CC BY
6
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-22-29
УДК 550.8.053 I Научная статья
К вопросу регионального и локального моделирования залежей нефти Уват-Ханты-Мансийского срединного массива
Тюкавкина О.В.1, Капитонова И.Л.2, Бабаева А.Х.3
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия, 2Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы, Москва, Россия, 3Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Москва, Россия
tov.sing@mail.ru
Аннотация
В работе рассмотрены некоторые аспекты, влияющие на детальность и адекватность моделирования нижнеюрских отложений в направлениях:
• установление возраста и генезиса доюрских отложений для моделирования;
• применение комплекса ГИС для выделения сложнопостроенного пласта ЮК2-5 в пределах северной части Красноленинского свода.
Показано определение траектории и основных принципов формирования базы данных и обработки геолого-промыслового материала для построения модели сложнопостроенного коллектора и принятия проектных решений при доразведке таких залежей.
Рассмотрены вопросы изучения детальности геологического строения и картирования сложнопостроенных коллекторов в пределах месторождений Уват-Ханты-Мансийского срединного массива и перспективной на поисковые работы площади Красноленинского свода, которые являются актуальными с позиций установления как морфологических параметров залежей, так и вопросов миграции и аккумуляции углеводородов в породах фундамента и осадочного чехла.
Материалы и методы геологических моделей нижне- и среднеюрских отложений
На основании обобщения исследований, проведенных А.Г. территории Красноленинского свода и прилегающих участков
Мухером, Г.П. Мясниковой, В.П. Девятовым и др., которые нефтегазоносных территорий
длительное время изучали вопросы условий образования юрских Уват-Ханты-Мансийского срединного массива.
отложений Западной Сибири и выявили отчетливые закономерности
в развитии процессов осадконакопления, а также материалов Ключевые слова
исследований условий образования нижне- и среднеюрских нижне- и среднеюрские отложения, фундамент, моделирование,
коллекторов и пород доюрского основания представилась генезис возможность систематизировать материал для построения
Для цитирования
Тюкавкина О.В., Капитонова И.Л., Бабаева А.Х. К вопросу регионального и локального моделирования залежей нефти Уват-Ханты-Мансийского срединного массива // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 7. С. 22-29. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-22-29
Поступила в редакцию: 12.10.2023
GEOLOGY UDC УДК 550.8.053 I Original Paper
On the issue of regional and local modeling of oil deposits of the Uvat-Khanty-Mansiysk middle massif
Tyukavkina O.V.1, Kapitonova I.L.2, Babaeva A.Kh.3
1Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia, 2Peoples Friendship University of Russia named after Patrice Lumumba, Moscow, Russia,
3Sergo Ordzhonikidze Russian State University for Geological Prospecting, Moscow, Russia
tov.sing@mail.ru
Abstract
In this work are examined some aspects that influence the detail and adequacy of modeling Lower Jurassic deposits in the following directions:
• establishing the age and genesis of pre-Jurassic deposits for modeling,
• using well logging to identify the complex formation JK2-5 within the northern part of the Krasnoleninsky arch.
The definition of the trajectory and basic principles of creating a database and processing geological and field material for constructing a model of a complex reservoir and making design decisions during additional exploration of such deposits is shown.
The issues of studying the detail of the geological structure and mapping complex reservoirs within the fields of the Uvat-Khanty-Mansiysk middle massif and the Krasnoleninsky arch area that is promising for exploration work are examined, which are relevant from the standpoint of establishing both the morphological parameters of the deposits and the issues of migration and accumulation of hydrocarbons in the basement rocks and sedimentary cover.
Materials and methods
Based on a generalization of research conducted by A.G. Mukher, G.P. Myasnikova, V.P. Devyatov and others, who for a long time studied the issues of the conditions of Jurassic deposit formation in Western Siberia and identified distinct patterns in the development of sedimentation processes, as well as materials from studies of the conditions of formation of Lower-Middle Jurassic reservoirs and rocks of the pre-Jurassic foundation, the opportunity arose to systematize the
material for constructing geological models of lower-middle jurassic deposits the territory of the Krasnolenensky arch and adjacent areas of the oil and gas-bearing territories of the Uvat-Khanty-Mansiysk middle massif.
Keywords
lower-middle jurassic deposits, basement, modeling, genesis
For citation
Tyukavkina O.V., Kapitonova I.L., Babaeva A.Kh. On the issue of regional and local modeling of oil deposits of the Uvat-Khanty-Mansiysk middle massif. Exposition Oil Gas, 2023, issue 7, P. 22-29. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-22-29
Received: 12.10.2023
Актуальность
В настоящее время оценка ресурсной базы продуктивных горизонтов месторождений Западной Сибири, которые характеризуются длительным временем эксплуатации, является одним из самых актуальных вопросов, ответ на который может быть дан только при «индивидуальном» подходе к изучению залежи и определению вектора исследований, обусловленного как геологическими, так и технологическими особенностями объекта разработки.
