CC BY
12УДК 550.8(571.12)
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ЮЖНО-ЯГУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
BASIC DIRECTIONS OF GEOLOGICAL EXPLORATION WORKS AIMED AT OPTIMIZATION OF GEOLOGO-TECHNICAL ACTIVITIES OF THE FIELD SOUTH-YAGUNSKOYE
E. H Фуникова, К. А. Галинский E. N. Funikova, К. A. Galinsky
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: клиноформные комплексы: ачимовские песчаники: юрские отложения; ловушки; перспективы нефтегазоносноспш Key words: clinoform complexes; Achimovian sandstones; Jurassic sediments; trap; petroleum potential
Юго-Западное поднятие Южно-Ягунского месторождения хорошо изучено в сводовой части, в контуре выявленной нефтеносности и мало изучено — в краевых частях. В то же время особенности геологического строения морских нижнемеловых отложений ЗападноСибирской плиты позволяют считать перспективными не только своды, но и склоны поло-
Ш 5, 2015
Нефть и газ
31
жительных структур, и в отдельных случаях окружающие их впалины. Уникальность не-окомских отложений заключается в их клиноформном строении и в насыщенности литоло-гическими ловушками различных типов, позволяющими говорить о возможном восстановлении уровня добычи, несмотря на выработанность антиклинальных залежей. Главной особенностью клиноформ как объектов поиска и разведки является возможность достаточно уверенного выделения в их составе резервуаров на основе уже устоявшихся теоретических представлений о строении и местонахождении в геологическом пространстве.
Отсюда следует вывод, что главным направлением НИР и ГРР на данном неантиклинальном этапе освоения недр является всестороннее исследование краевых частей положительных структур и окружающих их впадин с целью поисков и разведки резервуаров еше совершенно не изученных.
Предложения по оптимизации ГТМ и направлениям ГРР, вытекающие из опыта геологического изучения Юго-Западного поднятия Южно-Ягунского месторождения и прилегающих территорий, делятся на два направления.
1. Для сводовой части Юго-Западного поднятия. Для оптимизации ГТМ выполнен тщательный послойный анализ каждого продуктивного резервуара с целью выявления и изучения важных для практики особенностей его внутреннего строения. Например, путем стра-тологического профилирования удалось выявить и оконтурить в разрезе довольно мошные (до 2-3 м) пласты плотных карбонатных непроницаемых пород различного литологическо-го состава (плотняки) внутри многих продуктивных пластов. Они имеют широкое сплошное или линзовидное распространение и влияют как на поведение ВНЕС, так и на работу нагнетательных скважин. Проблема заключается в том, что закачка воды в нижнюю часть пласта иногда не создает необходимого давления в верхней нефтенасышенной части пласта из-за экранирования плотняком.
С помошью стратологического профилирования по данным ГИС оказалось возможным представить разрез продуктивной толши в блоковом варианте, с выделением возможных разрывных нарушений малой амплитуды или безамплитудных. Отклонения положения ВНЕС в подобных случаях могут объясняться экранированием плоскостью разлома.
Послойный анализ отложений установил угловое несогласие под ягунской пачкой глин с размывом значительной части пласта БС11-2-1 на своде и, наоборот, наращивание разреза на западном погружении Юго-Западного поднятия. Вследствие этого появилось основание для прогноза стратиграфических ловушек на данном седиментационном уровне за пределами свода.
При изучении цикличности установлено, что преобладает регрессивная направленность в динамике бассейна аккумуляции. Однако с помошью циклического анализа установлено, что большинство глинистых экранирующих пачек сопровождаются (подстилаются) базальпыми пластами. Они имеют трансгрессивную ярко выраженную направленность. Базальные песчаники иногда имеют сплошное распространение (чеускинская и покачевская трансгрессии) или прерывистое (ягунская трансгрессия). Маломощная, но исключительно выраженная пачка глин, перекрывающая пласт БС 10-2-1, совсем не содержит выраженного базального слоя.
Базальные песчаники обычно залегают на подстилающих песчаниках, в различной степени эродированных. Взаимоотношение тех и других, глубина размыва в частности, в различной степени влияет на структуру залежи и на характер ВНЕС и дебитность.
2. Для краевых частей юго-западного поднятия. Послойный анализ продуктивной толши на своде необходим также для последующей экстраполяции выявленных закономерностей строения геологического разреза в слабо изученные бурением краевые части месторождения.
