К оглавлению

© Коллектив авторов, 2004

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИИ ПРОГНОЗ НЕФТЕНОСНОСТИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ САХАЛИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА (Западная Сибирь)

И.М. Кос (ОАО "Сургутнефтегаз"), А.А. Поляков, В.Н. Колосков, Е.Б. Беспалова (ЗАО "МиМГО им. В.А. Двуреченского")

Берриас-нижнеаптские отложения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ), так называемый неокомский клиноформный комплекс, в настоящее время являются основным объектом наращивания запасов и добычи УВ. В то же время это один из наиболее сложно построенных нефтегазоносных комплексов в Западно-Сибирском НГБ, что нашло отражение в чрезвычайном многообразии и продолжительной эволюции взглядов на его строение и условия формирования [1]. Модель геологического строения неокома развивалась, уточнялась и детализировалась в работах Ю.В. Брадучана, Л.Ш. Гиршгорна, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Карогодина, В.А. Корнева, О.М. Мкртчяна, А.А. Нежданова, М.Я. Рудкевича, В.С. Славкина, Н.С. Шик, Г.С. Ясовича и многих других. Естественно, что на ранних этапах изучения прогноз нефтеносности клиноформного комплекса осуществлялся на региональном уровне на основании эмпирических сейсмогеологических соображений с последующей проверкой рабочих гипотез поисково-разведочным бурением, однако наряду с явными удачами 80-х гг. накапливались и вопросы, ответы на которые могли дать только системная детализация и уточнение существующих модельных представлений.

Наиболее полная литолого-фациальная модель клиноформы, считающаяся архетипической вплоть до сегодняшнего дня, сложилась в начале 90-х гг. по результатам разведки Приобского и соседнего Приразломного месторождений. Соответствующие клиноформы, точнее, клиноформные макрообъекты - региональные седиментационные тела субмеридионального простирания, на территории Западно-Сибирского НГБ уверенно прослеживаются по данным сейморазведки. Разными исследователями выделяется до 30 клиноформных сейсмических комплексов. При сочетании благоприятных седиментационных и тектонических факторов здесь возможна аккумуляция уникальных по запасам залежей УВ, локализованных, впрочем, в существенно разных по добычным свойствам природных резервуарах. Так, к Приобскому клиноформному макрообъекту на границе Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов приурочено высокодебитное Средне-Хулымское нефтяное месторождение, Приразломному клиноформному макрообъекту принадлежит несколько крупных месторождений нефти в пределах Ханты-Мансийского АО. Именно поэтому Сахалинский лицензионный участок, западная часть которого приурочена к Приобской, а восточная - к Приразломной клиноформам, не без основания считается высокоперспективным. Однако результаты последующего бурения на этой площади не подтвердили оптимистических ожиданий.

Опираясь на накопленный опыт исследований клиноформного комплекса, в том числе с использованием авторских методик, разработанных специалистами ЗАО "МиМГО" в рамках методологии структурно-литологической интерпретации (СЛИ), данных бурения и сейсморазведки [2], авторами статьи была создана модель геологического строения ансамбля нефтеносных клиноформных природных резервуаров Сахалинского лицензионного участка. Постепенно переходя от субрегионального (зонального) анализа к решению вопросов локализации и геометризации нефтяных полей, удалось построить единый стратиграфический каркас изучаемого клиноформного макрообъекта, создать структурно-морфологические модели продуктивных и потенциально продуктивных природных резервуаров с последующим количественным и качественным прогнозом их емкостных и добычных свойств, оценкой запасов нефти и обоснованным выделением активной (экономически рентабельной) их доли.

