К оглавлению

УДК 553.982.041(571.1)

Прогнозирование перспективных объектов в доюрских и нижне-среднеюрских отложениях Красноленинского свода Западной Сибири

М.В. САМОЛЕТОВ, Н.Н. НЕМЧЕНКО (ВНИГНИ), Ю.А. БАРТАШЕВИЧ, В.А. ТАЛДЫКИН (Ханты-Мансийскнефтегазгеология)

Красноленинский свод представляет собой крупную зону нефтенакопления в пределах Фроловской НГО Западной Сибири. Промышленная нефтеносность его связана с нижнемеловыми и нижне-среднеюрскими отложениями. В настоящее время эти комплексы являются главными объектами прироста запасов. На ряде площадей получены промышленные и непромышленные притоки нефти из верхней части доюрского основания (Ем-Еговская, Айторская, Каменная и др.), что позволяет рассматривать его как дополнительный источник прироста разведанных запасов.

Анализ геологоразведочных работ на Красноленинском своде показал, что нефтегазоносность нижней - средней юры (тюменской свиты) и доюрского комплекса, как правило, слабо контролируется структурным фактором, что значительно затрудняет проведение поисковых и разведочных работ. В связи с этим исследования по совершенствованию методики поисков залежей нефти в тюменской свите и подстилающих комплексах имеют большое практическое значение. В качестве эталонных выбрана группа поднятий, объединяющих Каменную и Айторскую структуры, где промышленная нефтеносность установлена как в юрских, так и доюрских отложениях.

Каменное месторождение открыто в 1962 г., оно приурочено к Ендырскому куполовидному поднятию. По отражающим сейсмическим горизонтам Б и А структура осложнена несколькими локальными поднятиями: Айторское, Восточно-Елизаровское, Каменное, последнее из которых является главным с амплитудой около 130 м (горизонт А).

Доюрский комплекс этого месторождения сложен глинисто-серицитовыми, графит-кварцевыми, кварц-хлоритовыми сланцами и катаклазированными гранитами, которые с угловым и стратиграфическим несогласием перекрываются нижне-среднеюрскими отложениями и относятся, по мнению ряда исследователей [1, 2], к фундаменту. Палеонтологические данные отсутствуют, однако по степени метаморфизма, плотности пород, а также сопоставлению с изученными метаморфическими толщами соседних обнаженных районов он принят как докембрийский [1]. Абсолютный возраст гранитов, определенный Б.С. Погореловым, равен 685-810 млн. лет, что соответствует позднему рифею.

По породам фундамента развита кора выветривания [3]. На диаграммах стандартного каротажа эта часть разреза характеризуется пониженными значениями КС. Мощность ее непостоянна и колеблется от 5-10 в пределах отдельных выступов, до 40-50 м на погружениях фундамента.

Перекрывающие аллювиальные и пролювиальные континентальные образования тюменской свиты сложены аргиллитами и алевролитами, содержащими прослои и линзы песчаников; в присводовой части Каменного поднятия появляются линзы гравелитов (скв. 11, 13). Мощность тюменской свиты колеблется от 130-150 м (Айторское поднятие) до полного выклинивания в пределах отдельных выступов фундамента. К северу и северо-востоку от рассматриваемого участка происходит общее увеличение мощности свиты, наиболее высокая песчанистость разреза которой устанавливается на склонах палеовыступов фундамента. За счет размыва приподнятых участков доюрского основания здесь происходило накопление песчаных пластов или отдельных линз, мощность которых иногда достигает 20-30 м. Они характеризуются достаточно высокими коллекторскими свойствами.

Средняя открытая пористость песчаников тюменской свиты составляет 16,5 %, наибольшая (до 30 %) установлена на юго-западном склоне Каменного поднятия [3], а проницаемость меняется в диапазоне (0,1-853)*10-3 мкм2. По мере удаления от выступов фундамента количество маломощных песчаных пластов увеличивается, но одновременно возрастает и общая глинизация разреза тюменской свиты.

Промышленная нефтеносность песчаных пластов тюменской свиты доказана на южном и восточном погружениях Каменного поднятия при испытании скв. 4, 12, 13, 21, 56 и др. Наиболее значительный дебит (более 140 м3/сут) установлен в скв. 4 в интервале 2377-2388 м. Промышленные притоки нефти из кровельной части доюрского основания получены в скв. 57, 60, 61, 550 и 551. Скв. 57 и 61 расположены в центральной, наиболее приподнятой, части Каменного поднятия, две последние в пределах Айторской структуры, а скв. 60 на юго-западном погружении.

