Научная статья на тему 'Особенности осадконакопления верхнеюрских продуктивных отложений Сургутского свода на примере месторождения «Дружное»'

Особенности осадконакопления верхнеюрских продуктивных отложений Сургутского свода на примере месторождения «Дружное» Текст научной статьи по специальности «Геология»

120
48
Поделиться

Аннотация научной статьи по геологии, автор научной работы — Кудаманов Александр Иванович, Потрясов Андрей Александрович

Разный уровень ВНК в двух блоках одной залежи нефти объясняется при помощи палеоструктурных построений и социального анализа. В Восточном блоке преобладают регрессивные песчаники, частично перекрытые трансгрессивными песчаниками. В Западном блоке залежи продуктивными являются трансгрессивные песчаники локального распространения. Продуктивные песчаники разных блоков разделены пачкой глинистых алевролитов толщиной 0,5-1,5 м, накопленных в лагунных условиях.

Похожие темы научных работ по геологии , автор научной работы — Кудаманов Александр Иванович, Потрясов Андрей Александрович,

Peculiarities of depositional environment during formation of the upper Jurassic productive deposits ofthesurgut arch (by the example of the dmzhnoye field)

Different levels of water-oil contact in two blocks of the oil deposit are explained by means of paleostructural and facies analysis. In the Eastern block regressive sandstones partially overlain by transgressive sandstones prevail, fa the Western block oil production comes from the locally distributed transgressive sandstones. Productive sandstones of the different blocks are separated by the layer of clayey siltstone 0,5-1,5 thick deposited in lagoon environment.

Текст научной работы на тему «Особенности осадконакопления верхнеюрских продуктивных отложений Сургутского свода на примере месторождения «Дружное»»

А.И. Кудаманов, А.А. Потрясов

ОСОБЕННОСТИ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ ВЕРХНЕЮРСКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СУРГУТСКОГО СВОДА НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРУЖНОЕ»

Разный уровень ВНК в двух блоках одной залежи нефти объясняется при помощи палеоструктурных построений и фациаль-ного анализа. В Восточном блоке преобладают регрессивные песчаники, частично перекрытые трансгрессивными песчаниками. В Западном блоке залежи продуктивными являются трансгрессивные песчаники локального распространения. Продуктивные песчаники разных блоков разделены пачкой глинистых алевролитов толщиной 0,5-1,5 м, накопленных в лагунных условиях.

В тектоническом плане месторождение нефти «Дружное» расположено в восточной части Когалым-ской вершины (структуры 2-го порядка), осложняющей с севера Сургутский свод (структуру 1-го порядка). Территория изучена комплексом гео лого-разведочных работ: от региональных до бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.

На месторождении «Дружное» пласт ЮС1 включает 9 залежей. Каждая залежь характеризуется собственной отметкой зоны водонефтяного контакта (ВНК). В пределах «Основной» залежи установлена неоднозначность уровня ВНК и притоков нефти. Судя по глубине ВНК «Основная» залежь фактически состоит из двух гидродинамически разобщенных блоков: Западного и Восточного (рис. 1). В Западном блоке зона ВНК расположена на а.о. - 2790, в Восточном блоке - на а.о. - 2779.

Возможность тектонического контроля разных уровней ВНК была исключена в результате детальной интерпретации материалов сейсмики 2Б.

С целью разрешения проблемы были предприняты палеоструктурные построения и фациальный анализ отложений. Основным затруднением проведения фа-циального анализа явилось отсутствие кернового материала из пласта ЮС1 по подавляющему большинству скважин (более 100 разведочных и эксплуатационных), а там где он есть - низкая степень его изученности. Лишь в трех скважинах (161 и 1340 в Западном блоке и 219 в Восточном) пласт ЮС1 относительно достаточно представлен изученным керном. Вследствие этого при палеоструктурных построениях и фаци-альном анализе отложений основное внимание уделялось материалам ГИС, а именно электрометрическим характеристикам пород пласта на основе методики

В. С. Муромцева [1].

Пласт ЮСі представлен песчаниками и песчанистыми алевролитами, в меньшей степени - глинистыми алевролитами. Песчаники светло-серые, серые, буровато-серые, крепкие, плотные, характеризуются многообразием текстур, встречается рассеянная вкрапленность тонкокристаллического пирита, участками сидерита в виде точечных стяжений. В керне, отобранном из пласта, песчаники отчетливо подразделяются на две группы - нижней и верхней части.

