УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТУРОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ХАРАМПУРСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КОМПЛЕКСНОГО ЛИТОФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ

Топалова Т.Э.; Кайдалина Т.Е.; Грищенко М.А.; Яцканич И.М.; Королев А.Ю.; Ситдиков Р.Ф.

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 551.7.022

DOI 10.31087/0016-7894-2020-2-95-106

Уточнение геологического строения низкопроницаемых туронских отложений Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения по результатам комплексного литофациального анализа для оптимизации проекта разработки

1ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия; tetopalova@tnnc.rosneft.ru; tekaidalina@tnnc.rosneft.ru; magrischenko@tnnc.rosneft.ru; imyatskanich@tnnc.rosneft.ru;

2ООО «Харампурнефтегаз», Губкинский, Россия; KorolevAYu@kharampurneftegaz.ru; SitdikovRF@kharampurneftegaz.ru Поступила 10.09.2019 г.

Доработана 03.10.2019 г. Принята к печати 18.12.2020 г.

Ключевые слова: Харампурское месторождение; туронский пласт; фациальная обстановка; петротипы; страто-циклы; циклиты; конусы выноса; алевролит.

Аннотация: Исследование керна и комплексная интерпретация геолого-геофизической информации, выполненные в рамках опытно-промышленной разработки на туронской залежи одного из крупнейших на юго-востоке Ямало-Ненецкого автономного округа Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения, позволили выявить новые закономерности формирования низкопроницаемых коллекторов газсалинской пачки, существенно уточнить ее литолого-минералогичес-кую и седиментологическую модели. Было установлено, что распределение пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах площади исследований контролировалось расстоянием до береговой линии, палео-тектоническими особенностями развития территории и палеорельефом морского дна, а также вторичными процессами размыва, переноса и переотложения осадочного материала придонными, гравитационными, штормовыми и волновыми течениями. В статье предложена седиментологическая модель туронских отложений, контролируемая так называемыми конусами выноса мутьевой взвеси, переносившими тонкоотмученный обломочный материал на огромные расстояния (более 100 км от береговой линии). Существование трех наиболее крупных конусов выноса способствовало формированию проксимальных зон с улучшенными коллекторскими свойствами, четко выраженных на каротажных диаграммах, которые авторы статьи рекомендуют в качестве первоочередных объектов разработки.

1Для цитирования: Топалова Т.Э., Кайдалина Т.Е., Грищенко М.А., Яцканич И.М., Королев А.Ю., Ситдиков Р.Ф. Уточнение геологического строения низкопроницаемых туронских отложений Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения по результатам комплексного литофациального анализа для оптимизации проекта разработки // Геология нефти и газа. - 2020. - № 2 - С. 95-106. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-2-95-106.

Results of integrated lithofacies analysis for optimisation

of Field Development Plan: updating geological structure of low-permeable

Turonian formations in the Kharampursky oil and gas condensate field

JLLC TNNC, Tyumen, Russia; tetopalova@tnnc.rosneft.ru; tekaidalina@tnnc.rosneft.ru; magrischenko@tnnc.rosneft.ru; imyatskanich@tnnc.rosneft.ru;

2Kharampurneftegaz, Gubkinskii, Russia; KorolevAYu@kharampurneftegaz.ru; SitdikovRF@kharampurneftegaz.ru Received 10.09.2019

Revised 03.10.2019 Accepted for publication 18.12.2020

Key words: Kharampursky field; Turonian horizon; facies settings; petrotypes; stratocycles; fans; siltstone.

Abstract: Core studies and integrated interpretation of geological and geophysical information was carried out within the framework of Field Development Plan optimization for the Turonian pool in the Kharampursky oil and gas condensate field — one of the largest fields in the south-eastern part of the Yamal-Nenets Autonomous Okrug. These works allowed revealing the new regularities of the Gazsalinsky low-permeable reservoir bed formation, more precisely define its lithologic and mineralogical, and depositional model. It was found that distribution of rocks having different porosity and permeability within the study area was determined by the distance to shore line, paleotectonic features of the area evolution, and sea floor paleogeography, as well as secondary processes of sediments erosion, transportation, and redeposition by bottom, gravity, storm waves and wave currents. The authors propose a depositional model of Turonian formations that is determined by the so-called turbidity fans, which moved the fine-washed clastic material over immense distances (exceeding 100 km away from the shoreline). Existence of three largest fans contributed to the formation of proximal zones having better reservoir properties, which are clearly expressed in well logs; and the authors recommend them to be the priority development targets.

RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 2' 2020 |Д|

I

For citation: Topalova T.E., Kaidalina T.E., Grishchenko M.A., Yatskanich I.M., Korolev A.Yu., Sitdikov R.F. Results of integrated lithofacies analysis for optimisation of Field Development Plan: updating geological structure of low-permeable Turonian formations in the Kharampursky oil and gas condensate field. Geologiya nefti i gaza. 2020;(2):95-106. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-2-95-106.

Введение

В НК «Роснефть» активно и многопланово изучают низкопроницаемые породы туронского возраста [1], в которых на юго-востоке Ямало-Ненецкого автономного округа сосредоточены значительные ресурсы сухого метанового газа сеноманского типа. В настоящее время проводится опытно-промышленная эксплуатация туронской залежи на Харампурском месторождении.

Бурение и исследования новых эксплуатационных скважин позволили получить большой объем информации, на основании которой специалисты ООО «ТННЦ» выполнили литолого-минералогичес-кий и седиментологический анализ керна. По этим данным были уточнены геологическое строение и концептуальная модель формирования туронско-го газоносного резервуара. Полученные результаты могут быть использованы для оценки перспектив газоносности туронских залежей и при обосновании

выбора наиболее продуктивных зон на других участках работ НК «Роснефть» для оптимизации затрат на реализацию проектов разработки.

В результате седиментологических исследований туронского продуктивного пласта (пласт Т) было установлено, что большая часть территории Харампурского свода в туронское время представляла собой среднюю и дистальную зоны мелководного шельфа с преобладающим волновым и реже штормовым режимом седиментации. Преимущественно алевролитоглинистые отложения содержат в подчиненном количестве мелкозернистые песчано-алев-ритовые тела лопастей продельты и штормовых прослоев. Алевритоглинистый материал поступал как под воздействием шлейфа продельт, так и во время штормов вследствие нахождения переходной зоны ниже базиса действия нормальных волн.

Штормовая деятельность была достаточно редкой или слабой, поэтому осадки успевали почти пол-

Рис. 1. Фрагмент сводного литолого-стратиграфического разреза Харампурского месторождения (ООО «ТННЦ», 2018) Fig. 1. Fragment of the composite lithologic and stratigraphic section, the Kharampursky field (OOO TNNC, 2018)

_ —:---с - —

r-т-т-т-т-т-т-т

Литологическая колонка

Электрокаротажная характеристика

Литологическое описание

Глины серые, зеленовато-серые, темно-серые слабоалевритистые с редкими прослоями опоковидных глин и опок, с конкрециями пирита и сидерита, редкими зернами глауконита

Опоки серые и голубовато-серые, глины темно-серые и черные монтморил-лонитового состава, прослоями опоковид-ные. В окраинных частях площади распространения — подсвиты с прослоями песчаников и алевролитов

Глины серые и зеленовато-серые с зернами глауконита и прослоями алевритовых песчаников. Газсалинская пачка: пески, алевриты зеленовато-серые глауконито-вые с прослоями зеленовато-серых алевритовых глин с Inoceramus kleini G. Muller

С

Г

Рис. 2. Схематичным сводный геологическим разрез верхнемеловых отложении в северной части Западно-Сибирского мегабассеина

(ООО «ТННЦ», 2018) (A) и карта временных толщин кузнецовского горизонта (B) Fig. 2. Composite geological cross-section of the Upper Cretaceous deposits in the northern part of the West Siberian Megabasin (A) (OOO TNNC, 2018) and time thickness map of the Kuznetsky Horizon (B)

ÄI Скв. Крапивинская-194 Скв. Нюльгинская-1 Скв. Можанская-1

Скв. Бичинская-1 Скв. Когитская-1 Скв. Черталинская-1 Скв. Лысогорская-10 Скв. Ярская-1

Ямало-Тюменский район

Омско-Гыданский район

Колпашево- 'Кулундино-Енисейский Чулымский

район

1-4 — зоны Западно-Сибирской плиты; 1-3 — депоцентры 1-4 — zones of the West Siberian Plate; 1-3 — depocenters

ностью переработаться морским бентосом. О слабой штормовой деятельности и больших глубинах бассейна седиментации свидетельствуют результаты микропалеонтологического анализа раковин фора-минифер, среди которых наиболее распространены эвриоксибионтные, стеногалинные и оксифильные, реже — эвригалинные виды. Береговая линия на территории исследований по мере развития трансгрессии и затопления Западно-Сибирской плиты постепенно сместилась далеко на восток. Плоский рельеф морского дна и окружающей пенепленизированной суши, а также значительная удаленность от источника сноса (> 200 км) существенно затрудняли поступление терригенных осадков в район Харампурского месторождения.

