CC BY
6
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
УДК 553.981+550.8 DOI 10.31087/0016-7894-2022-5-5-16
Геологическое строение и перспективы газоносности отложений верхнеберезовской подсвиты кампанского возраста на примере одного из месторождений Западной Сибири
© 2022 г.|Л.Р. Дистанова, Н.В. Нассонова, А.И. Кудаманов
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия; [email protected]; [email protected]; [email protected]
Поступила 04.07.2022 г.
Доработана 29.07.2022 г. Принята к печати 05.08.2022 г.
Ключевые слова: березовская свита; верхнеберезовская подсвита; ОКТ-фаза кремнезема; рентгенофлуорес-центный анализ химического состава породы; рентгеноструктурный анализ; литолого-минералогические исследования.
Аннотация: Текущее состояние разработки месторождений сеноманского газа на территории Западной Сибири свидетельствует о необходимости восполнения и приращения запасов углеводородов, в том числе за счет коллекторов надсеноманской части разреза, с которыми связаны нередкие проявления и притоки газа. Перспективные отложения березовской свиты залегают на 100-150 м выше кровли сеноманских отложений и широко распространены в Западной Сибири. Актуальность исследований связана с тем, что испытания березовской свиты на месторождении подтвердили промышленную продуктивность пласта ВБ1. В статье обобщены результаты геологического изучения пласта ВБ1 березовской свиты кампанского возраста на примере одного из месторождений Западной Сибири. Продуктивный пласт ВБ1 на изученном месторождении сформировался в условиях развития глобальной надсеноманской трансгрессии и отражает локальный эпизод регрессии в среднем кампане. В результате комплексного анализа геолого-геофизических данных (сейсморазведка, каротаж, данные по керну) определены обстановки седиментации. Отложения пласта на изученном месторождении сформировались в мелководно-морских условиях. Породы представлены преимущественно алевролитами мелко-крупнозернистыми, глинистыми алевролитами и являются продуктами эрозии слабосцементи-рованных осадков нижележащих отложений. Удаленность от источника сноса предопределила тонкозернистый состав. Проведенный анализ геолого-геофизических данных позволил выявить закономерности пространственного распределения перспективных газоносных отложений пласта ВБ1.
I
Для цитирования: Дистанова Л.Р., Нассонова Н.В., Кудаманов А.И. Геологическое строение и перспективы газоносности отложений верхнеберезовской подсвиты кампанского возраста на примере одного из месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 2022. - № 5. - С. 5-16. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-5-5-16.
Geological structure and gas potential of Campanian Verkhneberezovsky member by the example of one West Siberian field
© 2022 |L.R. Distanova, N.V. Nassonova, A.I. Kudamanov
Tyumen Petroleum Research Center, Tyumen, Russia; [email protected]; [email protected]; [email protected]
Received 04.07.2022
Revised 29.07.2022 Accepted for publication 05.08.2022
Key words: Berezovsky Formation; Verkhneberezovsky member; Opal-Cristobalite-Tridymite phase of silica; X-ray fluorescence analysis of rock chemical composition; lithological and mineralogical studies.
Abstract: The current state of Cenomanian gas fields development in Western Siberia is indicative of the need to replace and augment hydrocarbon reserves, including the increase on account of the reservoirs of above-Cenomanian part of the section, which the often gas shows and influxes are associated with. The promising Berezovsky deposits occur 100-150 m above the Cenomanian Top; they are very common in Western Siberia. Topicality of the studies responds to the fact that testing of Berezovsky Formation in the field have confirmed the commercial productivity of BBj reservoir. The paper summarizes the results of geological studies of BBj bed (Campanian Berezovsky Formation) by the example of one West Siberian fields. In the field under consideration, BBj pay zone was formed in the settings of global development of the above-Ceno-manian transgression; it is a reflection of local regression event in the Middle Campanian. The results of integrated analysis of geological and geophysical data (seismic, well logging, and core data) allowed determining depositional settings. Reservoir deposits in the field under consideration were formed in shallow-marine environment. The rocks are represented mainly by fine-coarse-grained siltstone, argillaceous siltstone; they are the product of erosion of poorly consolidated underlying
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
deposits. Remoteness of provenance area predetermined the fine-grained composition. Analysis of geological and geophysical data resulted in identification of spatial distribution patterns for the promising gas-bearing deposits of BE1 reservoir.
■ For citation: Distanova L.R., Nassonova N.V., Kudamanov A.I. Geological structure and gas potential of Campanian Verkhneberezovsky member by the example of one West Siberian field. Geologiya nefti i gaza. 2022;(5):5-16. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-5-5-16. In Russ.
Введение
Текущее состояние разработки месторождений сеноманского газа на территории Западной Сибири свидетельствует о необходимости восполнения и приращения запасов УВ, в том числе за счет коллекторов надсеноманской части разреза, с которыми связаны нередкие проявления и притоки газа.
К надсеноманской части разреза верхнего мела (турон-маастрихтского возраста) в пределах изучаемого месторождения относятся отложения кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Березовская свита (коньяк - сантон - кампан) и ее аналоги залегают под ганькинским горизонтом (маастрихт), подстилаются кузнецовским горизонтом (турон - нижний коньяк) и включают два горизонта (нижнеберезовский и верхнеберезовский). Глубина залегания кровли свиты изменяется преимущественно в пределах от 500 до 1200 м. Общая мощность березовской свиты составляет 200-300 м. По результатам анализа больших объемов ГИС и лабораторного изучения керна в объеме свиты было выделено и описано четыре пласта нижнеберезов-ского горизонта — НБ4, НБ3, НБ2, НБ! и четыре пласта верхнеберезовского горизонта — ВБ3, ВБ2, ВБЬ ВБ0 [1-8] (рис. 1). Отложения верхнеберезовского горизонта (подсвиты) — биогенно-хемогенные (глинистого состава), с эпизодами терригенного типа седиментации (алевролиты), с примесью кремнистого материала — формировались преимущественно в условиях позднемеловой трансгрессии Западно-Сибирской плиты.
