем отложениям данной толщи, возникает дополнительное сейсмическое отражение, рис. 1.