Известно, что особенностью неокомского нефтегазоносного комплекса Западно-Сибирского НГБ является то, что все изначально шельфовые пласты к западу неизбежно приобретают клиноформный облик, а затем сменяются синхронными фондоформными (депрессионными), так называемыми ачимовскими отложениями. Кроме того, наряду с фронтальной (субширотной) изменчивостью имеет место изменчивость латеральная (субмеридиональная), выраженная в ундуляциях кромок палеошельфа, связанных с неравномерным поступлением обломочного материала по простиранию клиноформы. Подобная сложность геологического строения определяет первоочередную задачу моделирования - создание единого стратиграфического каркаса клиноформного макрообъекта. Конкретным воплощением служит корреляционная схема изучаемых отложений, составленная по взаимоувязанным данным бурения и сейсморазведки с использованием сейсмостратиграфических и палеогеоморфологических критериев.

Сложный, но закономерный характер размещения природных резервуаров в теле клинофоромы определяет необходимость тщательного анализа площадного распределения коллекторских свойств с последующим прогнозом фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) природных резервуаров в межскважинном пространстве по комплексу методов, включающих:

· определение границ развития типов разреза с различными ФЕС на основе спектрально-временного анализа (СВАН) сейсмической записи с использованием эталонных скважин;

· решение обратной динамической задачи сейсморазведки по технологии ПАРМ;

· количественное определение эффективной удельной емкости коллекторов на основе корреляционных зависимостей между указанным параметром и сейсмическими динамическими параметрами.

Метод прогноза площадного распределения типов разреза по результатам СВАН запатентован и детально описан в многочисленных статьях и отчетах ЗАО "МиМГО". Отметим только, что под типом разреза понимается совокупность содержательных для нефтяной геологии признаков природного резервуара или их ансамбля, обусловленных генетическим единством их формирования и вторичных процессов преобразования горных пород.

Важную роль играют и такие методы оптимизированного решения обратной динамической задачи сейсморазведки как ПАРМ (ВНИИгеофизика), которые позволяют экстраполировать эталонные скважинные сейсмопараметрические модели по сейсмическим профилям, в результате чего получаются разрезы псевдоакустических жесткостей (ПАЖ) в исследуемом интервале разреза. Скважины, модели которых не используются в расчете, являются контрольными. Этот "тяжелый" метод применяется, как правило, для прослеживания пластов-коллекторов в особо сложных случаях. На многих месторождениях Западной Сибири установлено соответствие результатов опробования методик ПАРМ и базовой геологической концепции строения клиноформного макрообъекта. Здесь находят отображение и мелкоцикличный характер разреза в шельфовой части, и крупные склоновые линзы, и вскрытые контрольными скважинами песчаные тела.

И наконец, метод сейсмического прогноза эффективной удельной емкости (произведение эффективной толщины на коэффициент пористости) в межскважинном пространстве [3] решает две взаимосвязанные и исключительно важные задачи.

Прежде всего, результаты районирования природных резервуаров по типам разреза, решение обратной динамической задачи и данные прогноза емкости позволяют более уверенно оконтуривать зоны замещения коллекторов. Одним из применяемых критериев выделения зон литологического замещения коллекторов латеральными флюидоупорами является получение нулевых значений эффективных удельных емкостей (эффективных толщин).

Кроме того, в пределах залежей карта эффективных удельных емкостей простейшими и известными способами легко пересчитывается в карту эффективных удельных нефтенасыщенных емкостей, или эффективных нефтенасыщенных толщин, что способствует более объективной оценке аккумулированных в залежах запасов по сравнению с использованием аналогичных карт, построенных интерполяцией скважинных значений.

Рассчитать емкости по данным сейсморазведки в межскважинном пространстве и построить карты эффективных удельных емкостей позволяет получение устойчивых корреляционных зависимостей между данными каротажа скважин (акустические скорости V_АК и емкости коллекторов) и псевдоакустическими трансформациями волнового поля в точках скважин (псевдоакустические скорости Vпак).

Таким образом, с применением комплекса описанных геолого-геофизических процедур возможны не только современный прогноз распределения нефтеносности, но и вычленение, и локализация экономически актуальной составляющей ресурсной базы изучаемого нефтегеологического объекта.