Промышленная нефтеносность доюрской части разреза связана, по-видимому, с корами выветривания фундамента, к которым приурочены участки с наиболее благоприятными ФЕС пород. Учитывая высокую степень катагенной преобразованности доюрских отложений, а также глубокий и продолжительный размыв пород фундамента, трудно представить возможность формирования скоплений нефти в его выветрелых частях за счет собственного нефтегенерационного потенциала. Скорее всего, заполнение пустотного пространства происходило за счет перетока УВ из продуктивных песчаных пластов тюменской свиты, которые контактируют с эрозионной доюрской поверхностью на склонах выступов фундамента. Покрышками в этом случае служили глинисто-аргиллитовые отложения баженовской свиты, которые в присводовых частях структуры непосредственно перекрывают породы фундамента. Такое предположение согласуется с результатами бурения в пределах Каменного поднятия (рисунок).

Анализ имеющихся материалов свидетельствует о том, что залежи нефти в тюменской свите связаны с линзовидными песчаными пластами и по типу природного резервуара являются комбинированными - пластовыми с литологическим и, возможно, стратиграфическим экранированием. На склонах выступов выклинивание залежей определяется зоной замещения песчаных пластов на более глинистые разности.

Важно отметить, что, хотя в настоящее время Каменное месторождение разбурено достаточно плотной сеткой поисковых и разведочных скважин, при опробовании ни в одной из них не получено пластовой воды. Можно предположить, что в конкретном случае внешний контур нефтеносности полностью контролируется линией замещения песчаных пластов непроницаемыми разностями, а ВНК отсутствует. Этот факт необходимо учитывать при оконтуривании залежей нефти в тюменской свите и оценке их запасов. Есть основания предполагать, что подобный тип запечатанных залежей в пределах Красноленинского свода является достаточно распространенным.

Характер взаимоотношений нефтяных залежей, выявленных в коре выветривания фундамента и в примыкающих к нему продуктивных пластах тюменской свиты, пока еще не выяснен. С одной стороны, они могут представлять собой изолированные скопления, которые являются самостоятельными объектами поисков и разведки. С другой, эти скопления могут характеризоваться современной гидродинамической связью и представлять собой единую массивную залежь более крупных размеров.

Решение этого вопроса предполагает проведение комплекса гидродинамических исследований и имеет принципиальное значение для дальнейших поисково-разведочных работ.

Во втором случае расширяется площадь нефтеносности за счет участков между сводовыми скважинами и теми, что вскрывают продуктивные песчаные пласты на крыльях структуры. Последние можно рассматривать как перспективные для прироста промышленных запасов.

Наличие такого сложного по строению типа залежей, нефтегазоносность которых контролируется одновременно литологическим, структурным, эрозионным, а, возможно, и тектоническими факторами требует разработки специальных методических приемов проведения как поисковых, так и разведочных работ.

Таким образом, изложенные представления о строении и особенностях формирования нефтяных скоплений в тюменской свите и кровельных частях фундамента Каменного месторождения позволяют считать, что установление продуктивности коры выветривания в пределах рассматриваемого участка свидетельствует не только о наличии в нем залежи нефти, но и служит поисковым критерием для выявления нефтеносных песчаных пластов на склонах погребенного выступа. Учитывая, что региональная нефтеносность тюменской свиты на Красноленинском своде доказана, вопрос о наличии залежей нефти сводится к обнаружению песчаных пластов с высокими коллекторскими свойствами.

Остановимся на некоторых методических принципах выявления новых залежей нефти в нижне-среднеюрских отложениях и породах доюрского фундамента в районах, еще недостаточно изученных глубоким бурением.