Цели данной проведенной работы — изучение геологического строения и структуры порового пространства пород пласта ВБ! на месторождении и перспективы газоносности.
Актуальность исследований связана с тем, что испытания березовской свиты на месторождении подтвердили промышленную продуктивность пласта ВБ^ по данным испытания скважин, дебит газа без гидроразрыва пласта составляет до 50 тыс. м3/сут [9]. Проведение гидроразрыва в пласте ВБ! способствует повышению продуктивности. По данным исследований пласта, практически во всех испытанных скважинах выход на радиальный режим отмечается уже с 10-39 ч записи кривой восстановления давления. По данным исследований керна, проницаемость пласта Кпр составляет 0,0080,01 мкм2, по данным гидродинамических исследований скважин — Кпр = (1,38-3,03) • 10-3 мкм2. Ввиду высокой глинистости и малых глубин залегания пласт обладает относительно высокой пористостью и низкой газонасыщенностью. При этом, по данным сейсморазведочных исследований, для изучаемых отложений характерны интенсивные динамические аномалии, установленные еще на двух
лицензионных участках и на изученном месторождении (на последнем — с подтвержденной газоносностью).
Строение верхнеберезовской подсвиты
Породы нижнеберезовской подсвиты (ко-ньяк-сантонского возраста) залегают на кузнецовской свите (кровле мярояхинской пачки). Нижне-березовская свита представлена опоковидными глинами (пласты НБ4, НБ2) с незначительной примесью терригенного материала (пласт НБ3), в кровле — неравномерно-глинистыми опоками (пласт НБ^.
Рассмотрим подробнее строение верхнеберезовской подсвиты. Отложения подсвиты залегают на эрозионной поверхности в кровле хэяхинской пачки (пласта опок НБ1) и представлены неравномерно- кремнистыми глинами (пласты ВБ3,ВБ2, ВБ0) и привнесенными алевролитами из пласта ВБ^
Для пласта ВБ3 характерно значительное содержание кремневых агрегатов тонкоалевритовой и пелитовой размерности (пониженные значения кривой гамма-каротажа) (см. рис. 1).
Рассеянная примесь микроскопических обломков опок не имеет заметного влияния на кол-лекторские свойства отложений, однако снижает плотность пород, повышает их пористость, что может ухудшать экранирующие свойства покрышки для нижезалегающего газонасыщенного пласта НБ! и создавать вероятность рассеивания УВ вверх по разрезу.
Пласт ВБ2 представлен темно-серыми кремнистыми глинами с органическими остатками. Характерна умеренная степень биотурбации.
Вверх по разрезу значение кремнистой составляющей практически стремится к нулю, и для пласта ВБ! весьма характерна преобладающая роль терригенного материала (аллохтонный тип осадко-накопления), что можно объяснить относительно малоамплитудными вертикальными движениями дна, нестабильностью условий жизнедеятельности и усилением темпов седиментации за счет терри-генных источников на северо-востоке Западно-Сибирской плиты. Пласт представлен алевролитами и глинистыми алевролитами.
Судя по всему, развитие регрессии было постепенным: по керну верхняя граница пласта ВБ2 однозначно не установлена (по данным ГИС, граница ВБ2 и ВБ1 уверенно интерпретируется в редких случаях, как исключение).
Результаты региональных исследований на северо-востоке Западно-Сибирской плиты показали, что тело алевролитов пласта ВБ! имеет клиновидную форму, что отражает регрессию территории в среднем кампане, понижение уровня моря, нако-
Рис. 1. Fig. 1.
Сводный геолого-геофизический разрез отложений березовской свиты Composite geological and geophysical column of the Berezovsky Formation deposits
пление в прибрежной части на северо-востоке западно-сибирского обломочного материала, сноса с Сибирской платформы флювиальным (плоскостной смыв) и частично аэрозольным (эоловым) способами транспортировки с гораздо большей скоростью относительно нижележащих трансгрессивных, в основном автохтонных осадков [5].
Осадконакопление преимущественно глинистого пласта ВБ0 автохтонного типа, перекрывающего пласт ВБЬ является результатом очередного этапа позднемеловой (поздний кампан) трансгрессии глобального характера. К юго-западу, на большей части площади Западно-Сибирской плиты, в разрезе кампанского яруса неравномерно-кремни-
стые глины пачек ВБ2-ВБ3 и ВБ0 сливаются, уверенно разделить их по данным ГИС невозможно.
Таким образом, для верхнеберезовской подсвиты характерно глинисто-кремнистое накопление, породы состоят в основном из кремнистой и глинистой составляющих в различных соотношениях. Вверх по разрезу доля кремнистых компонентов постепенно снижается; локальная регрессия (средний кампан) отмечается за счет накопления пласта ВБЬ с преобладанием неравномерно-глинистых алевролитов (интенсивное влияние тер-ригенных источников). Пласт ВБ! с присутствием коллекторов выделен только на северо-востоке Западно-Сибирской плиты и простирается узкой
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATI
полосой с северо-запада на юго-восток. Распространение алевролитов на юго-запад контролируется, по всей видимости, зоной трансъевразийского сдвига [8]. По данным ГИС и керна, литолого-пет-рофизические свойства пласта ВБ! на территории месторождения Х аналогичны характеристикам нетрадиционных коллекторов газсалинской пачки кузнецовского горизонта (средний - верхний ту-рон), что отражает генетическую близость обстано-вок и условий их формирования. Наличие в алевролитах (газсалинской пачки и пласта ВБ1) заметной примеси зерен глауконита со следами слабого окатывания, вероятно, свидетельствует о малоамплитудном воздымании территорий восточного и северо-восточного обрамлений Западной Сибири. Это сопровождалось выходом на субаэральную поверхность глинистых, обогащенных глауконитом толщ (дорожковской свиты и пласта ВБ2 соответственно), развитием выветривания (эрозии) и перемещением продуктов выветривания вниз по склону прибрежного рельефа (плоскостной смыв и ветровой разнос).