Туронские отложения исследуемого района приурочены к кузнецовской свите, которая залегает на кровле покурской свиты и перекрывается отложениями нижнеберезовской [2]. Верхняя часть туронского яруса представлена песками, алевритами, алевритовыми глинами газсалинской пачки (рис. 1).

Границы комплекса кузнецовской свиты контролируются двумя акустически контрастными границами, стратифицируемыми как кровля сеноманского комплекса (ОГ Г) и кровля нижнеберезовской под-

свиты (ОГ С) (см. рис. 1). Согласно региональной карте временных толщин кузнецовского горизонта, вся территория Западно-Сибирской плиты была условно поделена на четыре зоны [3, 4]. В центральных районах (зоны 1-3) кузнецовский горизонт представлен нерасчлененной глинистой толщей мощностью не более 30-40 м. На востоке Западно-Сибирской плиты (зона 4) кузнецовская свита имеет трехчленное строение и мощность горизонта существенно увеличивается до 60-70 м за счет появления песчано-алев-ритовых отложений газсалинской пачки, перекрытой глинами мярояхинской пачки. В этом районе предложено выделять дорожковскую и охтеурьевскую свиты (рис. 2). Формирование коллекторов связано с перекомпенсированным осадконакоплением со стороны восточных источников сноса. При этом выделяют три депоцентра — ипатовский, газсалинский, таймырский.

Долгое время вопрос об источниках сноса и путях транзита обломочного материала в позднеме-ловом периоде оставался дискуссионным. Анализ геоморфологической и тектонической информации складчатого обрамления Западно-Сибирской плиты (Восточная Сибирь, Алтае-Саянская область, Казахский мелкосопочник и Уральские горы) позволил сделать вывод о том, что бассейн р. Енисей в

чо oo

Рис. 3. Корреляционный профиль стратоциклитов по скважинам Харампурского лицензионного участка (А), концептуальная схема осадконакопления туронских отложений (В)

и схема расположения линии корреляционного профиля (С) Fig. 3. Correlation chart of stratocyclothems across the wells of the Kharampursky License Area (A), conceptual scheme of the Turanian deposits sedimentation (B) and the location map of the correlation chart line (C)

_ 1 | | 2 | A | 3

1 — Харампурский лицензионный участок; 2 — линия корреляционного профиля; 3 — циклиты.

Зоны осадконакопления: 1 — дистальных глинистых отложений шельфа, 2 — дистальная (переходная) берегового склона, 3 — конусов выноса песчано-алеврито-глинистой взвеси средней и дистальной частей шельфа, 4 — вдольбереговые предфронтальные пляжа

1 — Kharampursky License Area; 2 — line of correlation chart; 3 — stratocyclothems.

Depositional zones: 1 — distal argillaceous formations of shelf, 2 — distal (transition) of shoreface, 3 — fans composed of suspended silty-sandy-argillaceous matter in medium and distal shelf,

4 — beach shorefaces

О О О i— О

о <

о

-п ■о

73

О

ьл

"О

О >

X -О г-

О

О Z

о

-п

О

о >

т

О

ьл

СП LD

I—I >

О

о >

со

CD гп О г~ О

CD -<

ю м

NJ О NJ О

ш

современном виде сформировался всего несколько миллионов лет назад в середине неогена. Таким образом, в течение всего мела и палеогена прообразы правых притоков (их нижних течений) современной р. Енисей постоянно поставляли обломочный материал в Западно-Сибирское море, постепенно заполняя его [5].

Начало туронской трансгрессии характеризуется некомпенсированным состоянием бассейна седиментации и формированием в относительно глубоководном море темно-серых, почти черных, слабобитуминозных глин. Вверх по разрезу окраска глин постепенно меняется и в них появляются линзовид-ные прослои более светлого алевролитового материала. Данное обстоятельство свидетельствует о постепенной регрессии моря с проградацией палеодельты вглубь палеобассейна и возобновлении поступления обломочного материала из прилегающей восточной прибрежной области (рис. 3).

Палеотектонические реконструкции совместно с анализом геолого-статистических разрезов из различных частей месторождения показали следующее: на северном и южном сводах скорость роста структур была разной, поэтому происходили несинхронизи-рованные во времени пульсационные поступления осадочного материала с разной интенсивностью, что привело к формированию различных типов разрезов в пределах Харампурского месторождения.