Актуальность исследований обусловлена фактором инвестирования нефтяными компаниями средств в основном на доизу-чение длительно разрабатываемых месторождений с относительно высокой степенью разбуренности площади, а также изучением
нетрадиционного типа коллектора в фундаменте Западно-Сибирской плиты. Важным направлением является выявление зон разуплотнения коллектора и прогнозирование работы скважин в зависимости от типов тре-щиноватости пород фундамента, наличия центров поступления гидротермальных растворов и каналов, по которым они проходили (разломы, трещины, каверны), комплекса вторичных процессов и др. При моделировании объекта ЮС2-5 применялись материалы сопоставления геолого-промысловых данных, полученных при испытании пластов, исследовании керна и др. с результатами ГИС, что позволило выявить перспективные зоны для постановки первичного бурения скважин. Обоснование рекомендуемого комплекса ГИС и выводы об эффективности различных
Рис. 1. Схема тектонического районирования фундамента Западно-Сибирской плиты [5-7]: 1-5 — блоки: 1 — Енисейский (байкалиды), 2 — Алтае-Саянский (салаириды), 3 — Казахстано-Салымский (каледониды), 4 — Уральский (герциниды), 5 — Центрально-Западносибирский (герциниды); 6 — Уват-Ханты-Мансийский древний массив; 7 — рифтогенные структуры поздней перми - раннего триаса; 8 — гранитоидные массивы (область исследования); 9 — контур Шаимского (Шаимо-Кузнецовского антиклинория)
Fig. 1. Scheme of tectonic zoning of the basement of the West Siberian plate [5-7]: 1-5 - blocks: 1 - Yenisei (Baikalids), 2 - Altai-Sayan (Salairids), 3 - Kazakhstan-Salym (Caledonides), 4 - Ural (Hercynides), 5 - Central-West Siberian (Hercynides); 6 - Uvat-Khanty-Mansiysky ancient massif; 7 - rift structures of the Late Permian - Early Triace; 8 - granitoid massifs (study area); 9 -contour of the Shaim (Shaimo-Kuznetsov anticlinorium)
методов исследования являются важными аспектами при изучении нетрадиционного типа коллектора палеозойского фундамента.
Постановка проблемы
Построение геологических моделей сложнопостроенных нефтеносных пластов в условиях разнородной геолого-промысловой информации, оценка фильтрацион-но-емкостных свойств (ФЕС) коллектора по вертикали (на основе ГИС) и по латерали, выявление участков для первичного разбури-вания исследуемой площади.
Материалы и методы
На основании обобщения исследований, проведенных А.Г. Мухером, Г.П. Мяс-никовой, В.П. Девятовым и др., которые длительное время изучали вопросы условий образования юрских отложений Западной Сибири и выявили отчетливые закономерности в развитии процессов осадконакопления [1], а также материалов исследований условий образования нижне- и среднеюрских коллекторов и пород доюрского основания представилась возможность систематизировать материал для построения геологических моделей нижне- и среднеюрских отложений территории Красноленинского свода и прилегающих участков нефтегазоносных территорий Уват-Ханты-Мансийского срединного массива.
В качестве основы для выделения нефте-газогеологических подразделений (комплексов, подкомплексов и экранирующих толщ, продуктивных и перспективных пластов-коллекторов) использованы региональные корреляционные стратиграфические схемы отложений Западной Сибири, утвержденные МСК РФ в 1991 и 2004 годах, а также в работах авторов [2-4].
В настоящее время особый интерес многих нефтяных компаний проявляется к нефтегазоносным территориям, которые имеют в разрезе залежи, представленные нетрадиционным коллектором.
В пределах месторождений Уват-Ханты-Мансийского срединного массива и его самостоятельной структурной единицы — Красноленинского свода — выделяются новые и перспективные объекты геологоразведочных работ, которые часто связаны с базальными слоями нижней и средней юры, зонами выклинивания юрских горизонтов (на севере территории), где особый интерес представляют осадочные и вулканогенно-осадочные породы триаса, выполняющие грабенообразные впадины, образования коры выветривания и зоны разуплотненных пород фундамента [5, 6] (рис. 1).
В пределах Уват-Ханты-Мансийского срединного массива, непосредственно у северо-восточного окончания Красноленинско-го свода, в области развития байкальской складчатости, переработанной в последующие геологические эпохи герцинским тек-тогенезом, расположено Рогожниковское месторождение, которое являлось объектом получения фактических данных для последующего анализа и моделирования нижне-и среднеюрских отложений.
По данным [8], нижнеюрский нефтегазоносный комплекс выделяется от кровли надо-яхского горизонта до кровли триаса на севере Западно-Сибирского осадочного бассейна и до фундамента в Среднем Приобье на юге, экранируется лайдинским горизонтом. Максимальная толщина нижней юры прогнозируется по материалам сейсморазведки до 2 000 метров (Большехетская впадина и северо-запад полуострова Ямал) вскрытая бурением скважины 7СГ Енъяхинской площади — 1 100 метров. На севере до широты 62°30' наблюдается покровное залегание отложений и толщина до 500 м, к югу от 62 с.ш.
нижняя юра на возвышенностях (сводах, ме-гавалах) отсутствует, толщина не превышает 100-150 метров (рис. 2).