Методы лабораторных исследований
Комплекс лабораторных работ по изучению отложений пласта ВБ! верхнеберезовской подсви-ты, выполненных в Центре исследований керна Тюменского нефтяного научного центра, включает: профильные исследования; литологическое описание керна; гранулометрические анализы; литолого-минералогические исследования; рент-геноструктурный анализ общего состава породы (РСАпор) — количественное определение общего минерального состава; рентгеноструктурный анализ пелитовой фракции породы (РСАглин) — определение минерального состава пелитовой фракции; рентгенофлуоресцентный анализ химического состава породы (РФА) — определение элементного состава; изучение в прозрачных шлифах под поляризационным микроскопом; изучение образцов пород при большом увеличении (в несколько тысяч раз) с использованием растрового электронного микроскопа (РЭМ) со встроенным рентгеновским микроанализатором химического состава компонентов (кристаллических минералов и аморфных агрегатов) породы; изучение пустотного пространства породы по технологии комплексного мульти-масштабного исследования внутренней структуры на мезо-, микро- и наномасштабах.
Лабораторное изучение отложений пласта ВБ! выполнено комплексом методов по керну шести скважин месторождения.
Анализ результатов исследований
Методика определения газонасыщенных толщин для отложений березовской свиты по данным ГИС характеризуется высокой степенью неопределенности. Прямые качественные признаки не работают, использование граничных значений пористости также невозможно из-за отсутствия контраста
I RESULTS
пористости между коллекторами и неколлекторами. Это объясняется недоуплотнением глин и их высокой пористостью (около 30 %) за счет небольшой глубины залегания отложений.
Лучшим решением является выделение коллекторов по данным ядерно-магнитного каротажа в скважинах, пробуренных на растворе УВ-основы. В этих скважинах на кривых распределения Т2 отмечается дополнительная мода, которая формируется от керосина (в составе раствора УВ-основы), попавшего в пласт при формировании зоны проникновения. В скважинах, пробуренных на растворе водной основы, эта мода не наблюдается. Наличие этой моды объясняется более длительным временем релаксации (Т2) водорода, входящего в состав керосина [10, 11].
По данным ГИС эффективные газонасыщенные толщины в пласте изменяются от 1,3 до 8,5 м (в среднем 4,7 м), коэффициент пористости высокий и составляет 22,1-36,6 % (в среднем Кп = 29 %). Рассматриваемые отложения на месторождении являются газоносными, коэффициент газонасыщенности от 15 до 43,3 % (в среднем Кг= 29 %), проницаемость в среднем Кпр = 0,0042 мкм2. Достоверные определения проницаемости по керну отсутствуют. Выдержанная связь проницаемости с открытой пористостью как для всего горизонта березовской свиты, так и для отдельных пластов не установлена [10].
По данным анализа шлифов в нижней части пачки ВБ! на месторождении порода представлена алевролитом мелко-крупнозернистым песчанистым полимиктовым, неравномерно-глинистым (рис. 2 С). Цемент глинистый, по составу в основном иллитовый, реже хлоритовый, в виде скоплений чешуйчатых микроагрегатов, заполняющих поровое пространство, реже в виде пленок на поверхности зерен. Отмечается примесь обломочного материала (до 60-80 % в центральной части площади, сокращаясь на севере месторождения до 40-60 %) алевритовой размерности. Вверх по разрезу доля алеврита увеличивается. Межзерновые поры открытого типа редкие, распределены отдельными участками, изометричной и щелевидной формы.
В средней продуктивной части пачки порода представлена алевролитом мелко-крупнозернистым песчаным полимиктовым, с глинистым цементом, до песчаника мелко-тонкозернистого с глауконитом и редкими биогенными остатками (см. рис. 2 В). Отмечается ведущая роль обломочного материала (до 85-90 %). В составе обломков пород алевритопсаммитовых фракций преобладает кварц и полевые шпаты. Доля глауконита составляет до 20-25 % площади шлифа. Цемент глинистый, по составу иллитовый, реже каолинитовый и хлоритовый. Скопления чешуйчатых микроагрегатов глинистого материала неравномерно заполняют межзерновое пространство. Межзерновые поры открытого типа многочисленные, распределены неравномерно, изометричной и щелевидной формы, как сообщающиеся между собой, так и изолирован-
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 2. Fig. 2.
Литологическая характеристика отложений пласта ВБ1 Lithological characteristics of ВБ1 reservoir deposits
Шлиф РЭМ
A — глинистая порода с включением обломочного материала, б/ан, х100. Фото РЭМ, х850; B — алевролит мелко-крупнозернистый песчаный с глинистым цементом, б/ан, х100. Фото РЭМ, х370; C — алевролит мелкозернистый неравномерно-глинистый, б/ан, х50. Фото РЭМ, x630; D — разрез пласта ВБ1.