В качестве главного параметра для моделирования разреза в краевых частях была выбрана эффективная толшина коллектора по основным продуктивным пластам, выделенным при детализации расчленения. Это пласты БС10-1, БС11-2-1 изучаемой продуктивной толши и подстилающие отложения пластов группы БС12, залегающие непосредственно под родниковой клиноформой [1]. По этим уровням седиментации составлены палеогеографические карты с элементами прогноза эффективной толщины песчаников в краевых частях Юго-Западного поднятия.
В качестве основы для экстраполяции геологического строения со свода поднятия в окружающее геологическое пространство использованы данные сейсморазведки МОГТ. С их помошью построены карты толщин отложений, вмешаюших выбранные продуктивные пласты, то есть палеотектонические карты. Для изучения седиментационного уровня БС10-1 использована толша отложений, залегающих между подошвами баженовской свиты и чеу-скинской пачки (рис. 1).
Обе геологические границы находятся в конформном залегании относительно друг друга, что также соответствует строению продуктивного горизонта БС10-1. Все пласты этой группы имеют субпараллельно-слоистое строение не только на своде, но и за его пределами. Это облегчает процесс экстраполяции и делает его достаточно адекватным.
32
пшшцщ.....ш..............
есрть и газ
№ 5, 2015
Сеиеморазведочиые профили МОГТ;
Разведочные скважины неггальюванные мри построении карты изо пахит.
Эксплуатационные скважины
Изопахиты толшнн отложений залегания между
_ 0 5.__ ] кровлей БаженовекоЛ формации и нолошвой
1 чеускииской пачки, по материалам ГИС и сейсморазведки МОГТ, км.
ВНК,"
Ш-ЛЬ
Рис. 1. Палеографическая карта пласта БС10-1 с элементами прогноза эффективной толщины песчаников за пределами свода Юго Западного поднятия
Для аналогичного изучения седиментационного уровня БС11-2 выбрана толша отложений, залегающих между подошвами чеускинской пачки и родниковой клиноформы. Нижняя ее часть (ниже подошвы ягунской пачки глин) является вместилищем продуктивного гори-
№ 5, 2015
нефть и газ
33
зонта БС11-2. К сожалению, подошва ягунской пачки на сейсмических разрезах, по имеющимся методам обработки, уверенно не прослеживается. На основе карты толшин данного интервала разреза осуществлена экстраполяция эффективной толщины пласта БС11-2-1 со свода Юго-Западного поднятия в его краевые части.
I Сейеморазведочные I профили МОГТ;
Разведочные скважины использованные при построении карты нзопахит.
Шкала эффективной толщины песчаников
Палеогеографические зоны;
1; ~ -Зона развития: подвода ых тмшеояожбин и а ванд енотовых: кону сои: вынос а с яреобладающи процессам и- а ккумуя яшм к; ■ я в аче и и я эффективно] з>бм.
■ ' ■ ' ■ ■ ' '
Эксплувтанионные скважины
Мзопахнты толщин отложений залегания межд подошвами чеускинской пачки и родниковой клнноформы, по материалам ГНС и сейсморазведки МОГТ, км.
ВНК
Линия глинизации продукции ни о пласта БС11 (лредпологаемая бровка шельфовой террасы).
II.-:Подводные-выетуиш антика!
ГИС •. и. их
. МОГТ, 'юны: -максимально! о а: я тереотяожеШ'Ш осадков и:.пери оды ко в сед и ме нта ци о н ног о: рос та: л шюш и тел ь н ы ж структуру • -значение- эффективно» толщины
III: - ПОДВОД В Ь№ С КЯО В Ш :ВЫС:ГуИО»: И И Т И КМ И ИДИ И с частичным размывом и- перттяожением ое идш) в; - значе н и е -эффект и вио й тол щ и н ы песчаников: менее 6: и: более: 5:м.
Рис. 1. Палеографическая карта пласта БС11 -2-1 с элементами прогноза эффективной толщины песчаников за пределами свода Юго Западного поднятия
34
нефть и газ
№ 5, 2015
Аномально наклонное положение нижней границы родниковой клиноформы отражается на строении пластов группы БС 11, и в том числе пласта БС11 -2-1.
Перспективными для поиска литологических и стратиграфических ловушек на данном седиментационном уровне являются участки наращивания разреза вдоль западного борта структуры, в зоне начала погружения шельфовой террасы, где зафиксировано угловое несогласие в кровле пласта БС11-2-1 (рис. 2). И кроме того, представляет интерес зона увеличенных эффективных толшин в пределах северо-западной периклинали. Скопления песчаного материала здесь обособляются в форме кулисообразно залегающих линз с толщинами в пределах депоцентров, достигающих 8-12 м. Не менее интересна для постановки ГРР зона предполагаемой глинизации песчаников перед бровкой шельфовой террасы, вблизи полосы сгущения изопахит, имеющей северо-восточное простирание. Еще более перспективным для постановки ГРР с целью поиска ловушек является глубоководный конус выноса Ач БС12, выявленный в отложениях, подстилающих изучаемую продуктивную толщу.