В разрезе 11-2 выделено два нефтегазоносных комплекса — нижнеюрский и сред-неюрский, границы которых контролируются отражающими горизонтами Т1, Т3 и А [8]. Характерной особенностью разреза является повышенная угленосность нижней и средней юры, при этом ее максимальные значения отмечены внутри Западно-Сибирского бассейна и наблюдаются в пределах впадин: Нюрольской, Юганской, Тымской, Ханты-Мансийской (рис. 3).
В Юганской впадине суммарная толщина углей достигает 53 метров, а количество пластов 45.
Для моделирования сложнопостроенных залежей исследуемого района были использованы фондовые данные грави- и магниторазведки, которые выявили зоны с широко развитыми глубинными разломами, разграничивающими крупные блоки фундамента, а также разломы, осложняющие строение фундамента и платформенного чехла, которые, как правило, на территории северной части Красноленинского свода являются малоамплитудными или безамплитудными. Для
Рис. 2. Карта изопахит нижнеюрских отложений с отмеченными типовыми скважинами фациальныхзон (ФЗ) [8] Fig. 2. Isopach map of lower jurassic deposits with marked typical wells of facies zones (FZ) [8]
Шаимского и Красноленинского нефтегазоносных районов характерно соответствие пликативных дислокаций платформенного чехла геологическим структурам доюрского комплекса. Например, Шаимский мегавал в плане совпадает с гранитно-сланцевой осью региона. Красноленинский свод, выделяемый как крупная пликативная структура платформенного чехла, также представляет собой гранитно-сланцевый выступ. Рельеф доюрских отложений Рогожниковского месторождения является сильнорасчленен-ным и представлен сопками конической формы весьма однообразного строения [9]. По результатам изучения кернового материала установлено, что отложения верхней части доюрских отложений Рогожниковско-го месторождения сложены вулканическими породами пермо-триасового возраста. В верхних частях сопок присутствуют продукты эксплозивной деятельности вулканов. Перекрываются вулканиты пермо-триаса отложениями тюменской свиты, которая на территории Уват-Ханты-Мансийского срединного массива представлена преимущественно глинистыми породами с ограниченными по площади линзами песчано-алевролитовых пород. Отложения тюменской свиты часто ложатся непосредственно на подвергшиеся выветриванию массивные вулканиты. В основании тюменской свиты в ряде разрезов скважин вскрыт базальный пласт, представленный конгломератами и гравелитами ограниченной толщины. Образования доюр-ского фундамента вскрыты рядом скважин и в стратиграфо-литологическом отношении подразделяются на три основные толщи, объединяемые в рогожниковскую свиту нижнего триаса (туринская серия), нижняя толща (Т^), которая вскрыта скважиной 713/1144.
В своих работах [10-12] авторы при исследовании фактического материала отмечали, что изученный из продуктивных интервалов керн представлен полимиктовыми песчаниками зеленовато-серого цвета с прослоями темно-серых с зеленоватым оттенком аргиллитов, мелкозернистых алевролитов.
Породы средней толщи (Т^) вскрыты скважинами 714, 718 и представлены преимущественно риолитами, дацитами порфировыми, сланцеватыми под углом 60-70°, трещиноватыми. По трещинам развиты тонкие прожилки кварца и хлоритизированного вулканического стекла.
В скважине 825 из интервала 2 553-2 554 метра поднят песчаник серый, плотный мелкозернистый с наслоениями под углом 45°, с кавернами диаметром 2-3 мм, с признаками нефти в виде нефтяных выпотов по стенкам каверн. Верхняя толща рого-жниковской свиты (Т^) представлена переслаиванием терригенных и вулканогенных пород (риолитов, базальтов). Верхняя толща, в свою очередь, подразделяется на три пачки: нижнюю О^1) — терригенно-базальтовую с маломощными пропластками радиолитов; среднюю 0^2) — риолитовую и верхнюю (^3) — терригенно-базальтовую [10, 13].
Осадконакопление происходило, главным образом, у подножия склонов выступов доюрского основания и в пределах относительно погруженных участков (аллювиаль-но-делювиальные образования). Здесь накапливались терригенные породы самого разнообразного состава. В целом дезинте-грационные процессы фундамента (в том числе и эффузивных пород) предопределили формирование коллекторских свойств кровли отложений доюрского основания [9].
Рис. 3. Карта макроугленосности нижне- и среднеюрских отложений [8]: 1 — площади, по которым замерялись угли в разрезе; 2 — в числителе — максимальная толщина угольного пласта; в знаменателе — максимальная суммарная мощность углей (макс. количество пластов угля); 3 — линии равных средних мощностей углей в разрезе J1-2; 4 — граница выклинивания J1-2; 5 — месторождения угля в юре; 6 — зона отсутствия угля в разрезе; 7 — интерпретирована 1/2-1/3 часть разреза
Fig. 3. Map of macrocarbon content of Lower-Middle Jurassic deposits [8]: 1 - areas over which coals were measured in the section; 2 - in the numerator - the maximum thickness of the coal seam; in the denominator - the maximum total thickness of coal (maximum number of coal seams); 3 - lines of equal average thicknesses of coals in the J1-2 section; 4 - pinching boundary J1-2; 5 - coal deposits in the Jurassic; 6 - zone of absence of coal in the section; 7 - 1/2-1/3 part of the section has been interpreted
В зонах прилегания к образованиям доюрского основания появляются прослои конгломератов и гравелитов. Породы средней юры в значительной степени обогащены углистым детритом, встречаются пропласт-ки и линзы карбонатных разностей пород. В разрезе тюменской свиты индексируются песчано-алевритовые пласты ЮК7-9 (аален), ЮК5-6 (байос), ЮК2-4 (бат-келловей). Песчано-алевритовые разности пластов не выдержаны по толщинам и простиранию, часто линзовидные, характеризуются низкими коллекторскими свойствами. Толщина тюменской свиты в зависимости от приуроченности к структурному рельефу изменяется от 15 до 200 метров.