1 — коллектор по ГИС
A — argillaceous rock with clastic material embedded, w/o analyser, х100. SEM image, х850; B — fine-coarse-grained sandy siltstone with clay cement, w/o analyser, х100. SEM image, х370; C — fine-grained unevenly argillaceous siltstone, w/o analyser, х50. SEM image, хб30; D — section of ВБ1 reservoir. 1 — reservoir according to well logging data
ные. Наблюдаются межагрегатные микропоры — в скоплениях глинистого порового цемента.
Вверх по разрезу доля алеврита сокращается, доля пелитовой фракции увеличивается. Порода состоит из глинистой массы, обломочных зерен (2030 %), пирита (* 3-5 %), органических остатков, ОВ, глауконита (ед.) (см. рис. 2 А). Обломочный материал, в основном мелкоалевритовой размерности, представлен изометричными и слабоудлиненными, угловатыми и полуугловатыми зернами кварца, реже полевого шпата, которые довольно равномерно рассеяны в основной массе породы. Межзерновые поры открытого типа не наблюдаются.
Осадочный материал пласта ВБ! генетически представлен преимущественно продуктами эрозии нижележащих горизонтов (отложений нижнебере-зовской подсвиты и кузнецовской свиты) среднего кампана на северо-востоке Западно-Сибирской плиты, вышедших на субаэральный уровень [4] (рис. 3) и, возможно, дальними источниками сноса.
В результате денудации (разрыхления и перемещения) слабосцементированных отложений формировались вдольбереговые барьеры (острова, косы и пр.) и вдольбереговые лагуны (понижения). Между ними, возможно, эпизодически имели место листрические оползни. К северо-востоку Западно-Сибирской плиты, вероятно, размерность обломочного материала будет увеличиваться, в том же направлении будет опесчаниваться покрышка, а потому сохранность залежей газа маловероятна.
Результаты гранулометрических исследований свидетельствуют о том, что в отложениях пласта ВБ! на месторождении преобладают алевриты — 5589 % (в среднем 70 %), пелитовые фракции составляют от 0 до 42 % (в среднем 19 %), также отмечается неравномерная примесь песчаного материала — от 2 до 35 % (в среднем 10,6 %).
По данным рентгеноструктурного анализа (РСАпор), в среднем по пласту ВБ! содержание кварца составляет 42,7 % (увеличиваясь в коллекторах до
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
Рис. 3. Fig. 3.
Концептуальная обстановка формирования пласта ВБ1 Conceptual environment of ВБ1 reservoir formation
Регрессия
Трансгрессия
Пласт ВБ1
Приливно-отливная равнина
Табл. 1. Минеральный состав пород березовской свиты Tab. 1. Mineral composition of the Berezovsky Formation rocks
Минералы Пласт
ВБ0 ВБ1 ВБ2-3 НБ
среднее значение среднее значение среднее значение min - max (значение)
Кварц 26,5 42,7 35,3 16,2-40,5 (29,2)
ОКТ-фаза 10,2 0,3 15,8 13,9-56,5 (30,9)
Сумма минералов кремнезема 36,7 43 51,1 52-72,9 (60,1)
Каолинит 1,2 4,6 4,2 0,8-3,1 (1,7)
Хлорит 2,9 6,3 4,2 1-2,1 (1,3)
Гидрослюды 7,1 5,7 5,1 3,4-5,3 (4,4)
Смешанослойные 2,1 1,5 1,5 0,8-1,1 (1)
Монтмориллонит 26,4 16,2 17,9 9-17,4 (15,1)
Сумма глинистых минералов 39,6 34,4 32,8 19,1-25,7 (23,5)
Полевые шпаты 14,9 12 8,9 4,3-7,4 (5,5)
Пирит 2,9 3,2 3,4 3-3,5 (3,3)
Карбонаты 5,4 7,3 3,8 0,7-5,9 (3,7)
48-60,3 %), сумма глин — 34,4 % (уменьшаясь в коллекторах до 17,2-27,6 %), сумма полевых шпатов — 12 %. Опал-кристобалит-тридимитовая фаза кремнезема (ОКТ-фаза) встречается в основном только в подошве пласта и достигает 0,3 %. Пирит составляет до 3,2 %. Внутри пласта ВБ! отмечаются прослои карбонатных песчаников, образовавшихся, вероятно, в результате кратковременного проникновения речных вод и формирования геохимического барьера. Обычно примесь карбонатов достигает 7,3 %. Наблюдается увеличение содержания кварца и уменьшение доли глин относительно вмещающих пород (табл. 1).
По данным рентгеноструктурного анализа пе-литовых фракций (РСАглин), в составе глин пласта ВБ1 преобладают набухающие компоненты (монтмориллонит и смешанослойные). Содержание каолинита в среднем достигает 4,6 %, хлорита — до 6,3 %, гидрослюды — до 5,7 %, сумма монтмориллонит + смешанослойные — до 17,7 %.
Вверх по разрезу сумма «терригенных» глин (каолинита и хлорита) уменьшается на фоне постепенного снижения темпов регрессии.
По сравнению с нижележащим горизонтом нижнеберезовской подсвиты пласты верхнебере-зовской подсвиты отличаются пониженным содержанием ОКТ-фазы кремнезема и повышенным содержанием суммы глинистых минералов.
Рентгенофлуоресцентный анализ химического состава породы (РФА) (25 основных параметров, включая потери при прокаливании) служит для установления геохимической специализации толщ, а также для диагностики изменения условий седиментации (табл. 2). Результатом количественного метода РФА является значение концентрации компонента в образце в виде оксидов элементов. Расчет значений отношения элементов ведется по массовым содержаниям элементов в породе, пересчитанным из оксидов. Данными РФА охарактеризован химический состав пород березовской свиты.