Итак, как отмечалось, в пределах Сахалинского лицензионного участка располагаются два клиноформных макрообъекта, с одним из которых связано Приобское, а с другим - Приразломное месторождения, расположенные южнее. Далее будем их называть соответственно Приобская и Приразломная клиноформы. Эти клиноформы разделены пимскими глинами и приуроченным к их подошве регионально прослеживаемым отражающим горизонтам (ОГ) Д_п.

Нижняя Приразломная клиноформа снизу ограничена ОГ, прослеживаемым у подошвы сармановской глинистой пачки. Верхняя Приобская клиноформа сверху ограничена быстринскими глинами, с подошвой которых связан ОГ Д_б. Проведенные сейсмогеологические исследования позволяют рассматривать Приобскую и Приразломную клиноформы как иерархические системы седиментационных тел, отвечающих циклам осадконакопления разного порядка (и соответствующих сейсмостратиграфических единиц): пачки, пласты и песчаные тела (рис. 1 см. на с. 3 обложки).

Как видно, обе изученные клиноформы имеют сходное строение. Каждая из них начинается глинами, в средней части сложена преимущественно песчаниками и алевролитами, а в верхней - ритмичным переслаиванием алевролитовых и глинистых пластов. Такое строение клиноформ дает основание считать их отложениями регрессивно-трансгрессивного цикла и выделить в их составе три пачки - А, В и С, отличающиеся по песчанистости и степени перспективности.

Нижняя пачка А отвечает начальной стадии развития регрессивно-трансгрессивнного ритма I порядка. Средняя пачка В формировалась при максимуме регрессии и обильном поступлении в бассейн обломочного материала. Здесь развиты наиболее крупные и продуктивные песчаные тела. И наконец, верхняя пачка С, отвечающая трансгрессивной стадии развития седиментационного цикла, формировалась при ограниченном поступлении обломочного материала и в условиях, когда непродолжительные регрессии, формирующие преимущественно алевролитовые пласты, часто сменялись трансгрессиями.

Зоны максимального развития в разрезе регрессивных и трансгрессивных пачек по мере накопления закономерно сменяют друг друга вкрест простирания клиноформы. Границы зон соответствуют местоположению кромок палеошельфа к началу и окончанию формирования соответствующей пачки. Проведенные с этих позиций исследования позволили выделить в пределах Сахалинского лицензионного участка две зоны, представляющие определенный интерес в нефтегеологическом отношении (рис. 2). Во-первых, это зона развития в разрезе регрессивной пачки А+В Приобской клиноформы, ограниченная на востоке кромкой шельфа к началу формирования пластов группы АС₁₂ (линия шБС₁) и кромкой шельфа к окончанию формирования пласта АС₁₁ (шАС₁₁) на западе. Во-вторых, это зона развития пачки В Приразломной клиноформы, ограниченная с запада кромкой шельфа к моменту окончания формирования пласта БС₄ (шБС₄).

Кроме того, известно, что по простиранию клиноформ друг друга сменяют участки резкого опесчанивания и участки, на которых клиноформа сложена преимущественно глинисто-алевролитовыми породами с редкими песчаными прослоями. Опесчанивание клиноформ на отдельных участках обусловлено поступлением части обломочного материала непосредственно на склон по каналам транспортировки с образованием конусов выноса. Такие инъекции обломочного материала происходили главным образом во время накопления регрессивной пачки В. Они приводили к увеличению толщины пачки, более интенсивному наращиванию склона и формированию здесь песчаных тел разного возраста и различных генетических типов, что отражается в характерном, с образованием депоцентра, изгибе кромки шельфа к окончанию накопления пачки В. Сближение кромок шельфа к началу и окончанию формирования пачки и уменьшение ее мощности свидетельствуют об общем снижении степени перспективности как функции песчанистости.

