СТРОЕНИЕ РИФЕЙСКИХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ КУЮМБИНСКОГО И ТЕРСКО-КАМОВСКОГО УЧАСТКОВ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ
Р.Н. Мухаметзянов, Е.П. Соколов (ОАО “НГК "Славнефть”), С.И. Шленкин, В.В. Харахинов, В.А. Зеренинов (ООО “Славнефть-НПЦ")
Применение современных технологий на этапе проведения полевых работ, при обработке и интерпретации сейсморазведочных данных в комплексе со скважинной информацией позволило непредвзято подойти к решению задачи создания адекватной модели трещинных рифейских резервуаров Куюмбинского месторождения. В результате были выделены нефтегазопоисковые критерии, опираясь на которые удалось резко повысить эффективность поисково-разведочного бурения и выделить новые объекты проведения разведочных работ.
Сейсмические наблюдения при специальной обработке полученных данных позволили формировать с высокой детальностью как объемные (3D), так и профильные (2D значительной протяженности) сейсмические изображения геологической среды отдельных участков района работ (рис. 1, 2). При этом наряду с определением кинематических и динамических характеристик поля отраженных волн, несущих основную информацию о строении среды, проводился целенаправленный анализ исходных данных для выделения и локализации в разрезе акустически неоднородных зон различной природы. К ним следует отнести дизъюнктивы различного типа, в том числе и безамплитудные, интервалы повышенной трещиноватости и кавернозности пластов-коллекторов, зоны деструкции и другие объекты, слабо заметные в поле отраженных волн, но обнаруживаемые по различным параметрам рассеянных волн. Для их выделения использовались специальные приемы обработки исходных сейсмозаписей на основе технологии фокусирующего преобразования (ФП), позволяющей формировать поля сейсмической энергии, несущие информацию преимущественно о рассеивающих свойствах среды.
Комплексный анализ сейсмического поля отраженных и рассеянных волн в районе наиболее продуктивной скв. К-217 позволил выявить и сформировать критерии выделения в сейсмических волновых полях аномальных зон, соответствующих зонам повышенной трещиноватости, т.е. определить в первом приближении участки с хорошими коллекторскими свойствами в рифейском резервуаре и возможно повышенной нефтегазонасыщенностью (см. рис. 1, 5).
Рифейский мегакомплекс разделен региональными несогласиями на шесть терригенно-карбонатных комплексов, отвечающих крупным циклам рифейского осадконакопления. Первые два из них (I-II) слагают нижний структурный ярус, отделенный от вышележащего яруса, состоящего из четырех комплексов (III-VI), региональным угловым несогласием. Нижележащий ярус образует цоколь, на котором формируются комплексы верхнего яруса. В сейсмическом волновом поле седиментационным комплексам соответствуют сейсмокомплексы (рис. 3).
Отражающие горизонты, разделяющие комплексы, хорошо узнаваемы, обладают региональной выдержанностью и формируются за счет резкого различия на поверхностях несогласий акустической жесткости преимущественно глинистых и карбонатных пачек пластов. В толще рифейских отложений регистрируются локальные, иногда весьма интенсивные отражения, которые обусловлены литологическими особенностями (в первую очередь большим или меньшим содержанием терригенного материала). Анализ сейсмического волнового поля с этих позиций с опорой на скважинную информацию показывает достаточно закономерное строение вертикальных разрезов циклитов с отчетливо выраженной регрессивной тенденцией их формирования. Циклиты обычно начинаются с формирующихся в условиях высокого стояния моря толщ чистых доломитов и венчаются хорошо выдержанными доломито-глинистыми пачками пластов. Толщина карбонатных интервалов в 2-4 раза превосходит толщину доломито-глинистых горизонтов. В строении терригенно-карбонатных комплексов реализована главным образом модель проградирующей во времени карбонатной платформы с пологим склоном и вызывающей циклическое и ритмичное осадконакопление (рис. 4).
Анализ полученной и имеющейся геолого-геофизической информации (в первую очередь сейсмической последних лет - 1999-2002 гг.) позволил создать палеогеографические модели формирования рифейских комплексов Куюмбинского и Терско-Камовского участков.