Табл. 2. Средние значения результатов РФА по пластам березовской свиты Tab. 2. Average values of X-ray fluorescence analysis results for the layers of the Berezovsky Formation
Пласт SiO2 TiO2 AlA Fe2O3 MnO CaO MgO Na2O K2O P2O5 S Ba V
ВБ0 65,4 0,711 13,1 6,8 0,101 0,67 1,997 1,363 1,967 0,071 0,146 0,033 0,019
ВБ1 60,9 0,833 14,7 8,1 0,156 0,789 1,946 1,481 2,147 0,118 0,143 0,037 0,015
ВБ2-3 67 0,666 12,6 6,1 0,162 0,548 1,432 1,091 1,622 0,086 0,129 0,025 0,014
НБ (mean) 76,9 0,423 7,6 3,8 0,098 0,627 1,002 1,05 1,098 0,148 0,088 0,035 0,008
В течение осадконакопления березовской свиты относительные вариации условий, в том числе и геохимических, приводили к естественному подразделению на пласты (литостратоны), что хорошо заметно в результирующих таблицах данных РФА.
Отложения верхнеберезовской подсвиты резко отличаются от пластов нижнеберезовской подсви-ты и характеризуются пониженным содержанием БЮ2 (61-67 против 72-85 %) и повышенным содержанием оксидов — ТЮ2, А1203, Fe2Oз, МпО, СаО, MgO, №20, К20, а также некоторых элементов-примесей за счет более глинистого состава (и пониженной доли аморфного кремнезема).
На изученном месторождении, по данным РФА, в пласте ВБ! доля SiO2 относительно вмещающих пород минимальная, варьирует от 59,6 до 63,1 % (в среднем 60,8 %). Содержание Fe205 не превышает 8,1 %; А1203 — в среднем 14,7 %. В целом по разрезу элементы распределены равномерно. Отмечается небольшое увеличение содержания SiO2 вверх по разрезу от 4 до 63 % и уменьшение А1203 и Fe205 за счет относительного усиления степени волновой переработки и вымывания глинистых минералов.
Отношение Fe/Mn является индикатором положения осадков на фациальном профиле бассейна. Значения отношения Fe/Mn в осадочных породах уменьшаются с увеличением глубины и с переходом от шельфовых фаций к пелагическим, что обусловлено поглощением осадочными образованиями Мп из морской воды, сильнее проявленным в глубоководных условиях, и выпадением основной массы Fe в прибрежно-морских обстановках. Таким образом, рост значения отношения Fe/Mn в каком-либо осадочном разрезе указывает на обмеление и опреснение бассейна. Отношения Fe/Mn более 80 в отложениях пласта ВБ1 указывают на прибрежно-морские обстановки с доминированием терригенного материала.
Для уточнения структуры порового пространства выполнено комплексное мультимасштабное исследование внутренней структуры продуктивных газоносных отложений пласта ВБ1 на мезо-, микро- и наномасштабах. Такой подход с последовательным переходом от масштабов полноразмерного керна к наномикронным размерам позволяет визуализировать в микроплоскости реальную картину образца, на котором проводятся исследования,
получить качественную характеристику и количественную оценку распределения пор по размерам и связанности пор в исследуемом масштабе. Исследования выполнялись компанией ООО «Системы для микроскопии и анализа» (Москва, Сколково). Было исследовано пять образцов из пласта ВБ^
По данным съемки на рентгеновском микротомографе, в объеме березовской свиты образцы пласта ВБ! из продуктивной части характеризуются богатым поровым пространством, образующим связанную пористость (доля связанных пор более 70 %). На рис. 4 представлены образцы, имеющие разное пустотное пространство (поры на томографических сечениях характеризуются темной/черной окраской). В скв. 2 коллектор по ГИС не выделяется, образец скв. 3 более пористый (с повышенным содержанием Кп и высокой долей связанных пор для данного микроуровня) относительно плотных образцов из скважин 4 и 5.
На микромасштабе с применением растровой электронной микроскопии (сфокусированный ионный пучок; ФИП/РЭМ) образцы пласта ВБ! из продуктивной части характеризуются довольно крупным поровым пространством — до сотен микрометров. Содержат преимущественно каналотрещиноподобные поры, наличие которых обусловлено высокой долей глинистых минералов, и одиночные крупные поры, образованные между зернами обломочной составляющей (рис. 5).
Проведенные исследования совместно с ранее полученными региональными данными о строении объекта позволили построить его концептуальную модель.
Концептуальная модель пласта ВБ1
На изученном месторождении отложения пласта ВБЬ сформировавшиеся в мелководно-морских условиях, представлены преимущественно алевролитами мелко-крупнозернистыми и глинистыми алевролитами. Удаленность от источника сноса предопределила тонкозернистый состав. Общие толщины изменяются от 21 до 36 м.
Улучшенные коллекторы пласта относятся к центральной зоне участка и связаны с палеовоз-вышенностями и выносом тонкого материала в погруженные части бассейна, что подтверждается также данными рентгеновской микротомографии
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
Рис. 4. Fig. 4.
Результаты исследования образцов методом рентгеновской микротомографии The results of sample studies using X-ray Microtomography
Скв.
LO CQ
2 мм
2 мм
2 мм
. . .
*
2 мм
2 мм
■ »
« » . ■
2 мм
2 мм
2 мм
1
2
3
1 — пористые; 2 — переходные; 3 — низкопористые 1 — porous; 2 — transitional; 3 — low-porosity
(см. рис. 4, 5). В восточном направлении происходит ухудшение коллекторских свойств за счет накопления пелитоморфных осадков в режиме низкой гидродинамики (в заливе/лагуне).