Широко представленные песчаники нижней части преимущественно мелкозернистые (медианный диаметр Мй редко достигает 150 мкм), средне сортированные (коэффициент сортировки 8о обычно более 2,0), с повышенным содержанием первичного глинистого цемента, растительного детрита и слюд, с преобладанием слойчатых текстур течения.

Песчаники верхней части, судя по электрометрическим образам ГИС, не имеют площадного распространения. Для этих песчаников характерно резко увеличенное содержание среднезернистой псаммитовой фракции (Мй составляет 200-250 мкм), значительное улучшение сортировки (8о, как правило, 1,5—1,6), снижение содержания глинистого цемента, растительного детрита и слюд, преобладание массивных текстур и текстур волнения. По данным каротажа «нижние» и «верхние» песчаники разделяются небольшими пачками (мощностью 0,5—1,0, единично до 1,5-2,0 м) глинистых алевролитов и/или аргиллитов [1]. К сожалению, эти интервалы не представлены керном.

По материалам ГИС для пласта ЮС1 были построены карта общих толщин и карта эффективных толщин.

На карте общих толщин (рис. 1) довольно отчетливо выделяются шнуровидные участки западного и югозападного простирания. С учетом текстур течения, характерных для преобладающих пород нижней части разреза пласта, эти шнуровидные участки интерпретируются как каналы поступления осадочного материала с востока в западном направлении.

Наибольшие эффективные толщины (до 10-12 м) локализуются в пределах небольших участков, которые образуют слабо выраженные «цепочки» северо-западного простирания, аналогично простиранию границы раздела гидродинамически разобщенных блоков. С учетом приуроченности песчаников второй группы к этим участкам подобное размещение эффективных толщин пласта объясняется значительной волновой переработкой первоначально накопленных пляжевых отложений в результате изменения характера гидродинамики бассейна. Прерывистое размещение выделенных участков, неравномерность песчаников с повышенной размерностью и улучшенной сортировкой, текстуры волнения, совпадение ориентировки границы раздела блоков и выделенных «цепочек» позволяют довольно уверенно отнести песчаники верхней части разреза к фации вдольбереговых валов и баров.

Пачки глинистых алевролитов и/или аргиллитов, разделяющие песчаники разных групп, отражают довольно продолжительный период резкого снижения темпов накопления и изменения состава осадочного материала, своего рода «застой» в осадконакоплении, накануне «георгиевской» трансгрессии. Песчаники вдольбереговых валов и баров сформировались в начальную фазу «георгиевского» наступления моря в условиях постепенного повышения уровня моря и усиления волновой (и штормовой) активности, разрушения, перемыва и переотложения значительной части пляжевых накоплений [2].

©I

Рис. 1. Схема размещения гидродинамически разобщенных линз с разным уровнем ВНК. Схематические разрезы: а - палеогеоморфологический профиль; б - геологический разрез. Условные обозначения: 1 - скважина и ее номер; 2 - скважина с изученным керном; 3 - направление накопительного потока;

4 - участки повышенной эффективной мощности (валы и бары); 5 - граница раздела линз с разным уровнем ВНК; 6 - песчаники трансгрессивных валов и баров; 7 - песчаные отложения пляжа, накопленные в период регрессии;

8 - глинистые отложения лагуны; 9 - глауконитсодержащие глинистые отложения георгиевской свиты;

10 - нефтенасыщенные песчаники

Таким образом, выделенные «цепочки» барьерных образований расположены в пределах разных блоков. Валы и бары Восточного блока гидродинамически сообщаются с отложениями зоны верхнего пляжа, накопленными в период регрессии. Напротив, барьерные тела Западного блока залегают на глини-

стых отложениях лагунного типа, выклиниваются в районе границы раздела блоков, не имеют непосредственного контакта с породами-коллекторами Восточного блока. Породы-коллекторы обоих блоков надежно экранируются глинистыми отложениями георгиевской свиты.

ЛИТЕРАТУРА

1. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.

2. Обстановки осадконакопления и фации // Под ред. Х. Рединга. М.: Мир, 1990. 352 с.

Статья представлена научной редакцией «Науки о Земле» 21 января 2008 г.