Используя материалы сейсморазведки МОГТ, в первую очередь следует наметить участки сокращенных суммарных мощностей юрских отложений. Установлено, что кровля юрской толщи соответствует отражающему сейсмическому горизонту Б (кровля баженовской свиты), а подошва - горизонту А. Поскольку мощность баженовской свиты в пределах Красноленинского свода меняется незначительно, построив карту между двумя указанными сейсмическими поверхностями, можно определить участки отсутствия или сокращения мощностей тюменской свиты. Они же будут соответствовать погребенным положительным выступам фундамента, в пределах которых наиболее вероятно обнаружение залежей нефти, связанной с корой выветривания. Бурение поисковых скважин в этих зонах необходимо проводить с обязательным вскрытием доюрского фундамента на 150-200 м испытанием этой части разреза в колонне. Оценивая перспективы нефтегазоносности коры выветривания фундамента, по результатам бурения этих скважин, местоположение которых, на наш взгляд, является наиболее оптимальным, одновременно определяется продуктивность перспективных пластов викуловской свиты нижнего мела и частично тюменской свиты, если последняя присутствует в разрезе. Несмотря на то, что в пределах указанных участков тюменская свита имеет сокращенную мощность либо полностью отсутствует, скважины, заложенные в сводах погребенных выступов фундамента будут информативны для выявления продуктивных пластов тюменской свиты на погружениях, так как в случае получения притоков нефти из коры выветривания можно уверенно прогнозировать наличие нефтенасыщенных песчаных пластов нижней-средней юры на склонах выступов фундамента. Эти участки должны быть первоочередными объектами поисков нефти в тюменской свите.

Если расстояния между выявленными сейсморазведкой поднятиями незначительны, то песчаные пласты с хорошими коллекторскими свойствами могут иметь развитие непосредственно в синклинальных зонах. Если расстояние между поднятиями большое, то в наиболее погруженных синклинальных зонах происходит глинизация песчаных пластов и ухудшение их коллекторских свойств.

Отсутствие прямых признаков нефтегазоносности коры выветривания фундамента в присводовых скважинах еще не говорит об отсутствии залежей нефти в тюменской свите, но вероятность их обнаружения, по нашему мнению, снижается. Поэтому поисковые работы на этих участках следует проводить во вторую очередь.

Анализ соответствия данных сейсморазведки и глубокого бурения в рассматриваемом районе показал, что сейсмические построения по отражающим горизонтам Б и А характеризуются достаточно высокой погрешностью. Ошибка в построениях в ряде случаев достигает 60-70 м, что, естественно, является отрицательным моментом при выделении участков для постановки глубокого бурения. В связи с этим необходима переинтерпретация на современном техническом уровне существующей геофизической информации или же повторное проведение поисковых сейсморазведочных работ.

Основываясь на методических положениях, изложенных выше, можно наметить первоочередные объекты для поисков залежей нефти в коре выветривания доюрского фундамента. Таковыми являются Ингинская, Восточно-Ингинская, Сиговая, Пальяновская, Ем-Еговская, Кальмановская, Ендырская и другие площади. В их пределах отмечается сокращение мощности между сейсмическими поверхностями Б и А, а при испытании в процессе бурения скважин на некоторых из них из юрских отложений и коры выветривания фундамента были получены промышленные притоки нефти.

Целесообразно дополнительно пробурить поисковые скважины на некоторых старых площадях, таких, как Айторская. Здесь в сводовой части погребенного палеозойского выступа из коры выветривания фундамента получены фонтанные притоки нефти. Поэтому есть все основания ожидать вскрытия продуктивных горизонтов в тюменской свите на погружениях выступа. Непромышленные притоки нефти на западном крыле структуры можно объяснить некачественным вскрытием пластов, а перспективные - северный, южный и восточный склоны ее пока не опоискованы.

Кроме того, с целью дальнейшего изучения строения залежей нефти, связанных с корой выветривания фундамента и нижне-среднеюрскими отложениями, необходимо продолжить бурение глубоких скважин в пределах самого Каменного месторождения.

Поэтапная реализация изложенных предложений, по нашему мнению, будет способствовать открытию новых скоплений УВ и разработке надежной методической основы поисков и разведки залежей нефти, связанных с корой выветривания фундамента и неантиклинальными ловушками тюменской свиты в пределах Красноленинского свода.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.  Бочкарев В.С. Палеотектоническое развитие Западно-Сибирской равнины в древние эпохи в связи с вопросами нефтегазоносности ее нижних структурных ярусов // Труды Зап-СибНИГНИ. - Тюмень. - 1978.- Вып. 133.- С. 5-60.

2.  Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра. - 1975.

3.  Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А. Кора выветривания фундамента и ее влияние на формирование нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. - М.: Недра. - 1976.

 

Рисунок

Прогнозирование перспективных объектов на нефть в доюрских и нижне-среднеюрских отложениях Айторской площади и Каменного месторождения Красноленинского свода Западной Сибири.

1 - породы доюрского фундамента; 2 - кора выветривания фундамента; 3 - песчаные и песчано-алевритовые пласты тюменской свиты; залежи нефти; 4 - установленные. 5 - предполагаемые; сейсмические отражающие горизонты: 6 - Б, 7 - А