Для уточнения фациальной схемы по выделенным ранее циклитам А, В, С, D, Е (см. рис. 3) были проведены палеогеографический и палеотектони-ческий анализы, которые позволили выявить преимущественные направления привноса крупнозернистого обломочного материала и оконтурить зоны наибольшей продуктивности по данным геофизических исследований скважин (ГИС). С помощью палео-тектонического анализа установлено, что в туронское время территория Харампурского лицензионного участка была оконтурена поясом мелких и крупных прогибов, которые оказывали влияние на процесс седиментации. По мнению авторов статьи, размытый осадок переносился за счет придонных и гравитационных течений вдоль окраинных областей.

На основании биостратиграфического анализа состава и структуры ассоциаций, состава индикаторных таксонов и морфотипов (жизненных форм) раковин фораминифер была реконструирована последовательная смена параметров палеобассейна в туронском веке. В ранне- и среднетуронское время преобладали относительно глубоководные фации, поскольку глубина бассейна составляла более 10 м относительно базиса регулярных волн.

Резкое доминирование в циклитах А, D, Е морфо-типов фораминифер, способных существовать при недостатке кислорода, свидетельствует о дефиците кислорода в придонном слое вод во время их фор-

мирования. Незначительное количество форамини-фер, переносящих колебания солености, свидетельствует о стабильной морской среде. Гидродинамика в придонных обстановках была спокойная. Дно бассейна заселяли ассоциации фораминифер, предпочитавших уплотненные грунты: Gaudryinopsis, Pseudoclavulina, Trochammina и Labrospira, Gavelinella. В циклите A установлены ассоциации фораминифер с Gaudryinopsis, обитавших в илистом неуплотненном осадке. Во время формирования циклитов B и С доминировали стенобионтные фораминиферы, обитавшие в водоеме со стабильной соленостью в условиях хорошей аэрации на границе воды и осадка.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

В связи с этим распределение пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах площади исследований контролировалось не только расстоянием до береговой линии, палео-тектоническими особенностями развития разных участков территории и палеорельефом морского дна, но и вторичными процессами размыва, переноса и переотложения осадочного материала придонными, гравитационными, штормовыми, волновыми течениями.

По результатам литологических и седиментоло-гических исследований в интервале продуктивных отложений газсалинской свиты выделено девять ли-тотипов (рис. 4).

В пределах Харампурской площади наиболее широко распространены коллекторы, представленные мелко-тонкозернистыми песчаниками (Sb) и песчаными алевролитами (SMb2) дальней и переходной зон подводного берегового склона (рис. 5). Эти породы обладают в разрезе пласта Т наилучшими коллекторскими свойствами и характеризуются повышенной глинистостью, плохой сортировкой зерен за счет интенсивной биотурбации. Средний диаметр зерна составляет 0,02-0,08 мм, доля песчаной фракции достигает 65 %, а содержание глинистого цемента варьирует от 5 до 35 %, средняя пористость составляет 27 %, проницаемость — (5-10) • 10-3 мкм2. По ходам илоедов обособляется более крупнозернистая фракция. Коллекторы отнесены к IV классу (по Хани-ну А.А., 1973).

На основании комплексной интерпретации материалов ГИС, изучения керна и гидродинамических исследований была существенно уточнена петрофи-зическая модель отложений пласта Т. Выделение коллекторов проводилось по граничному значению глинистости, поскольку на глубине залегания пласта Т дифференциация пород по параметру пористости практически невозможна. Выделенные по комплексу ГИС пять петротипов довольно хорошо согласуются с литотипами, выделенными по керну (рис. 6).

Наиболее высокими фильтрационно-емкостны-ми свойствами характеризуются песчаные алевролиты, сформировавшиеся в условиях переходной (тран-

Рис. 4. Литотипы пласта Т кузнецовской свиты Fig. 4. Lithotypes of T horizon, the Kuznetsov Fm

с \

Код литотипа Литотип Код фации

Mb Алевролиты мелкозернистые сильноглинистые биотурбированные UOF, LOF

Mien Алевролиты мелкозернистые глинистые с линзовидной, линзовидно-волнистой слоистостью биотурбированные UOF

MSb Алевролиты крупно-мелкозернистые песчанистые, глинистые биотурбированные UOF, TZ

SMbi Алевролиты мелко-крупнозернистые песчанистые, глинистые биотурбированные TZ, UOF

SMb2 Алевролиты мелко-крупнозернистые песчаные, слабоглинистые биотурбированные TZ

Sb Песчаники мелко-тонкозернистые и тонкозернистые алевритовые биотурбированные TZ

L Карбонатные породы. Известняки по первично-обломочной породе UOF, TZ

Msid Карбонатные породы. Сидеритолиты по первично-обломочной породе UOF, TZ

Gl Глауконит-глинистые и глинисто-глауконитовые породы TL, TZ

V ✓

зитной) зоны в периоды максимального обмеления бассейна седиментации. Наилучшая продуктивность песчаных алевролитов подтверждается результатами промыслово-геофизических исследований, поэтому наибольшее внимание при создании фациальной модели уделялось картированию областей развития данного петротипа.