Очевидно, что важнейшей задачей начального этапа изучения является картирование кромок палеошельфа в различные этапы накопления клиноформного комплекса, поскольку без анализа поведения регрессивных и трансгрессивных пачек на Сахалинском лицензионном участке не могут быть адекватно оценены перспективы его нефтеносности и рационально размещены скважины глубокого бурения.

Впрочем, все перечисленные сейсмогеологические соображения имеют место лишь при условии существования корректной геологической модели, тщательно разработанного стратиграфического каркаса исследуемого объекта. Это определяет необходимость, во-первых, контроля корреляции ОГ корреляцией разрезов по ГИС, а во-вторых, использования при корреляции теоретических представлений, сформированных в процессе многолетнего изучения клиноформ в Западно-Сибирском НГБ. Неверная корреляционная схема при работе с клиноформными объектами может стать источником последующих модельных противоречий и невязок. Это можно проиллюстрировать следующим.

Разработанная ранее схема корреляции предполагала, что кромка палеошельфа к окончанию формирования пласта АС₁₁ (основного продуктивного пласта Приобской клиноформы) располагается западнее западной границы Сахалинского лицензионного участка (рис. 3). Считалось, что на северо-западе площади пласт АС₁₁ во всех скважинах залегает субпараллельно шельфовым пластам. Соответственно пласт АС₁₁, развитый в песчаных фациях в скв. 19; 501, сопоставлялся в северо-западной группе скв. 296; 435; 409 с алевролитовым пластом, также залегающим непосредственно под шельфовым пластом АС₁₀.

Принимая такой вариант корреляции и прослеживания кромки палеошельфа к окончанию формирования пласта АС_11; мы имеем картину, явно противоречащую модельным представлениям, изложенным ранее. Действительно, ширина зоны развития регрессивной пачки В в таком варианте вполне соизмерима с шириной ее развития в районе Приобского месторождения, и, следовательно, эта пачка должна была бы характеризоваться сходной песчанистостью и развитием крупного кромкошельфового песчаного тела пласта АС₁₁. Вместо этого наблюдается необъяснимое замещение песчаников в пласте АС₁₁ в северо-западной группе скважин.

Гносеологической основой такого варианта корреляции являлась неправильная, на взгляд авторов статьи, расшифровка картины сейсмических клиньев, при которой в противоречие с механизмом проградационного наращивания клиноформ отрабатывалась версия не падения более древних пластов на запад, а выклинивания слоев под сейсмическое отражение, обычно отождествляемое с пластом АС₁₁.

По палеореконструкциям временных разрезов нами установлено, что пласты разных скважин, индексируемые ранее как АС₁₁, привязываются к разным отражающим горизонтам. В районе северо-западной группы скважин на временных разрезах между ОГ АС₁₀ и АС₁₁ фиксируется серия отражений, связанных с отложениями более молодого, чем пласт АС₁₁ возраста, в то время как ОГ, отождествляемый в скв. 19; 501; 3702 и др. с кровлей пласта АС₁₁ на северо-западе территории приобретает резкий седиментационный наклон, а северо-западная группа скважин (18; 296; 435; 447; 409) оказывается за кромкой палеошельфа к окончанию формирования пласта АС₁₁ и соответственно замещение песчаников пласта АС₁₁ в них становится вполне понятным.

Такой волновой картине полностью соответствуют и данные ГИС, демонстрирующие принципиально разное строение разреза ниже пласта АС₁₀ в скважинах, располагающихся западнее и восточнее откартированной кромки палеошельфа (шАС₁₁). Если в первой группе скважин в этом интервале мы видим достаточно мощную преимущественно алевролитовую толщу с песчаными пластами, характерную для регрессивной пачки В, то во второй группе - частое ритмичное переслаивание алевролитовых и глинистых пластов, что является обычным для трансгрессивной пачки С.

