CC BY
71
МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ БАТСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА НАДЫМ-ПУРСКОЙ НГО
Антон Александрович Сюрин
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, аспирант, младший научный сотрудник, тел. (383)333-21-09, (952)902-05-17, e-mail: [email protected]
В статье рассмотрены модели строения батского регионального резервуара, уточнены толщины песчаников, коллекторов и суммарные толщины песчаных пластов Ю2, Ю3, Ю4, оценено качество флюидоупора на территории Надым-Пурской НГО.
Ключевые слова: модели строения, резервуар, флюидоупор, толщины, пористость.
STRUCTURE MODELS OF BATHONIAN REGIONAL RESERVOIR IN NADYM-PUR OIL-AND-GAS BEARING AREA
Anton A. Syurin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, PhD student, junior research scientist, tel. (383)333-21-09, (952)902-05-17, e-mail: [email protected]
In the article author considers structure models of Bathonian regional reservoir at Nadym-Pur oil-and-gas bearing area, rectifies thicknesses of sandstones, reservoirs and cumulative thicknesses of layers U2, U3 and U4. Also it is estimated quality of the seal in the article.
Key words: structure models, reservoir, seal, thicknesses, porosity.
Среди юрских отложений батский региональный резервуар является одним из наиболее перспективных объектов для прироста запасов углеводородов на севере Западно-Сибирской НГП. Однако модели его строения изучены недостаточно. В настоящей статье автором уточнены модели строения резервуара и его песчаных пластов Ю2, Ю3, Ю4, а также оценено качество флюидоупора. В процессе выполнения исследований детально восстановлен разрез бат-верхнеюрских отложений 26 скважин, построено 7 корреляционных профилей, построен ряд карт толщин исследуемых отложений и оценки качества флюидо-упора.
Территория исследования располагается на севере Западной Сибири, в Ямало-Ненецком АО, и включает за исключением крайней южной части почти всю Надым-Пурскую НГО.
В рассматриваемом районе батский региональный резервуар состоит из малышевского проницаемого комплекса (верхнетюменская подсвита) и келло-вей-верхнеюрского флюидоупора. [1, 4]. Последний представлен двумя типами разрезов. Первый тип разреза сложен абалакской и баженовской свитами и распространён на западе и севере исследуемой территории, второй - нижневасю-ганской подвитой и распространен на остальной части района.
Малышевский проницаемый комплекс сложен в основном аргиллитами, алевролитами и песчаниками верхнетюменской подсвиты, суммарная толщина которых изменяется от 80 до 300 м, на большей части территории - от 140 до 200 м. Увеличение толщин комплекса отмечается в восточном и частично в северном направлениях. Наибольшие толщины проницаемого комплекса (свыше 200 м) фиксируются в восточной части района, на Ево-Яхинской и Тюменской площадях, минимальные (от 80 до 130 м) отмечаются на юго-западе района.
Комплекс характеризуется циклическим строением: чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями углистых пород. В его строении выделяются циклиты разного порядка - от элементарных на уровне слойков до крупных, включающих песчаные пласты и пакеты алевролитово -глинистых пород, имеющие региональное распространение. В качестве последних подразделений выделены и прослежены циклически построенные пачки ^-9, tm-10 и tm-11, в которых установлены регионально выдержанные песчаные пласты (Ю2, Ю3 и Ю4) и локально развитые пласты (Ю2а, Ю2б, Ю3а, Ю3б, Ю4а и Ю4б) [2].
Песчаники пластов тонкослоистые и массивные, преимущественно мелкозернистые, в качестве постоянной примеси присутствует алевритовый материал, вплоть до образования переходных разновидностей алевритово-песчаных пород. Обломочный материал полуокатанной и угловатой форм обычно характеризуется плохой и средней, реже хорошей степенью сортировки. По составу обломков породы относятся к полевошпат-граувакково-кварцевым разновидностям с содержанием кварца от 40 до 60%, полевого шпата - от 20 до 35%, обломков пород - от 10 до 30% [2, 3].
Пласт Ю2 залегает в кровле проницаемого комплекса, в верхней части циклически построенной пачки tm-11, пользуется повсеместным распространением в районе исследования, являясь наиболее выдержанным пластом юрского комплекса. Толщины его изменяются от 7 до 40 м, наиболее часто от 15 до 25 м (рис. 1). Наибольшие их значения (25-40 м) отмечаются в восточной части района, а минимальные - на севере и юго-западе территории исследования.
Вещественный состав пласта весьма разнообразен. Обычно он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями углистых пород. Соотношение этих пород в пласте различное, содержание песчаников наиболее часто варьирует от 20 до 50%, толщина их слоев изменяется от 4 до 22 м (рис. 1). Характер изменения их толщин подобен распределению толщин пласта в целом.
Песчаники серые, светло-серые, участками коричневато-серые, массивные и тонкослоистые, часто глинистые и алевритовые, обычно мелкозернистые, граувакково-полевошпатово-кварцевого состава, различной степени отсортиро-ванности, с содержанием цемента глинисто -карбонатного состава наиболее часто от нескольких до 10-15%.