Создание фациальной модели пласта Т

На формирование продуктивного туронского резервуара влияла целая группа факторов, включающая изменение уровня моря, движение палеобере-говой линии, а также палеорельеф морского дна. Поэтому на первом этапе работ был выполнен анализ цикличности разреза и выделено четыре основных циклита (рис. 7). Приведем краткую характеристику выделенных циклитов и основных фациальных зон.

Циклит D характеризуется двухчленным строением: нижняя часть интервала представлена отложениями трансгрессивного цикла преимущественно глинистого состава. Отмечается резкая смена трансгрессии регрессией, о чем свидетельствует четкая граница подошвы на геолого-статистическом разрезе: море постепенно отступало, в результате накапливалась верхняя более грубообломочная часть циклита с улучшенными фильтрационно-емкостны-ми свойствами.

Циклит С В его разрезе выделяется четыре трансгрессивно-регрессивных мини-циклита. Зернистость разреза отчетливо уменьшается в направлении от подошвы к кровле циклита. Крупно-сред-незернистые песчаные алевролиты в подошве сменяются глинистыми алевролитами в прикровель-ной части циклита. Для центральной части характерно повышенное содержание карбонатизированных пропластков. Геолого-статистический разрез приобретает блочный вид, что свидетельствует о стабильном процессе осадконакопления.

Циклит B. В разрезе циклита выделяется три мини-циклита (два верхних наиболее выдержанны и относительно однородны). Нижняя часть преимущественно заглинизирована. Содержание наиболее продуктивных петротипов (алевролит песчаный и алевролит средне-крупнозернистый) не превышает 50 %.

Циклит A характеризуется выдержанной по площади мощностью и высоким процентным содержанием наиболее продуктивного петротипа (алевролит песчаный).

Анализ геостатистических разрезов основных петротипов и литологии (проницаемых пропластков коллектора) в интервале пласта Т позволил отметить следующее (см. рис. 6). Распределение петротипов и коллекторов показывает максимальную схожесть кривых геолого-статистических разрезов между кривой распределения песчанистой фракции и коллектором и отсутствие сходимости с крупнозернистым петротипом.

Характеристика дистальной части берегового склона

1. Седиментационное простирание северо-восточно-западное, юго-восточно-западное.

2. Три источника сноса (северо-восточный, восточный, юго-восточный).

3. Процесс миграции — проградация осадков, заполнение палеодепрессий (см. рис. 7).

4. Сохранение общей схемы палеогеографической зональности при миграции фаций (восточный источник сноса).

5. Отсутствие значительной эрозии осадков — дистальная часть шельфа.

6. Осадконакопление имеет латеральные субширотные градационные тренды, связанные с периодическим поступлением вещества в область

Рис. 5. Литотипы пласта Т кузнецовской свиты (отложения дальней и переходной зоны подводного берегового склона (литотипы Sb и SMb2))

Fig. 5. Lithotypes of T horizon, the Kuznetsov Fm (the deposits of far and transition zones of submarine shoreface (Sb and SMb2 lihtotypes))

E

1 2 3 4

6 7 8 9

5 10

11

10 20 30 Число образцов, %

0 10 20 30 Число образцов, %

Sb: A — фотографии образцов, B — графики пористости и проницаемости; диаграммы минерального состава, %: С — матрикса породы, D — глинистого цемента; SMb2: E — фотографии образцов, F — графики пористости и проницаемости.

Минералы (1-11): 1 — глины (Гл), 2 — кварц (Кв), 3 — полевой шпат (Пшп), 4 — пирит (Пир), 5 — кальцит, 6 — сидерит (Ср), 7 — каолинит, 8 — хлорит, 9 — гидрослюды (Гсл), 10 — иллит, 11 — монтмориллонит

Sb: A — images of samples, B — porosity and permeability diagrams; diagrams of mineral composition, %: С — groundmass, D — argillaceous cement; SMb2: E — images of samples, F — porosity and permeability diagrams.