В соответствии с рассмотренными выше критериями перспектив развития мощных и высокопродуктивных клиноформных песчаных тел следует сразу учесть, что такие перспективы по ансамблю пластов регрессивной пачки В (пласты АС₁₁, АС₁₂) на Сахалинском лицензионном участке существенно снижены. "Схлопывание" кромок шельфа (см. рис. 2, 3) убедительно свидетельствует о скудости осадочного материала для проградации склона, что, по-видимому, обусловлено удаленностью от основного канала выноса песчаного материала. Подтверждением этому служат достаточно плохие ФЕС распространенных здесь коллекторов, в отличие от коллекторов Приобского месторождения. Таковы общие результаты зонального анализа.

Переходя непосредственно к локальному прогнозированию нефтеносности, необходимо обратиться к внутреннему строению клиноформого объекта, а затем и к обзору результатов применения методологии, способной адекватно отобразить это строение, иными словами, способной подготовить клиноформный макрообъект к геолого-разведочным работам.

Мы выделяем 4 морфологических типа песчаных тел - шельфовые, кромкошельфовые, склоновые и депрессионные (см. рис. 1 на с. 3 обложки) [4, 5].

На Сахалинском лицензионном участке отчетливо выделяются две зоны - западная и восточная. В пределах западной зоны реальная нефтеносность связана с кромко- шельфовыми природными резервуарами АС_11; АС₁₂¹ и АС₁₂², входящими в состав регрессивной пачки А+В Приобской клиноформы.

В восточной зоне промышленная нефтеносность тяготеет к кромкошельфовому пласту БС₄ и склоновым природным резервуарам БС₅, формирующим регрессивную пачку В Приразломной клиноформы. Вместе с тем на востоке аккумулированы скопления УВ в пласте АС₁₁ шельфового генезиса.

Кромкошельфовые песчаные тела регрессивной пачки В являются наиболее перспективными. В составе Приобской клиноформы это пласт АС₁₁ (см. рис. 1 на с. 3 обложки), а Приразломной - БС₄. Эти тела интересны не только широким площадным распространением (от кромки палеошельфа к началу формирования пласта до кромки палеошельфа к окончанию его формирования), но и повышенными эффективными мощностями и вполне удовлетворительными ФЕС.

Дебит нефти из кромкошельфового песчаного тела пласта АС₁₁ Приобского месторождения на этапе разведки составлял более 60 м³/сут, а пласта БС₄ Приразломного месторождения - около 50 м³/сут. На Сахалинском лицензионном участке дебит пластового флюида из кромкошельфовых песчаников значительно скромнее - в пласте АС₁₁ до 23 м³/сут, а в пласте БС₄ до 16 м³/сут.

Поскольку, несмотря на географическую и возрастную разобщенность кромкошельфовые природные резервуары АС₁₁ и БС₄ имеют сходное геологическое строение, при работе с ними использован единый методологический подход. Он заключается в районировании территории по типам разреза на базе комплексирования описанных геолого-геофизических процедур. В целом надо отметить, что в кромкошельфовой зоне прогноз типов разреза принципиально неважен с геологической точки зрения (поскольку здесь коллекторы развиты везде), а необходим для качественной дифференциации (в соответствии со скважинами-эталонами) природных резервуаров по добычным свойствам и соответствующего площадного распределения подсчетных параметров (КИН, Н_3ф, К_п, К_н).

Выполненный для пласта АС₁₁ прогноз по данным СВАН в кромкошельфовой зоне местами неоднозначен, поэтому здесь карта типов разреза синтезирована из прямых определений по СВАН сейсмической записи, сейсмического прогноза эффективной удельной емкости, данных решения обратной динамической задачи методом ПАРМ (рис. 4). Например, на западе, в створе между скв. 3702 и 3704, зона неопределенности по СВАН разрешена в пользу "плохих" III и IV типов разреза. Основанием для этого являются картирование здесь низких (< 0,25 м) эффективных емкостей и, очевидно, выделяемая зона пониженных значений импедансов по разрезам ПАЖ. В северной части лицензионного участка зона неопределенности по СВАН разрешена в пользу "хорошего" типа разреза. Здесь закартированы высокие эффективные емкости и достаточно высокие импедансы по разрезам ПАЖ. В целом картина распределения типов разреза представляется достаточно простой и логичной. Удовлетворительный II и отрицательные III и даже IV типы разреза с востока, в шельфовой области, сменяются на запад в кромкошельфовой области наиболее благоприятным I типом разреза, что находится в полном соответствии с теоретическими представлениями о строении шельфовых и кромкошельфовых природных резервуаров и еще раз подтверждает в целом закономерное ухудшение коллекторов пласта АС₁₁ на север от Приобского месторождения, от центрального источника поступления обломочного материала.