Куюмбинские блоки (рис. 5) образованы проградирующими во времени к юго-востоку краями карбонатной платформы и окаймляющими их склонами, формировавшимися на склоне раннерифейского субгоризонтального плато карбонатной платформы. Рифейские комплексы II, III, IV в ходе своего развития формируют краевые рифоподобные строматолитовые постройки; часть из них группируется в валообразные поднятия. Наиболее крупный вал протянут в субширотном направлении на 50 км (и возможно, продолжается далее к востоку) при ширине 5-6 км и высоте 150-250 м.
Этот один из главных нефтегазопоисковых объектов в пределах района работ разделен и окаймлен небольшими грабенами шириной 3-4 км, возможно, выполненными преимущественно глинистыми породами. Крупные валы и отдельные рифоподобные строматолитовые постройки расположены над линейными глубинными зонами дезинтеграции и глубинными расколами. Судя по их расположению над глубинными субвертикальными и наклонными зонами дезинтеграции, их происхождение можно связывать с активной флюидодинамикой этих зон.
Рифоподобные строматолитовые постройки по сейсмическим данным (см. рис. 1-4) в комплексе со скважинной информацией выделялись главным образом по форме сейсмофациальных единиц, характеру и параметрам сейсмической записи (амплитуды, частоты, регулярности, протяженности отражающих границ). Строматолитовые комплексы в рифейском разрезе района работ в силу интенсивного в это время органогенного карбонатного осадконакопления играют значительную роль. При этом они формируют как пластовые (ламиниты), так и разнообразные строматолитовые постройки, в основном в виде рифоподобных структур. Последние образуются главным образом на краях проградирующих карбонатных платформ.
Разломная тектоника района работ определяет во многом строение обоих рифейских структурных ярусов. Нижняя часть рифейского разреза верхнего яруса характеризуется интенсивной дизъюнктивной нарушенностью. Эта толща формировалась в условиях клиноформного заполнения бассейна. Рифтогенные процессы расчленили ее рядом пологих сбросов, развивавшихся в виде пластовых срывов по относительно мощным глинистым разделам, на крупные пластины. В дальнейшем, в конце рифея, эти сбросы в условиях предвендского сжатия были трансформированы в крупные надвиги. Наложенные в ходе длительной дальнейшей геологической истории системы субвертикальных и вертикальных разрывных нарушений в ходе надвигообразования развивались по наиболее ослабленным многочисленным участкам срыва и скалывания массивов пород. Об этом свидетельствует преобладание горизонтальных трещин в верхней части рифейского разреза с резким увеличением вертикальных трещин в низах этого разреза.
Надвигообразование привело к возникновению фронтальных линейно-ориентированных локальных участков дезинтеграции пород, разделяющих уплотненные массивы.
Именно эти линейные интенсивно перемятые структуры (пробуренные ОАО “НГК "Славнефть" скважины вскрывали в ряде случаев опрокинутые и перевернутые складки волочения, в других же случаях рифейские карбонаты залегали под углами от первых градусов до 10-15°) должны были в ходе последующей геологической истории подвергаться обновляющемуся трещинообразованию. Природа данного явления должна выражаться в относительно симметричном расположении линейных локальных зон, маркируемых высокопродуктивными скважинами, на территории всех участков Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. Эти же участки в ряде случаев являлись объектами интенсивного выщелачивания и карстообразования.
Аномальная трещиноватость, изученная в керне скважин, пробуренных в зонах с аномальными деформационными характеристиками, отличается широким развитием вертикальных и наклонных трещин. Более редки горизонтальные трещины, часто осложненные многочисленными короткими ответвлениями. Наиболее высокой трещиноватостью обладают органогенные и органогенно-обломочные доломиты. По-видимому, это связано как с высокой восприимчивостью образовывавших обширные водорослевые маты синезеленых водорослей к силикатному материалу, так и с их преимущественным распространением в пределах активных флюидопроницаемых зон - глубинных зон дезинтеграции. Процессы накопления и перераспределения кремнистого вещества не только оказали значительное влияние на формирование трещинно-каверновых коллекторов, но и в какой-то мере определили площадь их развития.