Вдольбереговые (островные) отложения — круп-но-среднезернистые алевролиты — накапливались в более активных гидродинамических условиях, что отразилось на степени сортировки материала, содержании глинистой компоненты и следовательно, коллекторских свойствах.
Риски пласта ВБ1 на месторождении связаны с лагунными отложениями (глинистыми алевролитами), поскольку в его восточной части (в пределах лагуны) происходит постепенное уменьшение
размерности частиц, слагающих породы. Низкая динамика водной среды предопределила преимущественно пелитоморфный и глинистый состав осаждавшегося материала.
Использование сейсморазведки МОГТ для картирования газовых залежей в отложениях березовской свиты Западно-Сибирской плиты
Опыт изучения газоносности отложений березовской свиты сейсморазведкой МОГТ свидетельствует о приуроченности рассматриваемого интервала интенсивных динамических аномалий к газовым залежам (рис. 6). Такие аномалии в отложениях пласта ВБ! (средний кампан) установлены
2
3
4
5
0
0
0
0
0
0
0
0
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 5. Fig. 5.
Концептуальная модель пласта ВБ1 Conceptual model of ВБ1 reservoir
Карта RMS-амплитуд
Фото ФИП/РЭМ, х600
1 2 3 •2 4 ---
Доля фракций (1-3): 1 — песчаника, 2 — алевролита, 3 — пелита; 4 — скважины (числитель — номер, знаменатель — эффективная толщина, м); 5 — граница пласта ВБ1
Proportion of fractions (1-3): 1 — sandstone, 2 — siltstone, 3 — pelite; 4 — wells (numerator — ID, denominator — net thickness, m); 5 — boundary of ВБ1 reservoir.
5
на трех лицензионных участках, как уже было сказано, с подтвержденной газоносностью на месторождении Х.
Выделенный и прокоррелированный после сейсмогеологической привязки ОГ С2 был соотнесен с кровлей пласта ВБ1. На рис. 5 представлена динамическая аномалия в интервале отложений кам-панского возраста. Из особенностей формирования динамических аномалий следует, что рассматриваемые аномалии обусловлены резким понижением акустических жесткостей пласта, вызванным его
газонасыщенностью, относительно акустических жесткостей вмещающих пород. Таким образом, перспективы газоносности пласта ВБ! ограничены зоной аномалии сейсмической записи, что подтверждается результатами испытаний.
Данные залежи являются примером ловушек неантиклинального структурно-литологического типа.
На основании детальных геолого-геофизических исследований объектов выявлено, что успешность картирования ловушек и залежей в данных
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
Рис. 6. Fig. 6.
Сейсмический разрез через отложения березовской свиты Seismic section across the Berezovsky Formation deposits
800
1000
1200
9000 2000 1000 0
-1000 -2000 -3000 -4000 -5000 -6000 -7000 -8000 -9000
Амплитуды, усл. ед.
600
700
900
1100
1300
отложениях будет определяться качеством сейсмических материалов МОГТ (кратность, высокие значения отношения сигнал/помеха). В последующих работах по изучению данных отложений следует также учитывать низкое разрешение съемок МОГТ прошлых лет, имеющих низкую кратность суммирования в исследуемом интервале, поскольку полная кратность обычно достигается только на временах более 2 с.
Установлено, что в верхнемеловых отложениях Западно-Сибирской плиты отсутствуют нефтегазо-материнские отложения для генерации УВ в значительных масштабах. Поэтому надсеноманский газ — это газ, поднявшийся по разломно-трещин-ным зонам выше отложений турона из сеноманских отложений. Об этом также свидетельствуют опубликованные геохимические индикаторы [12].
Атрибутный анализ сейсмических данных помог установить зоны разломов на юге структуры. Структурный план по кровле березовской свиты отличается довольно простым строением. В отложениях уверенно выделяется ряд амплитудных нарушений, с которыми также будут связаны зоны трещиноватости.
Таким образом, для формирования и сохранности скоплений газа в отложениях березовской свиты важным фактором является наличие молодых дизъюнктивных нарушений (с периодической активизацией в прошлом), зон дробления в шовных зонах, зон трещиноватости. Однако современные подвижки могут привести и к полному разрушению залежи. Газ может мигрировать в верхние интервалы разреза и рассеяться.
Выводы
Отложения верхнеберезовской подсвиты сформировались в условиях позднемеловой трансгрессии Западно-Сибирской плиты. Отложения по
характеру разреза и вещественному составу био-генно-хемогенного генезиса (преимущественно глинистого состава с примесью кремнистого материала), эпизодически терригенного типа седиментации (алевролиты — пласт ВБ1). По сравнению с нижележащим горизонтом нижнеберезовской подсвиты, представленным автохтонными глинисто-кремнистыми отложениями, пласты верхнебе-резовской подсвиты отличаются пониженным содержанием ОКТ-фазы кремнезема и повышенным содержанием суммы глинистых минералов.
Пласт ВБ1 с присутствием коллекторов выделен только на северо-востоке Западно-Сибирской плиты и простирается узкой полосой с северо-запада на юго-восток. Распространение алевролитов на юго-запад контролируется, по всей видимости, зоной трансъевразийского сдвига. К северо-востоку коллектор будет улучшаться, но есть вероятность исчезновения покрышки. Для пласта характерна преобладающая роль терригенного материала (аллохтонный тип осадконакопления), что можно объяснить относительно малоамплитудными вертикальными движениями дна бассейна, нестабильностью условий жизнедеятельности и усилением темпов седиментации на северо-востоке Западно-Сибирской плиты за счет терригенных источников.