Гипсометрия экранирующей родниковой клиноформы такова, что в целом выклинивание песчаных пластов Ач БС12 имеет благоприятный в нефтегазоносном отношении характер. Они выклиниваются вверх по восстанию в сторону свода Юго-Западного поднятия. В этом плане почти весь конус выноса от самой своей западной границы благоприятен для поиска литологических ловушек. И не только литологических, но и стратиграфически экранированных, так как родниковая толша (клиноформа) залегает на отложениях цикла БС12 трансгрессивно с угловым несогласием [2]. Их разведку рациональнее всего начать с самых гипсометрически высоких юго-западных краевых частей и далее, вплоть до самой западной границы, где закартирован самый верхний цикл конусообразования Ач БС 12-1.
На территории этой же перспективной зоны, в ее восточной присводовой части, как указывалось выше, фиксируется полоса развития авандельтовых конусов выноса песчаников, пластов цикла БС 11-2-1, залегающих выше. Это является весьма благоприятной предпосылкой для доразведки рассматриваемого месторождения глубоким бурением.
Значительный интерес в отношении нефтегазоносности представляют структурные носы и выступы на западном и восточном склонах юго-западного поднятия. Возможно, после переобработки и переинтерпретации имеющихся данных МОГТ с целевым заданием по детальному расчленению неокомских отложений на месте некоторых структурных носов и выступов окажутся замкнутые структуры, имеющие свои ВНК для разных продуктивных горизонтов. Еше более перспективными структуры могут оказаться для поиска литологиче-ски и стратиграфически экранированных залежей в горизонте Ач БС-12. В пределах этих структур возможно наличие ловушек уступов склона в выклинивающейся ундоформенной части клиноформ.
Суммируя все вышесказанное, можно предложить следующую последовательность работ по оптимизации ГТМ и направлениям ГРР для доразведки краевых частей Юго-Западного поднятия Южно-Ягунского месторождения.
• Переобработка и переинтерпретация данных МОГТ по имеющимся на исследуемой территории сейсмическим профилям с целью детального расчленения неокомских отложений в интервале от баженовской свиты до кровли пласта БС 10-1, подтверждения и выделения новых малоамплитудных структур. Особое внимание следует уделить оконтуриванию восточной границы ачимовского конуса выноса [3].
• Переинтерпретация данных БКЗ разведочных скважин с целью уточнения характера насыщения в неокомских резервуарах.
• Проведение на наиболее перспективных участках дополнительных сейсмических исследований 2Б или ЗБ с целью детализации выявленных малоамплитудных структур на уровнях горизонтов БС-10-БС-11 и клиноформных ловушек горизонта БС-12.
• Ранжирование установленных ловушек по степени перспективности.
• Выбор точек для бурения разведочных скважин с учетом размеров ловушки и возможного этажа нефтегазоносности.
• Бурение и эксплуатация залежей горизонтальными или горизонтально-разветвленными скважинами. Применение горизонтального бурения может быть высокоэффективным и на других, новых или разрабатываемых, особенно низкодебитных, участках месторождения при условии достаточных размеров по плошади и слабой обводненности залежей.
Список литературы
1. Трушкова Л. Я. Клиноформы как региональные нефтегазоносные объекты, закономерности размещения и прогноз в них литологических резервуаров // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2008. - № 3.
№ 5, 2015
...........—""¿'..........ни.....................................................
есрть и газ
35
2. Марковский Н. И. Палеогеографические основы поисков нефти и газа. -М.: Недра, 1973.
3. Седиментология / Пер. с польск. Градзиньский Р., Костецкая А., Радомский А., Унруг Р. - М., Недра, 1980. -Пер. изд. ПНР, 1976, 640 с.
Сведения об авторах
Фу никое а Екатерина Николаевна, ассистент, Тюменский государственный нефтегазовый
университет, г. Тюмень, тел. 89224846937.; e-mail: katya_fumkova@mail. ru
Галинский Кирилл Александрович, ассистент, Тюменский государственный нефтегазовый
университет, г. Тюмень, тел 89068736990, e-mail: galinsky_k_a@mail. ru
information about the authors
Furiikova E. Nassistant of the Tyumen State Oil and Gas University, phone: 89224846937, e-mail: katya_funikova@mail. ru
Galinsky K. A., assistant of the Tyumen State Oil and Gas University, phone: 89068736990, e-mail: [email protected]. ru