Minerals (1-11): 1 — clay (Гл), 2 — quartz (Кв), 3 — feldspar (Пшп), 4 — pyrite (Пир), 5 — calcite, 6 — siderite (Ср), 7 — kaolinite, 8 — chlorite, 9 — hydromica (Гсл), 10 — illite, 11 — montmorillonite

RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 2' 2020 |Д|

Рис. 6. Сопоставление литотипов по керну и петротипов по ГИС с результатами испытании Fig. 6. Comparison of lithotypes from core and petrotypes from well logs with the results of testing

1 — карбонатные прослои; 2 — алевролиты песчаные; 3 — глины; 4 — алевролиты мелкозернистые; 5 — алевролиты глинистые; 6 — песчаники глинистые; 7 — алевролиты мелкозернистые глинистые; 8 — песчаники бугорчатые

1 — carbonate seams; 2 — sandy siltstone; 3 — clay; 4 — fine-grained siltstone; 5 — argillaceous siltstone; 6—argillaceous sandstone; 7 — fine-grained argillaceous siltstone; 8 — granulous sandstone

аккумуляции и свободным осаждением частиц из полифракционной взвеси.

Ключевое влияние на миграцию осадочного потока и дальность его транспортировки оказывает морфология палеорельефа морского дна. При пологом (< 1°) моноклинальном залегании морского дна скорость потока будет высокой и мелкофракционная составляющая будет отлагаться намного дальше в отличие от осложненного палеовпадинами палеоре-льефа.

Объем осадков мутьевой взвеси нижнего регрессионного цикла был незначительным, и основная масса осадков отлагалась в депрессионных зонах восточнее Харампурской площади. С каждым последующим регрессионном циклом фронтальная область проградации смещалась в западном направлении, заполняя на своем пути все депрессионные впадины. Осадки заключительного регрессионного циклита А отлагались на всей площади, формируя более выдержанные по латерали и вертикали отложения. Поэ-

тому для оконтуривания фациальных зон в пределах дистальной части берегового склона был применен объектно-ориентированный подход на основе палео-тектонических схем и результатов интерпретации петротипов по данным ГИС.

Поскольку накопление осадков в конусах выноса мутьевой взвеси контролируется динамикой придонных течений, оконтуривание наиболее высокопроницаемых проксимальных частей проводилось на основании распределения петротипа «алевролит песчанистый» в разведочных скважинах. Анализ распределения толщин указанного петротипа в каждом циклите позволил выделить и оконтурить области формирования трех конусов выноса мутьевых потоков (см. рис. 7).

Конусы выноса в прикраевых частях перекрываются. Наиболее перспективными из них выглядят северный и центральный. Южный менее перспективен за счет слабого привноса осадочного материала с юго-восточной части. Для циклита А перспективы

Рис. 7. Схемы расположения конусов выноса мутьевой взвеси по циклитам А, В, С, D Fig. 7. Location map of turbidity fans for cyclothems А, В, C, D

Доля литотипов в 3D модели

О 1а

S >

п О S

Г) ^

о

DO

£ ш сю m Ь

30

х

<т X S

ш

о

СП

сг X

О Ь О ~1

5Q

Л m

е

>

ы >

ю

NJ

I4J О I4J О

4

1 — карбонатизированный песчаник; 2 — алевролит песчанистый; 3 — глины; 4 — алевролит крупно-, среднезернистый; 5 ■ А, В, С, Р — карты песчанистости по циклитам и графики распределения долей литотипов по слоям в ЗР модели

■ алевролит мелкозернистый.

1 — carbonatized sandstone; 2 — arenaceous siltstone; 3 — clays; 4 — coarse, moderately coarse siltstone; 5 ■ A, B, C, D — net-to-gross maps by cyclites and distribution graphs of the lithotype fractions by 3D model layers

- fine-grained siltstoneone.

О -о О

ЭЕ ь

Рис. 8. Профиль (A) и карта (B) проницаемости в районе скв. Х-2 с результатами МГРП Fig. 8. Permeability cross-section (A) and map (B) in the vicinity of Х-2 well with the results of multi-stage fracking

равновероятны в зонах конусов выноса 1 и 2. В конусе выноса 3 заглинизирована верхняя часть разреза.

Каждый конус выноса характеризуется определенным набором морфологических признаков:

- увеличение размера фракций в осадках в стержневой центральной части;

- уменьшение размера фракций в осадках в краевых частях по мере удаления от стержневой зоны.