Продуктивный пласт ВБ1 на изученном месторождении сформировался в условиях развития глобальной надсеноманской трансгрессии и отражает локальный эпизод регрессии в среднем кампане. Отложения представлены алевролитами и глинистыми алевролитами и являются продуктами эрозии слабосцементированных осадков нижележащих отложений за счет выхода их на субаэральный уровень и дальних источников сноса.
В верхней части положительной структуры изученного месторождения пласт ВБ1 характери-
зуется пониженной мощностью, но улучшенным качеством коллектора в результате повышенной степени волновой переработки — вымывания пе-литоморфной составляющей. Рассмотренный участок характеризуются сочетанием благоприятных
литологических и тектонических условий: структура — коллектор — дизъюнктивные нарушения и повышенными рисками разрушения залежей в результате неотектонических движений блоков Западно-Сибирской плиты.
Литература
1. Агалаков С.Е., Кудаманов А.И., Лебедев М.В., Маринов В.А. Верхнемеловая кремнистая формация Западной Сибири // Современные проблемы седиментологии в нефтегазовом инжиниринге : труды III Всероссийского научно-практического седи-ментологического совещания, посвященного обобщению положительного опыта литологических и фациально-циклических исследований в нефтегазовой литологии и геологическом моделировании терригенных и карбонатных природных резервуаров (Томск, 10-12 апреля 2017 г.). - Томск : Изд-во ЦППС НД, 2017. - С. 9-14.
2. Агалаков С.Е., Кудаманов А.И., Маринов В.А. Фациальная модель верхнего мела Западной Сибири // Интерэкспо ГЕО-Сибирь. -2017. - Т. 1. - № 1. - С. 101-105.
3. Агалаков С.Е, Кудаманов А.И., Маринов В.А. Макет региональных стратиграфических схем верхнего мела Западной Сибири нового поколения // Меловая система России и ближнего зарубежья: проблемы стратиграфии и палеогеографии мат-лы IX Всероссийского совещания (Белгород, 17-23 сентября 2018 г.). - Белгород : ПОЛИТЕРРА, 2018. - С. 21-24.
4. Глухов Т.В., Агалаков С.Е., Кудаманов А.И., Маринов В.А. Палеогеография Западной Сибири в дербышинское время (поздний мел) // Литология осадочных комплексов Евразии и шельфовых областей : мат-лы IX Всероссийского совещания (с международным участием) (Казань, 30 сентября - 3 октября 2019 г.). - Казань: Изд-во Казанского университета, 2019. - С. 100-101.
5. Кудаманов А.И., Агалаков С.Е. Цикличность осадкообразования отложений верхнего мела Западно-Сибирской плиты // Интерэкспо ГЕО-Сибирь. - 2018. - Т. 1. - С. 183-190. DOI: 10.18303/2618-981X-2018-1-183-190.
6. Кудаманов А.И., Агалаков С.Е., Маринов В.А. Трансгрессивно-регрессивный характер осадконакопления в коньяк-сантонских отложениях верхнего мела в Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 7. - С. 58-63. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-58-63.
7. Кудаманов А.И., Карих Т.М., Маринов В.А. Смена режима седиментации на рубеже сантона-кампана Западной Сибири // Экзо-лит-2020. Литологические школы России : сб. научных материалов, годичное собрание (научные чтения), посвященные 215-летию основания Московского общества испытателей природы (Москва, 25-26 мая 2020 г.). - М., 2020. - С. 141-143.
8. Кудаманов А.И., Агалаков С.Е, Новоселова М.Ю., Глухов Т.В., Карих Т.М. Влияние тектоники на процессы седиментации верхнего мела Западной Сибири // Материалы EAGE (Тюмень, Россия 22-26 марта 2021 г.). - 2021. - № 3. - С. 1-5. DOI: 10.3997/22144609.202150075.
9. Абрамов Т.А., Гордеев А.О.,ЛознюкО.А., ТюльковаА.И., АфонинД.Г. Анализ результатов планирования и проведения ГДИ пластов березовской свиты // Нефтяная провинция. - 2019. - Т. 4. - № 20. - С. 234-247. DOI: 10.25689/NP.2019.4.234-247.
10. Ошняков И.О., Хабаров А.В., Митрофанов Д.А., Лознюк О.А. Изучение отложений березовской свиты по данным расширенного комплекса ГИС и керновых исследований на примере Харампурского месторождения // Каротажник. - 2019. - Т. 6. - № 300. -С. 103-117.
11. Гордеев А.О., Дорошенко А.А. Временные методические рекомендации по подсчету запасов свободного газа в залежах березовской свиты и ее аналогов в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология и недропользование. - 2022. -№ 6. - С. 122-133.
12. Рязанова Т.А., Павлуткин И.Г., Кудаманов А.И., Марков В.В. Морфологическое разнообразие планктона и битуминозного вещества в верхнемеловых породах березовской и ганькинской свит юга Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Нефтяная провинция. - 2020. - № 4. - С. 21-45. DOI: 10.25689/NP.2020.4.21-45.
References
1. AgalakovS.E., KudamanovA.I., Lebedev M.V., Marinov V.A. Verkhnemelovaya kremnistaya formatsiya Zapadnoi Sibiri [Upper Cretaceous siliceous formation of Western Siberia]. In: Sovremennye problemy sedimentologii v neftegazovom inzhiniringe : trudy III Vserossiiskogo nauchno-prakticheskogo sedimentologicheskogo soveshchaniya posvyashchennogo obobshcheniyu polozhitel'nogo opyta litologicheskikh i fatsial'no-tsiklicheskikh issledovanii v neftegazovoi litologii i geologicheskom modelirovanii terrigennykh i karbonatnykh prirodnykh rezervuarov (Tomsk, 10-12, April, 2017). Tomsk: Izd-vo TsPPS ND; 2017. pp. 9-14. In Russ.