Информация по ориентировке макротрещин в рифейских отложениях получена по материалам интерпретации исследований методом FMS (пластовый микросканер), выполненных фирмой “Шлюмберже” в скв. К-208.
Трещинная сеть, формирующая природные резервуары нефти и газа и образованная комбинацией преимущественно вертикальных и горизонтальных трещин, по данным микросканирования характеризуется доминированием вертикальных трещин юго-западного - северо-восточного направления (222-42°). Такое же направление трещин преобладает на Юрубченском участке.
Флюидодинамика Юрубчено-Тохомской зоны контролируется сквозными субвертикальными дезинтегрированными и дилатансионными зонами проницаемости в венд-рифейском разрезе, возникающими в триасе в условиях сильного растяжения, изолированными сверху региональной нижнепалеозойской эвапоритовой покрышкой и образующими линейные, линейно-очаговые и очаговые зоны флюидонасыщения. Наиболее оптимальными нефтегазосодержащими свойствами обладают линейно-очаговые зоны аномальной трещиноватости, слагающие значительные объемы венд-рифейского резервуара и обрамленные слабопроницаемыми участками уплотнения. Информация о распределении по площади и в пространстве высокопродуктивных коллекторов свидетельствует, что фактор неоднократного обновления заложенных некогда древних систем трещиноватости имеет ключевое значение для развития этих коллекторов. Значимость этого фактора для формирования фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) на порядки превышает роль и значение степени глинистости рифейских карбонатов. В этом смысле характерно локальное распределение участков высокопродуктивных скважин, пробуренных на соседнем Юрубченском участке, рифейские карбонаты которого характеризуются куда меньшей глинистостью, чем породы, вскрытые на соседних участках Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления.
Применение сейсморазведки по ФП-технологии для прогноза таких зон на Куюмбинском месторождении позволило оконтурить ряд аномальных участков. По результатам бурения и испытания скважин установлено, что притоки нефти и газа из рифейских отложений связаны с порово-каверново-трещинными коллекторами в органогенно-обломочных карбонатных породах (преимущественно доломитах), выходящих под довендскую эрозионную поверхность.
Как показывают результаты испытания скважин, нефтегазопродуктивность (в количественном и качественном выражении) в границах Юрубчено-Тохомской зоны имеет мозаичный, локальный характер, обусловленный изменчивостью ФЕС рифейского мегарезервуара, зависящей от степени его дезинтегрированности, определяемой в основном архитектурой разломной тектоники и субвертикальных зон дезинтеграции. Наиболее высокопродуктивными оказались скважины, пробуренные в пределах дезинтегрированных, насыщенных кремнистым материалом фрагментов рифоподобных строматолитовых построек в различных сейсмокомплексах. При этом надо отметить, что скв. К-217, пробуренная на аномальном участке, выделенном по ФП-технологии, и характеризующаяся высоким (до 600 м3/сут) дебитом нефти, была заложена в пределах относительно менее дезинтегрированного участка рифоподобной постройки. Это может свидетельствовать о более высоких потенциальных возможностях таких структур.
Рифоподобные строматолито- вые постройки в силу их расположения над глубинными зонами дезинтеграции - основными каналами вертикальной миграции флюидов - и значительной дезинтегрированности из-за высокого содержания кремнистого материала (восприимчивого к трещинообразованию) являются главными нефтегазоаккумулирующими элементами Юрубчено-Тохомской зоны и ее составных частей. В основном эти сооружения образуют цепочки валообразных поднятий (см. рис. 5), занимающих достаточно большую территорию в пределах района работ. Основную долю рифоподобных построек составляют субширотные или востоко-северо-восточные краевые формы. Отмечаются атоллообразующие семейства единичных биогермных форм (район скв. К-2) и/или единичные погребенные органогенные сооружения (см. рис. 2). Надо отметить, что их изученность бурением недостаточно высока. Скважины, пробуренные в их пределах, оказались высокопродуктивными (К-9, К-217, К-218, К-2, Ю-102), а на границах этих форм - малопродуктивными (К-200, К-208, К-6, К-14, К-205).