Коллекторы пласта Ю2 пользуются повсеместным распространением. Суммарная их толщина изменяется от нескольких до 17 м, обычно от 5 до 12 м; характер распределения ее значений по площади района аналогичен распределению толщин пласта в целом.
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта следующие: открытая пористость варьирует от 10 до 19%, межзерновая проницаемость - от 0.01 до 7• 10-3 мкм2.
Пласт Ю3 приурочен к средней части проницаемого комплекса, к основанию пачки ^-10, характеризуется, как и вышезалегающий, повсеместным развитием в исследуемом районе. Толщина его варьирует от 5 до 25 м, обычно от 10 до 20 м. Максимальные значения ее фиксируются в восточной части исследуемого района, минимальные - на его севере и юго-западе.
Песчаники пласта серые, светло-серые, участками с коричневатым оттенком, преимущественно мелкозернистые и средне-мелкозернистые, часто глинистые и алевритистые, граувакково-полевошпатово-кварцевого состава, с глини-сто-сидеритово-кальцитовым цементом, содержание которого обычно составляет 3-10%.
Коллекторы пласта повсеместно распространены в исследуемом районе. Суммарная их толщина изменяется от 2-3 до 16 м, изменение ее значений по площади района подобно распределению толщины пласта в целом. Открытая пористость коллекторов характеризуется разбросом значений от 10 до 17%, а
3 2
межзерновая проницаемость - от долей до 3 • 10- мкм .
Пласт Ю4 залегает в подошве проницаемого комплекса, в основании пачки tm-9, имеет повсеместное развитие в исследуемом районе. Толщина его изменяется от 1 -2 до 17-18 м, наиболее часто - от 5 до 15 м. Наибольшие толщины наблюдаются в восточной и юго-восточной частях района. Уменьшение толщин пласта происходит в западном и северном направлениях.
Литологический состав пласта сходен с пластом Ю 3. Он также сложен на значительной части района преимущественно песчаниками, а участками только песчаниками. Их толщины на рассматриваемой территории изменяются от нескольких до 12 м. Песчаники пласта серые, светло-серые, коричневато-серые, обычно мелкозернистые, часто глинистые и алевритистые, полевошпатово-граувакково-кварцевого и граувакково-полевошпатово-кварцевого состава. Чаще всего в породах отмечается глинистый и карбонатно -глинистый цемент от 2-3 до 15%. Также в разрезах выделяются прослои алевролитов, аргиллитов и углистых пород.
Толщина коллекторов пласта изменяется от 1-2 до 10-12 м, обычно от 3-5 до 10 м. Распределение по площади толщин песчаников и коллекторов сходно с распределением общих толщин пласта.
Флюидоупор батского резервуара, как отмечалось выше, представлен двумя типами разрезов. Первый тип распространён на западе и севере рассматриваемого района и сложен преимущественно глинистыми отложениями аба-лакской и баженовской свит. Толщины его изменяются от 30 до 200 м, наиболее часто от 50 до 150. Наибольше значения (свыше 120 м) фиксируются на севере исследуемой территории. Уменьшение толщин флюидоупора отмечается в западном и юго-западном направлениях. Для исследуемой территории характерно содержание песчаников во флюидоупоре до 3-5%. Лишь в центральной части территории распространения флюидоупора первого типа выделяется об-
ласть повышенного опесчанивания разреза (5-12%). В этой области прогнозируется флюидоупор среднего качества. На остальной территории распространен флюидоупор высокого качества.
Второй тип разреза флюидоупора распространен на востоке и юго-востоке рассматриваемого районе и представлен преимущественно глинистыми отложениями нижневасюганской подсвиты. Толщины его изменяются от 20 до 65 м, наиболее часто от 30 до 50 м. Наибольшие их значения фиксируются на северо -востоке и юго-востоке территории распространения второго типа разреза флюидоупора, наименьшие - в южной и западной частях. Содержание песчаников как правило изменяется от первых до 5-10%, лишь на северо-востоке и востоке района выделяются области с содержанием песчаников во флюидоупоре от 10 до 17%. Качество этого типа флюидоупора на большей части территории исследования прогнозируется среднее и высокое. Пониженное качество флюи-доупора прогнозируется на двух небольших участках в центральной и восточной частях района. Флюидоупор среднего качества прогнозируется на севере, востоке и юго-западе района. На остальной части распространен флюидоупор высокого качества.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточнённых стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири [текст] / Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. 114 с.
2. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Шурыгин Б.Н. Высокоразрешающая стратиграфия нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири [текст]// Геология и геофизика - 2001. - Т. 42, № 5. - С. 749-765
3. Шемин Г.Г. Строение и количественная оценка перспектив нефтегазоносности среднеюрских отложений севера Западно-Сибирской НГП [текст]// Геология и минеральносырьевые ресурсы Сибири - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2010. - №3. - С. 3-19
4. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система [текст] - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2000 - 480 с.
© А.А. Сюрин, 2013