2. AgalakovS.E., KudamanovA.I., Marinov V.A. Facies model of the Western Siberia Upper Cretaceous. Interexpo GEO-Siberia. 2017;1(1):101-105. In Russ.
3. Agalakov S.E, Kudamanov A.I., Marinov V.A. Maket regional'nykh stratigraficheskikh skhem verkhnego mela Zapadnoi Sibiri novogo pokoleniya [Model set of regional Upper Cretaceous stratigraphic schemes of new generation, Western Siberia]. In: Melovaya sistema rossii i blizhnego zarubezh'ya: problemy stratigrafii i paleogeografii: mat-ly IX Vserossiiskogo soveshchaniya (Belgorod, 17-23, September 2018). Belgorod: POLITERRA; 2018. pp. 21-24. In Russ.
4. Glukhov T.V., Agalakov S.E., Kudamanov A.I., Marinov V.A. Paleogeografiya Zapadnoi Sibiri v Derbyshinskoe vremya (pozdnii mel) [Paleogeography of Western Siberia in the Derbyshinsky time (Late Cretaceous)]. In: Litologiya osadochnykh kompleksov Evrazii i shel'fovykh oblastei : mat-ly IX Vserossiiskogo soveshchaniya (s mezhdunarodnym uchastiem) (Kazan', 30, September - 3, October, 2019). Kazan': Izdatel'stvo Kazanskogo universiteta; 2019. pp. 100-101. In Russ.
5. Kudamanov A.I., Agalakov S.E. Cyclicity of sedimentation of the Upper Cretaceous Deposits of the West Siberian plate. Interexpo GEO-Siberia. 2018;(1):183-190. DOI: 10.18303/2618-981X-2018-1-183-190. In Russ.
6. Kudamanov A.I., AgalakovS.E., Marinov V.A. Transgressive-regressive type of sedimentation in the Western Siberian Coniacian-Santonian (Upper Cretaceous). Neftyanoe khozyaistvo. 2018;(7):58-63. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-58-63. In Russ.
16^ OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
7. Kudamanov A.I., Karikh T.M., Marinov V.A. Smena rezhima sedimentatsii na rubezhe santona-kampana Zapadnoi Sibiri [Change o sedimentation pattern at the boundary of Santonian and Campanian, Western Siberia]. In: EhkzoliT-2020. Litologicheskie shkoly Rossii : sb. nauchnykh materialov, godichnoe sobranie (nauchnye chteniya), posvyashchennye 215-letiyu osnovaniya Moskovskogo obshchestva ispytatelei prirody (Moscow, 25-26, May, 2020). Moscow, 2020. pp. 141-143. In Russ.
8. Kudamanov A.I., AgalakovS.E, Novoselova M.Yu., Glukhov T.V., Karikh T.M. Vliyanie tektoniki na protsessy sedimentatsii verkhnego mela Zapadnoi Sibiri [Tectonics effect on sedimentation processes in Upper Cretaceous, Western Siberia]. In: Materialy EAGE (Tyumen', Rossiya, 22-26, March, 2021). 2021. № 3. pp. 1-5. DOI: 10.3997/2214-4609.202150075. In Russ.
9. Abramov T.A., Gordeev A.O., Loznyuk O.A., Tyul'kova A.I., Afonin D.G. Analysis of pressure transient test results for Beryozovskaya suite. Neftyanayaprovintsiya. 2019;20(4):234-247. DOI: 10.25689/NP.2019.4.234-247. In Russ.
10. OshnyakovI.O., KhabarovA.V., MitrofanovD.A., LoznyukO.A. Studying Berezovskaya Suite sediments from the data of an augmented logs set and a core analysis on the example of Kharampurskoe field. Karotazhnik. 2019;6(300):103-117. In Russ.
11. GordeevA.O., Doroshenko A.A. Temporary Guidelines for the Calculation of Free Gas Reserves in the Deposits of the Berezovskaya Suite and Its Analogues within the West Siberian Oil and Gas Province. Geologiya inedropol'zovanie. 2022;(6)122-133. In Russ.
12. Ryazanova T.A., Pavlutkin I.G., Kudamanov A.I., Markov V.V. Morphological diversity of plankton and bituminous matterin the Upper Cretaceous Berezovian and Gankinskian formations in the South of West-Siberian basin. Neftyanaya provintsiya. 2020;(4)21-45. DOI: 10.25689/NP.2020.4.21-45. In Russ.
Информация об авторах Дистанова Лилия Робертовна
Кандидат геолого-минералогических наук, главный специалист
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625000 Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: [email protected]
Кудаманов Александр Иванович
Кандидат геолого-минералогических наук, эксперт
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625000 Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: [email protected] ORCID ID: 0000-0002-1278-5103
Нассонова Наталья Валентиновна
Кандидат геолого-минералогических наук, старший эксперт
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625000 Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: [email protected]
Information about authors Liliya R. Distanova
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Chief Specialist
Tyumen Petroleum Research Center, 79/1 ul. Osipenko, Tyumen, 625000, Russia e-mail: [email protected]
Alexander I. Kudamanov
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Expert
Tyumen Petroleum Research Center, 79/1 ul. Osipenko, Tyumen, 625000, Russia e-mail: [email protected] ORCID ID: 0000-0002-1278-5103
Natalia V. Nassonova
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Senior Expert
Tyumen Petroleum Research Center, 79/1 ul. Osipenko, Tyumen, 625000, Russia e-mail: [email protected]