В кромкошельфовой зоне пласта БС₄ данные по скважинам свидетельствуют о более низких ФЕС коллекторов, чем на Приразломном месторождении. Из полученной карты типов разреза (рис. 5) следует, что в пределах наиболее интересной (кромкошельфовой) части пласта развит II тип разреза (Q₀ = 0,26-0,45 м³/(сут*МПа), Hэф = 1.4-5,4 м), типичным представителем которого является единственная продуктивная скв. 5. На фоне зон II типа разреза выделяется обширное кольцо положительного I типа (Q₀ = 0,75-1,35 м³/(сут*МПа), Нэф = 5,2-11,4 м), заверенное, к сожалению, только водными скважинами. Карта типов разреза показала, что практически вся кромкошельфовая зона пласта БС₄ представлена I и II положительными типами разреза, т.е. прогноз весьма оптимистичный, хотя в целом демонстрирует такое же ухудшение на север приразломных коллекторов пласта БС₄, как и приобских в пласте АС₁₁.

Шельфовые песчаные тела могут формироваться в любом пласте, но более широко развиты в пластах регрессивных пачек. Но и шельфовые пласты регрессивных пачек характеризуются резкой фациальной изменчивостью, линзовидным или шнурковообразным развитием песчаных тел, как правило, небольшой мощности. Картирование и прогноз шельфовых песчаных тел весьма сложны и могут быть осуществлены только в результате применения тонких и весьма трудоемких сейсмических технологий.

Изучение ундаформной зоны пласта АС₁₁ показало мозаичное распределение типов разреза, что согласуется с представлениями о строении шельфовых пластов - резкая фациальная изменчивость, линзовидное или шнурковообразное развитие песчаных тел.

По мнению авторов статьи, наличие "хороших" или "плохих" типов разреза на сводах поднятий определяется соотношением их амплитуды и глубины бассейна.

Поэтому вполне естественно, что в восточной, относительно более мелководной, зоне улучшенные коллекторы окаймляют поднятия, а западнее, в более глубоководных зонах, своды малоамплитудных поднятий опесчаниваются.

Наиболее интересной особенностью распределения типов разреза в шельфовой части пласта является наличие хорошо отслеживаемой длинной полосы развития ухудшенных коллекторов практически вдоль всей линии шАС₁₂¹ (см. рис. 4). Может ли служить зона развития коллекторов со столь низкими ФЕС в качестве латерального флюидоупора, разобщающего залежи восточной и западной частей пласта? По-видимому, в геологическом масштабе времени должен действовать принцип, что не всякий плохой коллектор является изолятором. Однако в процессе будущей разработки залежей восток и запад, конечно же, будут разобщены.

