CC BY
11УДК 552.143
ПОСТРОЕНИЕ СЕДИМЕНТОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ В УСЛОВИЯХ ОГРАНИЧЕННОГО НАБОРА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
А. В. Поднебесных
ЗАО «Компания СИАМ», г. Томск, Россия
Аннотация. В работе на примере формации Бентию (Центральная Африка) рассматриваются основные методические приемы, которые существенно повышают достоверность седиментологических моделей в условиях ограниченного набора данных. При применении простых и малозатратных методов можно определить не только основное направление сноса осадочного материала, но и базовые характеристики аллювиальных систем, что позволит уже на стадии геолого-разведочных работ корректно планировать разработку пород-коллекторов такого типа.
Ключевые слова: седиментологическая модель; нефть; Северный Судан
DEFINITION OF SEDIMENTOLOGICAL MODEL IN LIMITED INITIAL DATA SET CONDITIONS
A. V. Podnebesnykh
CJSC «Company SIAM», Tomsk, Russia
Abstract. The article considers the main procedures which essentially increase the validity of sedimentological models in limited initial data set conditions. The Bentiu formation (Central Africa) is studied as an example of the research. Using simple and low-cost methods it is possible to identify not only the main direction of sedimentary material displacement but also the main characteristics of alluvial systems that will let to plan exploitation of reservoir formation of such type correctly even on geological exploration stage.
Key words: sedimentological model; oil; North Sudan
Введение
Построение седиментологической модели — важный этап, необходимый при разработке залежей углеводородного сырья, связанных с качеством пород-коллекторов.
Эффективность интеграции результатов фациального анализа может варьироваться в широких пределах в зависимости не только от качества и количества кер-нового материала [1]. Большие площади исследований и небольшой объем качественных исходных данных способствуют возникновению неопределенностей, которые могут оказывать прямое влияние на конечный результат. В данной работе приведен пример того, какими приемами и методами можно снять эти неопределенности и улучшить качество конечной седиментологической модели.
Примером построения такой седиментологической модели может служить формация Бентию, которая широко распространена на территории Центральной Африки и приурочена к рифтовым впадинам сквозного развития (рис. 1), активно формировавшимся, начиная с юрского периода до плиоцена [2].
Рис. 1. Геометрия рифтовой системы Западной и Центральной Африки [3, 4]
Рядом авторов установлены прямые аналоги рифтовых нефтегазоносных бассейнов Центральной Африки на территории России и Монголии [5, 6]. Однако до сих пор отсутствуют четкая стратегия, направленная на улучшение качества запасов, и план геолого-разведочных работ на наиболее перспективных площадях.
Геологическая позиция формации Бентию
Суданские рифты сформировались в пределах северо-восточного сектора гигантской Пан-Африканской плиты, сложенной главным образом архейскими и протерозойскими кристаллическими породами. В позднем мезозое — кайнозое в результате раздвигания древних глыб земной коры по этим разломам сформировалась система рифтов, которые и определили современное глубинное строение региона.
Современные структурные характеристики рифтовых бассейнов во многом совпадают. Все бассейны формировались в условиях растяжения и прогибания земной коры, общая черта их строения — образование систем бортовых сбросов, вдоль которых блоки осадочных пород опущены к осевой части прогибов. Все бассейны разбиты густой сетью продольных разломов, сбросов и взбросов, формирующих системы продольных горстов и грабенов [7].
Отложения формации Бентию несогласно залегают на отложениях формации Абу Джабра. Формация Бентию представлена грубозернистыми породами. Формирование этих пород происходило в течение верхнего альба — сеномана, а некоторые авторы [8, 9] связывают это стратиграфическое несогласие с окончанием мощного цикла осадконакопления. Формация представлена преимущественно песчаниками, образующими извилистые и ветвящиеся речные пойменные линзы, которые образуют резервуары с хорошими коллекторскими свойствами. Толщина формации достигает 1,5 км.
В подавляющей своей части среди пород осадочного выполнения суданских рифтов представлены терригенные породы континентального происхождения. Полностью отсутствуют пласты и толщи карбонатных пород, весьма редки находки магматических пород.