В пределах Рогожниковского месторождения выделяются доюрский, сред-неюрский, верхнеюрский и неокомский нефтегазоносные комплексы. При испытании доюрских пород получены притоки нефти от 9,8 м/сут. (скважина 714, интервал испытания 2 656-2 675 м) до 46 м3/сут в скважине 729 (интервал испытания 2 568-2 607 м). Промышленные притоки нефти из пород фундамента получены также в скважине 713 (интервал испытания 2 752-2 776 м, дебит нефти — до 18 м3/сут). Коллекторами в метаморфизованных породах фундамента
являются зоны трещиноватости и каверноз-ности, образующиеся при деструкции толщ и гидротермальных процессов, сопровождающих тектонические подвижки земной коры [13].
Среднеюрский нефтегазоносный комплекс включает отложения тюменской свиты. Песчано-алевритовые горизонты, которые служат резервуарами для залежей нефти, имеют локализованное распространение в форме небольших линз или сложную шнурковую и мозаичную форму. Их образование связано с аллювиальными, прибреж-но-озерными и прибрежно-морскими фациями (русла рек, пляжи, бары и др.).
Рассматривая основные аспекты генезиса и петрохимических особенностей пород доюрского комплекса в пределах Рогожни-ковского месторождения, воспользуемся данными исследований, полученных в разное время [7, 14].
Согласно графикам петрохимической зональности (рис. 4), ведущим элементом, определяющим щелочность породы, является калий, абсолютные содержания которого больше натрия.
На вариационных диаграммах (Ыа20 + К2О) — SiO2, построенных для эффузивов, фигуративные точки, отражающие их состав,
Рис. 4. Положение составов эффузивов территории Красноленинского свода и прилегающих структур: а — положение составов эффузивов на диаграмме (Na2O+K2O)-SiO2. Поля: I — пикробазальты, II — базальты, III — базальтовые андезиты, IV — андезиты,
V - дациты, VI — риолиты,УЙ — базаниты, VIII — трахибазальты, IX — базальтовые трахиандезиты, X — трахиандезиты,
XI — трахидациты [14]; а — бинарные диаграммы содержаний петрогенных оксидов в гранитоидах Красноленинского свода, Шаимского района и структур Южного Урала [7]
Fig. 4. The position of the compositions of effusives in the territory of the Krasnoleninsky arch and adjacent structures. а - position of effusive compositions on the (Na2O+K2O)-SiO2 diagram. Fields: I - picrobasalts, II - basalts, III - basaltic andesites, IV - andesites, V - dacites,
VI - rhyolites, VII - basanites, VIII - trachybasalts, IX - basaltic trachyandesites, X - trachyandesites, XI - trachydacites [14]. б - binary diagrams of the contents of major oxides in granitoids of the Krasnoleninsky arch, Shaim region and structures of the Southern Urals [7]
располагаются в разных областях, что свидетельствует об участии в их генезисе нескольких магматических источников. Фигуративные точки среднекислых вулканитов в северной части участка в основном располагаются в полях нормального ряда, при продвижении в юго-восточном направлении состав вулканитов меняется — он становится более щелочным и менее кислым.
Кроме выше представленных данных в работах [7, 14-16] аналогичный вывод следует из значений индекса насыщенности алюминием (ASI) и железомагнези-ального отношения. Послойное изучение в разрезах Северо-Рогожниковской и Рого-жниковской нефтегазоносных территорий концентраций и молекулярно-массового распределения ароматических и алкановых углеводородов [15, 16], системный анализ геохимических и литолого-петрографических данных [17] позволяют говорить о миграции нефтяных УВ из юрских в нижележащие триасовые
отложения. Последнее согласуется с «осадочной» концепцией «главного источника» — юрским генезисом нефтей в резервуарах доюрского основания [18-20]. Такое разнообразие геохимических характеристик вулканитов подтверждает вывод об их формировании при смешивании различных по составу и глубине образования расплавов.
Таким образом, можно отметить, что при моделировании сложнопостроенных залежей необходимо проводить исследование образцов в переходных зонах, которые представляют как аэральную,так и субаквальную обстановку (мелководье). Геохимические особенности исследованных вулканитов свидетельствуют о смешанных источниках магм, включающих компоненты как глубинных, так и коровых уровней генерации расплавов. По мнению [13, 21], сочетание изложенных признаков определяется синсдвиговым растяжением в обстановке трансформных континентальных окраин.