Анализ расположения и морфологии конусов выноса в разных циклитах позволил отметить следующее. В нижних преимущественно трансгрессивных циклитах С и D зона формирования мутьевого потока носит достаточно ограниченный характер и локализуется в осевой части современного Харампурско-го вала. Вверх по разрезу происходит постепенное расширение конусов выноса, поэтому их максимальная площадь может быть достигнута в верхнем регрессивном циклите А. Данный тренд обусловлен тектонической активизацией на рубеже среднего и позднего турона, что привело к общему подъему всей площади месторождения.

Представленные результаты картирования конусов выноса основаны только на данных скважин, поскольку ограниченная разрешающая способность сейсморазведки не позволила спрогнозировать фа-циальные зоны. В дальнейшем планируется провести дополнительную специализированную переобработку данных сейсмической съемки в северной части месторождения и уточнение границ проксимальной части конусов выноса. Направление мутьевых пото-

ков, границы проксимальных зон конусов выноса и тренды эффективных толщин были использованы для задания главных и второстепенных рангов ва-риограмм при моделировании петрофизических свойств коллекторов.

Выявленные закономерности распределения наиболее проницаемых пород турона подтверждаются результатами воздействия на пласт с применением метода гидродинамического разрыва пласта (МГРП), выполненных в нескольких скважинах в рамках опытно-промышленной разработки [6]. Анализ эффективности МГРП горизонтальной скважины, пробуренной по нисходящему профилю, подтверждает достоверность разработанной геолого-геофизической концепции объекта. Подтверждаются основные геолого-геофизические параметры модели: общая эффективная газонасыщенная мощность — 19 м, средняя проницаемость — 2 • 10-3 мкм2 (рис. 8). По данным промыслово-гео-физических исследований, максимальный приток получен из интервала циклитов А - В, отмечается «работа» всех сформированных трещин, средняя высота трещин гидродинамического разрыва пласта составляет 36 м. Данный результат будет учтен при составлении полномасштабного проекта разработки пласта Т.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Заключение

Комплексный анализ геолого-геофизических данных показал, что наиболее продуктивные интервалы пласта Т приурочены к верхнему циклиту А

в северной и центральной частях месторождения. скважин, предусмотренных к бурению в его восточ-

Для дальнейшей детализации фациальных зон и ной и северо-западной частях. Актуализированная

изучения распределения коллекторов с улучшен- геологическая модель использована для оптимиза-

ными свойствами на месторождении рекомендует- ции расстановки первоочередного эксплуатацион-ся провести дополнительный отбор керна из новых ного фонда.

Литература

1. Кудаманов А.И., Авраменко Э.Б. Некоторые аспекты седиментации турона в восточной части Западно-Сибирской плиты на примере Харампурского лицензионного участка // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 9. - С. 70-75. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-9-70-75.

2. Карогодин Ю.Н. Системно-стратиграфическая модель верхнемеловых отложений (без сеномана) Западной Сибири // Актуальные проблемы нефтегазоносных бассейнов. - Новосибирск : Изд. центр НГУ, 2003. - С. 70-80.

3. Кудаманов А.И., Агалаков С.Е., Маринов В.А. К вопросу о турон-раннеконьякском осадконакоплении в пределах Западно-Сибирской плиты // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - № 7. - С. 19-26.

4. Агалаков С.Е., Хмелевский В.Б., Бакуев О.В., Лознюк О.А. Предпосылки к пересмотру литофациальной и биостратиграфической модели турон-коньяк-сантонских отложений Западной Сибири // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2016. - № 4. - С. 8-35.

5. Меловая система России и ближнего зарубежья: проблемы стратиграфии и палеогеографии : мат-лы IX Всероссийского совещания (17-21 сентября 2018, Белгород) / Под ред. Е.Ю. Барабошкина, Т.А. Липницкой, А.Ю. Гужикова. - Белгород : ПОЛИТЕРРА, 2018. - 312 с.

6. Лознюк О.А., Суртаев В.Н., Сахань А.В. и др. Многостадийный гидроразрыв пласта открывает потенциал газоносных туронских залежей в Западной Сибири // Материалы нефтегазовой технической конференции SPE (Москва, 26-28 октября 2015). - М., 2015. - С. 25-30.

References

1. Kudamanov A.I., Avramenko E.B. Sedimentation of West-Siberian Plate Turonian deposits: history case of Kharampur license block. Neftyanoe khozyaistvo = Oil industry. 2017;(9):70-75. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-9-70-75. In Russ.