Седиментологическая модель формации Бентию
Осложняющими факторами, влияющими на качество окончательной седимен-тологической модели формации Бентию, являются крайне невысокая освещенность керном (около 329 пог. м), неравномерное распределение пробуренных скважин по району исследований и небольшой объем 3D-сейсмических исследований (620 км2). Несмотря на это, на основе всего объема исходных данных по фациальным признакам с помощью вспомогательных методов доминирующая обстановка осадконакопления была определена как конструктивная выдвигающаяся дельта (рис. 2).
1 — наземная часть дельтовой равнины;
2 — песчаные отложения русла реки;
3 — глинистые отложения «брошенного» русла;
4 — песчаные отложения дельтовых каналов и авандельты;
5 — алевритовые отложения удаленной части авандельты;
6 — отложения маршей;
7 — периферия дельтовых каналов
А — Наземная часть дельты Б — Авандельта В — Продельта
Рис. 2. Модель осадконакопления горизонта Бентию
Определено, что пласт представляет собой систему речных каналов, в разной степени протяженных, изолированных либо связанных по площади и разрезу. Для оценки влияния постседиментационных процессов на характеристики пласта на основе анализа литолого-минералогического состава керновых образцов детализированы основные седиментационные процессы формирования осадков, относящиеся большей частью к гидродинамике речных систем. При комплексировании всех исходных данных в пределах горизонта Бентию были установлены следующие фациальные ассоциации (ФА), которые закономерно сменяют друг друга по разрезу и площади исследований: внутридельтовых заливов/временно заливаемых участков пойм; краевой части дельтовых каналов/краевой части пояса меандриро-вания; центральной части дельтовых каналов/центральной части пояса меандриро-вания.
ФА внутридельтовых заливов/временно заливаемых участков пойм образована преимущественно фацией внутридельтовых заливов/временно заливаемых участков пойм, фациями болот, озер. Представляет собой по большей части глинистые отложения с редкими разобщенными линзовидными песчаными телами, обладающими плохими коллекторскими свойствами.
ФА краевой части дельтовых каналов/краевой части пояса меандрирования включает в себя отложения внутридельтовых заливов, пойм, конусов прорыва, болот, озер и отложения дельтовых каналов. Принципиальное отличие от ФА центральной части дельтовых каналов/центральной части пояса меандрирования — преобладание глинистых отложений заливов и пойм над песчаными отложениями. Для этого типа фаций характерны коллекторы хорошего и среднего качества, но могут встречаться отдельные линзы глинистого материала или локальные глинистые перемычки, разделяющие песчаные пропластки между собой.
ФА центральной части дельтовых каналов/центральной части пояса меандри-рования сформирована отложениями дельтовых каналов/аккреционных комплексов и временно заливаемых участков пойм или внутридельтовых заливов, но отличается от ФА краевой части дельтовых каналов/пояса меандрирования существенно более песчаным разрезом. Коллекторские свойства среднего и хорошего качества зависят от вертикально состыкованных отложений песчаного заполнения дельтовых каналов или аккреционных комплексов. Песчаные отложения дельтовых каналов/аккреционных комплексов настолько перемыты и сливаются в единые песчаные тела, что глинистые пропластки внутри них отсутствуют.
Методы снижения геологических неопределенностей
Достаточно серьезной проблемой стало достоверное определение основного направления сноса терригенного материала в период образования формации Бен-тию. Одни авторы [2] считают, что снос материала происходил в северо-восточном направлении, другие [8-9] — в северо-западном направлении. Анализ волновой картины, сейсмофациальный анализ этой части разреза и попытка выделения отдельных геологических тел показали, что скорее правы сторонники северозападного направления. Подтвердить эту гипотезу помогли данные FMI (formation microimager), полученные на вновь пробуренных скважинах района (месторождение South Annajma). Данный вид геофизических исследований позволяет определить азимуты и углы наклона песчаных тел, что может однозначно указывать на основное направление сноса терригенного материала. Проведенный анализ показал, что основным направлением падения косой слоистости палеорусел является северо-западное направление (рис. 3).