В нашем случае мы воспользуемся данной информацией при моделировании пород нижней юры и с помощью модулей программы Petrel разработаем Template для моделирования этой части разреза. Также это будет важным при моделировании зоны перехода от пород пермо-триаса к нижнеюрским. Процесс пространственной ориентировки и привязки образцов керна позволяет выявлять участки вулканогенных отложений и исключает модель, основанную только на послойной корреляции триасовых сейсмокомплексов.
Можно отметить, что вулканогенные породы и отложения тюменской свиты, вероятно, представляют собой единый нефтеносный комплекс, который может быть рассмотрен как мегарезервуар, а в отдельных случаях как массивные залежи с мозаичным насыщением, разбитые на блоки многочисленными глубинными разломами.
Исследования нефтей, которые были представлены в работе [10], показывают, что
Рис. 5. Корреляция разреза скважин по линии 7хР-1х79-1х81 Fig. 5. Correlation of well sections along the line 7хР-1х79-1х81
по наличию биомаркеров (ванадий, никель) отложения тюменской свиты принципиально отличаются от абалакских, баженовских и викуловских. Нефти тюменской свиты имеют промежуточные параметры, что может свидетельствовать о нескольких источниках поступления УВ. Идентификация вулканитов по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) позволяет с достаточной долей вероятности прогнозировать распространение отдельных наиболее перспективных пе-тротипов и характер их насыщения. Вероятность того, что встреченные на палеоглубинах такие петротипы окажутся нефтенасыщенны-ми коллекторами, колеблется от 0,6 до 1 [22].
Таким образом, обнаружение и картирование переходных зон аэральной и субак-вальной обстановок (мелководье) характри-зуют пласт ЮК2-5 и интересны для постановки поискового бурения. В качестве примера интерпретации данных ГИС с учетом текстурно-неоднородных интервалов пласта ЮК2-5 рассмотрим некоторые особенности выделения интервалов с разным количеством неоднородных прослоев - компонентов текстуры эксплуатационного объекта (рис. 5).
При интерпретации результатов ГИС учитывались участки, которые отражают свойства текстурно-неоднородного пласто-пересечения и охарактеризованы керном. По результатам исследований зависимостей «керн-ГИС» без учета текстурных особенностей может привести к завышению коэффициента пористости и, следовательно, всех фильтрационно-емкостных параметров пласта-коллектора.
В связи с этим при моделировании необходимо вести построение эталонных моделей, учитывающих выбор текстурно-неоднородной горной породы, обусловленной наличием глинистого компонента (глинистых прослоев и включений) на показания ГИС, при этом целевыми являются параметры пес-чано-алевритового компонента.
Достоверность всех применяемых алгоритмов для обработки фактического материала и ГИС определяется диаграммами сопоставления образцов с учетом объемной и минералогической плотности для разных литологических типов пород, выбранных для последующего моделирования пласта ЮК2-5.
По результатам корреляции разреза пласта ЮК2-5 были выполнены построения 2Э-карты литологии (выделены песчаная, глинистая и алевролитовая фракции для про-пластков ЮК2-3, ЮК2-4, ЮК5), а также карты изменения ФЕС (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.) (рис. 6).
Итоги
По результатам исследований для построения каркасов залежей и дальнейшего моделирования с учетом корреляции разрезов скважин для пласта ЮК2-3 по линии скважин 7х31Мх17-3х42-1х13 в северной части и по линии 7хР-1х79-1х81 в восточной части исследуемой площади были уточнены границы выклинивания. Используя результаты испытаний пласта, построены карты нефтенасы-щенности в центральной части и откоррели-рованы границы пласта ЮК2-4. Также с учетом лучших значений ФЕС и толщин исследуемого пласта для первоочередного разбуривания могут быть рассмотрены участки, условно отмеченные нами как скважины 1Р и 2Р.
Выводы
Исходя из выявленных особенностей геологического строения, полученных данных
в с1
[н~| линия разреза в северной части исследуемой площади
11-Щ линия разреза в восточной части исследуемой площади
I' -'"1 сквамины разбуренные в 2020 гаду
|!Р -Р скванины, предлагаемые к бурению при дораззедке
Рис. 6. 20-карты изменения параметров литология (а, б, в) и пористость (а1, б1, в1) для пласта ЮК2-5 (по результатам интерпретации ГИС-керн). Условные обозначения: а, а1 — параметры литология и пористость для верхнего пропластка ЮК23; б, б1 — параметры литология и пористость для среднего пропластка ЮК2 4; в, в1 — параметры литология и пористость для нижнего пропластка ЮК5
Fig. 6. 2D maps of changes in the parameters lithology (а, б, в) and porosity (а1, б1, в1) for the JK25 formation (based on the results of interpretation of GIS core). Legend: a, a1 - lithology and porosity parameters for the upper layer JK2-3; б, б1 - lithology and porosity parameters for the middle layer JK2-4; в, в1 - lithology and porosity parameters for the lower layer JK5
исследований и анализа параметров керн-ГИС для северной площади Красноленинско-го свода и в целом Уват-Ханты-Мансийского срединного массива, можно сделать следующие выводы:
• детальное изучение стратиграфии и тектоники региона для обоснования положения продуктивных горизонтов в северной части Красноленинского свода позволило проследить приуроченность скоплений УВ к геодинамически активным зонам, которые могут обеспечить благоприятные условия образования УВ;
• изучение комплекса геолого-промысловых исследований позволило обосновать и установить границы расположения пласта ЮК2-5;
• в ходе выполнения работы был
изучен литолого-петрографический состав и фильтрационно-емкостные параметры пласта ЮК2-5, построена геологическая модель по выбранному полигону, методами ГИС были выделены самостоятельные пропластки ЮК2-3, ЮК2-4, ЮК5. С учетом всех выделенных пропластков возможно провести более детальный подсчет запасов углеводородов. Перспективные направления для изучения рассмотренной территории Уват-Ханты-Ман-сийского срединного массива по выявлению промышленных скоплений нефти связаны с метаморфизованными породами фундамента, что подтверждает необходимость целенаправленного изучения глубоких горизонтов Западной Сибири и уточнения концепции формирования месторождений нефти и газа.