Рифоподобные постройки, приуроченные к разломным зонам северо-западного направления, оперяющим субширотные региональные сдвиги, окаймлены полосами повышенной трещиноватости, расширяющими поле продуктивности за пределы ареала распространения строматолитовых сооружений (скв. К-203, К-305, Юр-103).
Таким образом, материалы, полученные в ходе комплексных исследований всей имеющейся геолого-геофизической информации о строении рифейского мегакомплекса района работ, свидетельствуют о его высоком нефтегазовом потенциале, реализация которого потребует дальнейшего детального изучения Юрубчено-Тохомской зоны геолого-разведочными работами.
Решение данной задачи, как свидетельствуют уже имеющиеся результаты бурения скважин, заложенных на основе накопленной в последнее время на Куюмбинском и Терско-Камовском участках геолого-геофизической информации, может быть значительно облегчено и ускорено благодаря использованию апробированных ОАО “НГК "Славнефть" технологий и единого подхода к изучению всей территории Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления.
© Коллектив авторов, 2003
Results of geologic-geophysical studies of the structure of Riphean natural HC reservoirs of Yurubchen-Tokhom oil and gas accumulation zone are presented. Studies are based on modern technologies of seismic prospecting and its treatment and interpretation. Using of the geological model obtained on this basis allowed sharply increase the exploratory drilling efficiency. Production rates of new wells run to 500-600 cu m/daily.
Development of secondary pore space of carbonate reservoirs is governed both the sedimentary accumulation conditions and their subsegu- ent tectonic history. Distribution regularities of highly productive horizons are revealed.
Рис. 1. ВРЕМЕННОЙ СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ КУЮМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ПРОФИЛЮ 1-1, ОБРАБОТАННЫЙ ПО ФП-ТЕХНОЛОГИИ (А) И КОМПЛЕКСНЫЙ ФП-РАЗРЕЗ С ПРОГНОЗОМ ЗОН ПОВЫШЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ (ЧЕРНЫЕ СУБВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЗОНЫ) (Б)
(местоположение разреза см. на рис. 5)
Рис. 2. ВРЕМЕННОЙ СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ КУЮМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ПРОФИЛЮ 2-2 (ОТОБРАЖЕНИЕ ПОГРЕБЕННЫХ РИФЕЙСКИХ СТРОМАТОЛИТОВЫХ ПОСТРОЕК В ВОЛНОВОМ ПОЛЕ)
Местоположение разреза см. на рис. 5
Рис. 3. ВРЕМЕННОЙ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ КУЮМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ПРОФИЛЮ 3-3
1 рифоподобные строматодитовые постройки; 2 отражающие горизонты; 3 номера рифейских седиментационных комплексов; 4 поисково-разведочные скважины; рифейские толщи: vdr вэдрэшевская, mdr мадринская, jur юрубченская, dlg долгоктинская, kmb куюмбинская, kop копчерская, juk юктенская
Рис. 4. ВРЕМЕННОЙ СЕЙСМОГЕО/ЮГИЧЕСКИЙ (ПРИНЦИПИАЛЬНЫЙ) РАЗРЕЗ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОЙ ЗОНЫ ПО ПРОФИЛЮ 4-4
Усл. обозначения см. на рис. 3 (местоположение профиля см. на рис. 5)
Рис. 5. СХЕМА ТЕКТОНИКИ РИФЕЙСКИХ КОМПЛЕКСОВ КУЮМБИНСКОГО И ТЕРСКО-КАМОВСКОГО УЧАСТКОВ
Локальные структурные элементы: 1 рифоподобные строматолитовые постройки, 2 локальные поднятия, 3 грабены и грабен синклинали, 4 горсты; 5 контуры зональных структурных элементов; разломы различной кинематической природы: 6 надвиги, 7 сбросы, 8 сдвиги, 9 невыясненной природы; 10 скважины; 11 линии сейсмогеологических профилей; 12 ceткa сейсмических профилей; крупные блоки района: I-IV Куюмбинского участка, V Мадринского прогиба, VI Терско Камовского участка, VII VIII Юрубченского yчастка