Рис. 3. Данные результатов FMI по скв. 5 и 6 месторождения South Annajma
Еще одним вспомогательным методом определения площади с максимальной концентрацией осадочного материала является сравнительный анализ карт палео-рельефа и изопахит, который помогает определить взаимосвязь распространения
зон аккумуляции осадков с положительными и отрицательными участками палео-рельефа. По рассчитанным значениям в скважинах мощностей циклитов с учетом выбранной величины сечения строится карта равных толщин циклита. На карте изопахит выделяются участки повышенной мощности, соответствующие зонам аккумуляции осадков. Благодаря сопоставлению палеоморфоструктур на карте палеорельефа и накопленных мощностей пород было установлено, что максимальные концентрации осадочного материала характерны для южных частей исследуемого региона.
Динамогенетическая диаграмма Г. Ф. Рожкова, описывающая генетическую связь структуры зернистости коллектора с первичными седиментационными условиями формирования осадка, подтверждает невысокую гидродинамику формирования отложений, связанную со слабыми речными потоками. А подбор современного аналога помогает наиболее точно воспроизвести геологические процессы на современном объекте. На основе полученной информации прямым аналогом обстановки осадконакопления формации Бентию являются отложения комплекса Хенераль Каррера, расположенного на юге Республики Чили и приуроченного к рифтовой зоне южной части Анд (рис. 4).
Рис. 4. Современный аналог аллювиального комплекса Бентию — отложения комплекса Хенераль Каррера (Республика Чили)
Предполагаемые параметры пояса меандрирования варьировались в следующих пределах: ширина аллювиальных каналов составляла от 100 до 400 м, амплитуда — 200-500 м, а длина волны колебалась от 1 до 3 км.
Выводы
Комплексное применение довольно простых и малозатратных методов позволило достаточно точно определить не только основное направление сноса терри-генного материала, но и показать основные параметры аллювиальных комплексов, которые слагают один из самых мощных и перспективных нефтеносных комплексов Центральной Африки. Полученная в ходе исследований информация поможет не только при планировании дальнейших геолого-разведочных работ, но и уже на данном этапе позволит наиболее корректно подойти к разработке пород-коллекторов данного типа.
Библиографический список
1. Фациально-ориентированные геологические модели как фактор снижения неопределенностей геологического строения нефтяных месторождений Западной Сибири / С. В. Парначев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №. 3 - C. 26-30.
2. Салех Фарах Ф. Особенности геологического строения и условий нефтеобразования в нефтеносных бассейнах Южного Судана: дис. ... канд. геол.- минерал. наук. - М., - 2009. - 168 с.
3. Fairhead J. D. Mesozoic plate tectonic reconstructions of the central South Atlantic Ocean: The role of the West and Central African rift system // Tectonophysics. - 1988. - Vol. 155. - P. 181-191.
4. Guiraud R., Maurin J. C. Early Cretaceous rifts of western and central Africa: an overview // Tectonophysics. - 1992. - Vol. 213. - P. 153-168.
5. Поднебесных А. В. Перспективы промышленной разработки проявлений битумов рифтовых впадин на территории Забайкалья // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2017. - N° 1. -С. 38-42.
6. Перспективная оценка на нефть и газ Забайкалья / А. В. Татаринов [и др.] // Разведка и охрана недр. - 2008. - № 11. - С. 26-30.
7. Browne S. T., Fairhead J. D. Gravity study of the Central African rift system: a model of continental disruption. The Ngaoundere and Abu Gabra rifts // Tectonophysics. - 1983. - Vol. 94. - P. 187-203.
8. Schull T. J. Rift basins of Interior Sudan: petroleum exploration and discovery // AAPG Bulletin. -1988. - Vol. 72, Issue 10. - P. 1128-1142.
9. Mohamed A. E., Mohammed A. S. Stratigraphy and tectonic evolution of the oil producing horizons of Muglad basin, Sudan // J. Sc. Tech. - 2008. - Vol. 9. - P. 1-8.
Сведения об авторе
Поднебесньх Александр Владимирович,
к. г.-м. н., заместитель исполнительного директора по науке, ЗАО «Компания СИАМ», г. Томск, тел. 8(3822)900008, e-mail: APodnebesnyh@integra. ru
Information about the author Podnebesnykh A. V., Candidate of Geology and Mineralogy, Deputy Executive Director for Science, CJSC «Company SIAM», Tomsk, phone: 8(3822)900008, e-mail: APodnebesnyh@integra. ru