Литература
1. Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Девятов В.П. Стратиграфо-корреляционная основа детальных моделей Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового
и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа Югры. Т. 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009, С. 245-262.
2. Алексеев В.П., Амон Э.О., Глебов А.Ф., Савенко В.А., Федоров Ю.Н. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: УГГУ, 2010. 257 с.
3. Гришкевич В.Ф. Макроструктура берриас-аптских отложений Западной Сибири
и ее использование при построении информационных технологий в геологии нефти и газа. Тюмень: ИздатНаукаСервис, 2005. 116 с.
4. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014. 344 с.
5. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1981. 143 с.
6. Сурков В.С., Смирнов Л.В. Консолидированные блоки земной коры
в фундаменте Западно-Сибирской плиты // Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. Тюмень: СИБНАЦ, 2008. С. 207-210.
7. Хотылев А.О., Майоров А.А., Худолей А.К., Ершова В.Б., Калмыков Г.А., Хубанов В.Б., Червяковская М.В. Гранитоидные массивы Красноленинского свода
в Западной Сибири: состав, строение, возраст и условия формирования // Геотектоника. 2021. № 2. С. 70-93.
8. Мясникова Г.П., Мухер А.Г., Волков В.А., Сидоров А.А., Тугаева А.В., Кулагина С.Ф., Гончарова В.Н., Солопахина Л.А., Девятов В.П., Сапьяник В.В. Региональные закономерности геологического строения горизонтов нижней-средней юры ЗападноСибирского осадочного бассейна //
Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа Югры. Том 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. С. 65-86.
9. Архипов С.В., Замаруев Е.И., Хабарова Т.С. Характерные черты строения и нефтенасыщенности Рогожниковского месторождения // Пути реализации нефтегазового
и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа — Югры. Том. 1. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. С. 202-213.
10. Кропотова Е.П., Коровина Т.А., Романов Е.А., Федорцов П.В. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковского ЛУ) // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Том 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 133-147.
11. Новиков Г.Р., Усманов И.Ш. Потенциальная нефтегазоносность фундамента территории Сургутского нефтедобывающего района // Нефтяное хозяйство. 2001. № 9. С. 26-29.
12. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Обоснование перспектив нефтегазоносности юрско-палеозойских отложений и образований фундамента Западной Сибири // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 2.
С. 337-345.
13. Усманов И.Ш., Новиков Г.Р., Зимина В.И., Рассадникова Н.Б. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Рогожниковского месторождения // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных
и газовых месторождений Западной Сибири. Сборник научных трудов СургутНИПИнефть. 2003. № 4. С. 67-76.
14. Шадрина С.В. К вопросу
о геодинамической обстановке образования магматитов Рогожниковского ЛУ по новым геохимическим данным // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Т. 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 219-223.
15. Коржов Ю.В. Исаев В.И., Кузина М.Я., Лобова Г.А. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений (по результатам изучения
вертикальной зональности алканов) // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 323. № 1. С. 51-56.
16. Коржов Ю.В., Исаев В.И., Жильцова А.А., Латыпова О.В. Распределение ароматических углеводородов
в разрезе отложений нефтегазоносных комплексов (на примере месторождений Красноленинского свода) // Геофизический журнал. 2013. Т. 35. № 1. С. 113-129.
17. Кузина М.Я., Коржов Ю.В., Исаев В.И. Геохимическое и литологическое обоснование концепции «главного источника» доюрских залежей нефти Красноленинского свода // Известия Томского политехнического университета. 2014. Т. 324. № 1. С. 32-38.
18. Брехунцов А.В., Монастырев Б.В., Нестеров И.И. (мл.) Закономерности размещения залежей нефти
и газа Западной Сибири // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 8. С. 1001-1012.
19. Ковешников А.Е. Источник поступления нефти и газа в палеозойские отложения Западно-Сибирской геосинеклизы // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 322. № 1.
С. 111-116.
20.Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. -Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. 331 с.