2. Karogodin Yu.N. Sistemno-stratigraficheskaya model' verkhnemelovykh otlozhenii (bez senomana) Zapadnoi Sibiri [System stratigraphic model of the West Siberian Upper Cretaceous deposits (except for the Cenomanian)]. In: Aktual'nye problemy neftegazonosnykh basseinov. Novosibirsk: Izd. tsentr NGU; 2003. pp. 70-80. In Russ.

3. Kudamanov A.I., Agalakov S.E., Marinov V.A. The problems of Turonian-early Coniacian sedimentation within the boundaries of the West Siberian plate. Geologiya, geofizika irazrabotkaneftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2018;(7):19-26. DOI: 10.30713/2413-5011-2018-7-19-26. In Russ.

4. AgalakovS.E., Khmelevsky V.B., Bakuev O.V., Loznyuk O.A. Background to the reconsideration of the lithofacies and biostratigraphic models of Turonian-Coniacian-Santonian sediments of Western Siberia. Nauchno-tekhnicheskii vestnik OAO "NK "Rosneft". 2016;(4):8-35.

5. Baraboshkina E.Yu., Lipnitskaya T.A., Guzhikov A.Yu. (eds.) Cretaceous system of Russia and near abroad: problems of stratigraphy and paleogeography. Proceedings of Ninth All-Russian Conference (with international participation) (September 17-21, 2018, Belgorod). Belgorod: POLYTERRA; 2018. 312 p.

6. LozniukO.A., Surtaev V.N., Sakhan A.V. et al. Mnogostadiinyi gidrorazryv plasta otkryvaet potentsial gazonosnykh turonskikh zalezhei v Zapadnoi Sibiri [Multi stage hydraulic fracturing opens up the potential of gas bearing Turonian deposits in Western Siberia]. In: Materialy Rossiiskoi neftegazovoi tekhnicheskoi konferentsii (Moscow, 26-28 October 2015). Moscow, 2015. pp. 25-30. In Russ.

Информация об авторах

Топалова Татьяна Эдуардовна

Кандидат геолого-минералогических наук, старший менеджер

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625002 Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: tetopalova@tnnc.rosneft.ru

Кайдалина Татьяна Евгеньевна

Главный специалист

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625002 Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: tekaidalina@tnnc.rosneft.ru

Information about authors Tatyana E. Topalova

Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Senior Manager LLC TN NC,

79/1, ul. Osipenko, Tyumen, 625002, Russia e-mail: tetopalova@tnnc.rosneft.ru

Tatyana E. Kaidalina

Chief Specialist LLC TN NC,

79/1, ul. Osipenko, Tyumen, 625002, Russia e-mail: tekaidalina@tnnc.rosneft.ru

Грищенко Марина Афанасьевна

Кандидат технических наук, старший эксперт

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625002 Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: magrischenko@tnnc.rosneft.ru

Яцканич Игорь Михайлович

Руководитель группы

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625002 Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: imyatskanich@tnnc.rosneft.ru

Королев Александр Юрьевич

Заместитель генерального директора,

главный геолог

ООО «Харампурнефтегаз»,

629830 Губкинский, территория Панель 1, д. 3

e-mail: KorolevAYu@kharampurneftegaz.ru

Ситдиков Рустам Фадисович

Начальник управления ООО «Харампурнефтегаз», 629830 Губкинский, территория Панель 1, д. 3 e-mail: SitdikovRF@kharampurneftegaz.ru

Marina A. Grishchenko

Candidate of Technical Sciences, Senior Expert LLC TNNC,

79/1, ul. Osipenko, Tyumen, 625002, Russia e-mail: magrischenko@tnnc.rosneft.ru

Igor' M. Yatskanich

Team Lead LLC TNNC,

79/1, ul. Osipenko, Tyumen, 625002, Russia e-mail: imyatskanich@tnnc.rosneft.ru

Aleksandr Yu. Korolev

Deputy Director-General, Senior Geologist Kharampurneftegaz,

3, ter. Panel 1, Gubkinskii, 629830, Russia e-mail: KorolevAYu@kharampurneftegaz.ru

Rustam F. Sitdikov

Head of Administration Kharampurneftegaz,

3, ter. Panel 1, Gubkinskii, 629830, Russia e-mail: SitdikovRF@kharampurneftegaz.ru

RESULTS OF INTEGRATED LITHOFACIES ANALYSIS FOR OPTIMISATION OF FIELD DEVELOPMENT PLAN: UPDATING GEOLOGICAL STRUCTURE OF LOW-PERMEABLE TURONIAN FORMATIONS IN THE KHARAMPURSKY OIL AND GAS CONDENSATE FIELD