Несомненный нефтегеологический интерес представляют и склоновые песчаные тела (см. рис. 1 на с. 3 обложки). Они выделяются только в регрессивной пачке В, образуют достаточно крупные линзы большой мощности и обеспечивают на участках максимальных мощностей вполне удовлетворительные дебиты нефти. На Приобском месторождении выделяется склоновое тело АС₁₂ с дебитом около 50 м³/сут. Лучшим представителем морфологического типа склоновых тел на Сахалинском лицензионном участке является промышленно-продуктивный пласт БС₅. При рассмотрении структуры и генезиса пласта БС₅ мы опирались на сейсмические материалы и прежде всего на результаты решения обратной динамической задачи сейсморазведки методом ПАРМ. В районе скв. 9 пласт БС₅ четко и однозначно привязывается к сейсмической фации, характеризующейся значительной временной толщиной и повышенными значениями акустических жесткостей (рис. 6 см. на с. 3 обложки). Эта сейсмофация имеет отчетливое западное падение с заметным угловым несогласием с ОГ Б. Исходя из генетических и морфологических критериев, мы относим эту сейсмофацию к сейсмическому образу склонового песчаного тела, что хорошо согласуется с высокими толщинами и удовлетворительными коллекторскими свойствами пласта в разрезе скв. 9. К востоку от скв. 9 отмечается очевидное прекращение прослеживания рассматриваемой сейсмофации, что, по-видимому, связано с восточной границей склонового песчаного тела. Это положение неплохо согласуется с данными бурения скв. 5 и 11 - на соответствующих временных разрезах сейсмофация склонового песчаного тела не отмечается.

Депрессионные песчаные тела (так называемая ачимовская толща) соответствуют фондоформным частям клиноформ (см. рис. 1 на с. 3 обложки). Они, как известно, имеют весьма большую мощность, содержат значительные запасы, но характеризуются, как правило, низкими добычными свойствами. Дело в том, что неплохие суммарные эффективные толщины складываются здесь из совокупности тонких пропластков, что, по-видимому, и предопределяет отсутствие промышленных притоков. Дебит нефти из таких тел как на Приобской, так и на Приразломной клиноформах не превышает 5 м³/сут, часто встречаются сухие или дающие непромышленные притоки скважины. В депрессионных песчаных телах применение современных сейсмических технологий, как правило, позволяет откартировать участки с более или менее приемлемыми ФЕС коллекторов, обеспечивающих рентабельную добычу нефти, однако в депрессионных отложениях Сахалинского лицензионного участка, к сожалению, нет ни одной реально продуктивной скважины, а по материалам сейсмического прогноза - и не будет. По мнению авторов статьи, учтенная здесь сегодня ресурсная база - это исключительно пассивный, экономически абсурдный балласт.

Выводы

Таковы основные представления о геологическом строении клиноформных макрообъектов, отработанные на их архетипических представителях и экстраполируемых на геологическое строение Сахалинского лицензионного участка.

Общая угнетенность коллекторов Сахалинского лицензионного участка, подтвержденная как результатами зонального анализа ("схлопывание" клиноформы), так и материалами сейсмического прогноза, безусловно, определяет здесь пониженные добычные возможности основных продуктивных пластов соседних месторождений. Однако применение современных сейсмогеологических технологий позволяет и в этой ситуации выявить благоприятные участки и зоны, рекомендованные как первоочередные объекты для постановки опытно-промышленной эксплуатации.

Исключительная сложность геологического строения участка потребовала существенной адаптации общей методологии структурно-литологической информации и тонкой настройки параметров отдельных технологий для того, чтобы добиться совокупности содержательных и геологически интерпретированных результатов. По результатам последующей доразведки получена высокая сходимость результатов бурения с прогнозными. В итоге сегодня есть все основания для продолжения здесь научно обоснованных геолого-разведочных работ.

Литература

1. Карогодин Ю.Н. Фациально-палеогеоморфологические условия формирования песчаных тел клиноформ-циклитов Приобской зоны нефтенакопления / Ю.Н. Карогодин, С.В. Ершов, А.И. Конышев, Р.К. Рязапов // Геология нефти и газа. - 1995. - № 5. - С. 11-16.

2. Славкин B.C. Геолого-геофизическое изучение нефтеносных продуктивных отложений. - М.: МГУ, 1999.

3. Славкин B.C. Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения / В.С. Славкин, Е.А. Копилевич. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

4. Славкин B.C. Сейсмолитологические модели неокомских клиноформ Приобско-Салымской зоны / В.С. Славкин, Н.С. Шик, А.А. Гусейнов, Е.А. Давыдова, Т.М. Редькина // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1994. - № 5-6,- С. 47-52.