21. Симаненко В.П., Голозубов В.В., Сахно В.Г. Геохимия вулканитов трансформных окраин (на примере Алчанского бассейна, северо-западное Приморье) // Геохимия. 2006. № 12.
С. 1251-1265.
22.Коровина Т.А., Кропотова Е.П., Минченков Н.Н., Батурин А.Ю., Николаева Е.В. Доюрское основание (ПСЭ) в Западной Сибири - объект новых представлений на природу нефтегазоносности (из опыта исследований и практического освоения Рогожниковского ЛУ) // Пути реализации нефтегазового потенциала XMAO. Т. 1. Ханты-Мансийск: 2006. С. 214-218.
ENGLISH
Results
Based on the results of research to construct deposit frames and further modeling, taking into account the correlation of well sections for the JK2-3 formation along the line of wells 7x3R-1x17-3x42-1x13 in the northern part, and along the line 7xR-1x79-1x81 in the eastern part of the study area, the boundaries were clarified wedging out. Using the results of formation tests, oil saturation maps were created in the central part and the boundaries of the JK2-4 formation were correlated. Also, taking into account the best values of reservoir properties and thicknesses of the studied formation, for priority drilling, areas that we have conditionally marked as wells can be considered 1P and 2P.
Conclusions
Based on the identified features of the geological structure, the obtained research data and analysis of core-well logging parameters for the northern area of the Krasnoleninsky arch and the Uvat-Khanty-Mansiysk middle massif as a whole, the following conclusions can be drawn: • a detailed study of the stratigraphy and tectonics of the region, to substantiate the position of productive horizons in the northern
part of the Krasnoleninsky arch, made it possible to trace the association of hydrocarbon accumulations with geodynamically active zones that can provide favorable conditions for the formation of hydrocarbons;
• the study of a complex of geological and field studies made it possible to substantiate and establish the boundaries of the location of the JK2-5 formation;
• during the work, the lithologic-petrographic composition and filtration-capacitive parameters of the JK2-5 formation were studied, a geological model was built for the selected polygon, and independent interlayers JK2-3, JK2-4, JK5 were identified using well logging methods. Taking into account all the identified interlayers, it is possible to carry out a more detailed calculation of hydrocarbon reserves.
Promising directions for studying the considered territory of the Uvat-Khanty-Mansiysk middle massif to identify industrial oil accumulations are associated with metamorphosed basement rocks, which confirms the need for a targeted study of the deep horizons of Western Siberia and clarifying the concept of the formation of oil and gas fields.
References
1. Mukher A.G., Myasnikova G.P.,
Devyatov V.P. Stratigraphic-correlation basis of detailed models of Western Siberia. Ways of realizing the oil and gas and ore potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug of Yugra. Vol. 1. Khanty-Mansiysk: IzdatNaukaServis, 2009, P. 245-262. (In Russ).
2. Alekseev V.P., Amon E.O., Glebov A.F., Savenko V.A., Fedorov Yu.N. Stratigraphy and paleogeography of the Mesozoic-Cenozoic sedimentary cover of the Shaim oil and gas region (Western Siberia). Yekaterinburg: Ural State Mining University Publishing House, 2010, 257 p. (In Russ).
3. Grishkevich V.F. Macrostructure of the Berriasian-Aptian deposits of Western Siberia and its use in the construction
of information technologies in the geology of oil and gas: monograph. Tyumen: IzdatNaukaServis, 2005, 116 p. (In Russ).
4. Zhemchugova V.A. Practical application of reservoir sedimentology in modeling hydrocarbon systems: textbook. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2014, 344 p. (In Russ).
5. Surkov V.S., Zhero O.G. Foundation and development of the platform cover of the West Siberian Plate. Moscow: Nedra, 1981, 143 p. (In Russ).
6. Surkov V.S., Smirnov L.V. Consolidated blocks of the earth's crust in the basement of the West Siberian plate. Foundation, framing structures of the West Siberian Mesozoic-Cenozoic sedimentary basin, their geodynamic evolution and problems of oil and gas potential. Tyumen: SIBNATs, 2010, P. 207-210. (In Russ).
7. Khotylev A.O., Mayorov A.A., Khudoley A.K., Ershova V.B., Kalmykov G.A., Khubanov V.B., Chervyakovskaya M.V. Granitoid massifs
of the Krasnoleninsky arch in Western Siberia: composition, structure, age and formation conditions. Geotectonics, 2021, issue 2, P. 70-93. (In Russ).
8. Myasnikova G.P., Mukher A.G., Volkov V.A., Sidorov A.A., Tugaeva A.V., Kulagina S.F., Goncharova V.N., Solopakhina L.A., Devyatov V.P., Sapyanik V.V. Regional patterns of the geological structure of the Lower-Middle Jurassic horizons of the West Siberian
sedimentary basin. Ways to realize the oil, gas and ore potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug of Yugra. Vol. 1. Khanty-Mansiysk: IzdatNaukaServis, 2009, P. 65-86. (In Russ).
9. Arkhipov S.V., Zamaruev E.I., Khabarova T.S. Characteristic features of the structure and oil saturation of the Rogozhnikovskoye field. Ways to realize the oil, gas and
ore potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug of Yugra. Vol. 1. Khanty-Mansiysk: IzdatNaukaServis, 2009, P. 202-213. (In Russ).