5. Slavkin V. Reservoir prediction for 3D sedimentary bodies by lithofacies and seismic stratigraphy analyses: EAPG, 5th Conference and Technical Exhibition / V. Slavkin, N. Shick, A. Guseinov, E. Kopilevich, E. Davydova, I. Zazulina. - Stavanger, Norway, 7-11 June, 1993.

Abstract

The main ideas about geological structure of clinoform macroobjects examined on their archeotypical examples and being extrapolated on geological structure of Sakhalin license area are considered.

General reservoir depressiveness of Sakhalin license area confirmed both by results of zonal analysis and seismic prognosis materials is absolutely responsible for reduced production possibilities of the main production strata of adjacent fields. However, application of modern seismogeological technologies allows even in such situation to reveal favourable zones and localities recommended as first-priority targets.

Рис.1. Модели строения Приобской (А) и Приразломной (Б) клиноформ

1-песчаники; 2-алевролиты; 3-переслаивание алевролитов и аргиллитов; 4 – аргиллиты; 5 – местоположение кромки шельфа на момент окончания формирования пласта; А, Б, С индекс пачки; цифры в квадратах – песчаные тела (1, 2а,3а,4а – шельфовые, 4а,5а,6а – депрессионные, 5,6 - склоновые)

Рис. 2. ПОЛОЖЕНИЕ КРОМОК ПАЛЕОШЕЛЬФОВ ВО ВРЕМЯ НАКОПЛЕНИЯ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИРАЗЛОМНОЙ И ПРИОБСКОЙ КЛИНОФОРМ

1 - пробуренные скважины; 2- линии сейсмических профилей; положение кромок палеошельфа: 3 - к началу накопления клиноформ, 4 - к концу накопления пачек, 5 - к концу накопления пласта; 6- граница Сахалинского лицензионного участка

Рис. 3. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПЕСЧАНИКОВ КРОМКИ ШЕЛЬФА ПЛАСТА АС₁₁ (Приобская клиноформа)

1 - скважины (числитель - номер, знаменатель - мощность песчаников, м, цифры в квадратах - дебит нефти > 20 м³/сут): а - нефтяные, б - сухие, в - невыявленного характера флюидонасыщения; 2 - изолинии мощности песчаников, м; 3 – граница распространения песчаников; 4 - положение кромки шельфа к началу накопления пачек: а - С (выделенное авторами), б - С (выделенное ранее), в - В; 5- граница Сахалинского лицензионного участка

Рис. 4. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТИПОВ РАЗРЕЗА ПЛАСТА АС₁₁

Зоны распространения различных типов разреза: 1 - по данным СВАН: а - I; б - II, в - III, г - IV, д – неопределенный (СВАН-эталоны отсутствуют), 2-по сейсмостратиграфическим и палеогеоморфологическим критериям: а -1; б- II, в - III, г- IV; 3- положение кромок палеошельфа к окончанию формирования пластов АС₁₁ (а) и АС₁₂² (б); Q - коэффициент продуктивности, м/(сут • МПа); остальные усл. обозначения см. на рис. 2, 3

Рис. 5. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТИПОВ РАЗРЕЗА ПЛАСТА БС₄

Зоны распространения различных типов разреза: 1 - по данным СВАН: а -1; б-II, в - III, г-IV-V, д - неопределенный, 2- V по сейсмостратиграфическим и палеогеоморфологическим критериям; 3- положение кромок шельфа к окончанию формирования пластов БС₄ (а), БС₅ (б), БС₆ (в); 4 - подножие склона к окончанию формирования пласта БС₄; 5- граница прекращения прослеживания ОГ БС₄; остальные усл. обозначения см. на рис. 2, 3

Рис.6 Пример выделения склонового песчаного тела в пласте БС₅ по разрезу ПАЖ (профиль 9.10.82/97-98/15)