10. Kropotova E.P., Korovina T.A., Romanov E.A., Fedortsov P.V. State of knowledge and modern views on the structure, composition and prospects of pre-Jurassic deposits
in the western part of the Surgut region (Rogozhnikovsky license area). Ways to realize the oil and gas potential of Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug. Vol. 1. Khanty-Mansiysk: 2006, P. 133-147. (In Russ).
11. Novikov G.R., Usmanov I.Sh. Potential oil and gas content of the foundation of the territory of the Surgut oil-producing region. Oil Industry, 2001, issue 9, P. 26-29.
(In Russ).
12. Shuster V.L., Punanova S.A. Justification of the oil and gas potential prospects of Jurassic-Paleozoic deposits and formations of the basement of Western Siberia. Georesursy, 2016, Vol. 18, issue 4, part 2, P. 337-345. (In Russ).
13. Usmanov I.Sh., Novikov G.R., Zimina V.I., Rassadnikova N.B. Features of the geological structure and oil and gas content of the Rogozhnikovsky field. Questions
of geology, drilling and development of oil and gas fields in Western Siberia. Collection of scientific works SurgutNIPIneft, 2003, issue 4, P. 67-76. (In Russ).
14. Shadrina S.V. On the question of the geodynamic situation of the formation of magmatites in the Rogozhnikovsky license area according to new geochemical data. Ways to realize the oil and gas potential of Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug of Yugra. Vol. 1. Khanty-Mansiysk: IzdatNaukaServis, 2006, P. 219-223.
(In Russ).
15. Korzhov Yu.V. Isaev V.I., Kuzina M.Ya., Lobova G.A. Genesis of pre-Jurassic oil
deposits of the Rogozhnikovsky group of fields (based on the results of studying the vertical zoning of alkanes). News of Tomsk Polytechnic University, 2013, Vol. 323, issue 1, P. 51-56. (In Russ).
16. Korzhov Yu.V., Isaev V.I., Zhiltsova A.A., Latypova O.V. Distribution of aromatic hydrocarbons in the context of deposits of oil and gas complexes (using the example of deposits of the Krasnoleninsky arch). Geophysical, 2013, Vol. 35, issue 1, P. 113-129. (In Russ).
17. Kuzina M.Ya., Korzhov Yu.V., Isaev V.I. Geochemical and lithological substantiation of the concept of the "main source"
of pre-Jurassic oil deposits of the Krasnoleninsky arch. News of the Tomsk Polytechnic University, 2014, Vol. 324, issue 1, P. 32-38. (In Russ).
18. Brekhuntsov A.V., Monastyrev B.V., Nesterov I.I. (Jr) Patterns of distribution
of oil and gas deposits in Western Siberia. Geology and geophysics, 2011, Vol. 52, issue 8, P. 1001-1012. (In Russ).
19. Koveshnikov A.E. Source of oil and gas inflow into Paleozoic deposits of the West Siberian geosyneclise. News of Tomsk Polytechnic University, 2013, Vol. 322, issue 1, P. 111-116. (In Russ).
20.Fomin A.N. Catagenesis of organic matter and oil and gas potential of Mesozoic and Paleozoic sediments of the West Siberian megabasin. Novosibirsk: INGG SB RAS, 2011, 331 p. (In Russ).
21. Simanenko V.P., Golozubov V.V., Sakhno V.G. Geochemistry of volcanics
of transform margins (on the example of the Alchan basin, northwestern Primorye). Geochemistry, 2006, issue 12, P. 1251-1265. (In Russ).
22.Korovina T.A., Kropotova E.P., Minchenkov N.N., Baturin A.Yu., Nikolaeva E.V. Pre-Jurassic Base in Western Siberia is an object of new ideas on the nature of oil and gas content (from the experience of research and practical development of the Rogozhnikovsky license area). Ways to realize the oil and gas potential of Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug of Yugra. Vol. 1. Khanty-Mansiysk: IzdatNaukaServis, 2006, P. 214-218.
(In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Тюкавкина Ольга Валерьевна, д.т.н., ведущий научный сотрудник лаборатории ресурсной базы и нефтегазового комплекса, Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
Для контактов: tov.sing@mail.ru
Капитонова Ирина Леонидовна, старший преподаватель департамента недропользования и нефтегазового дела, Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы, Москва, Россия
Бабаева Айна Халымбердыевна, студентка направления «Прикладная геология», специализация «Геология нефти и газа», Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Москва, Россия
Tyukavkina Olga Valerievna, doctor of engineering science, lead researcher, Oil and Gas Research Institute RAS, Moscow, Russia
Corresponding author: tov.sing@mail.ru
Kapitonova Irina Leonidovna, senior lecturer of the department of subsoil use and oil and gas engineering, Peoples Friendship University of Russia named after Patrice Lumumba, Moscow, Russia
Babaeva Aina Khalymberdyevna, student in the direction "Applied geology", specialization "Oil and gas geology", Sergo Ordzhonikidze Russian State University for Geological Prospecting, Moscow, Russia
