|
УДК 551.7.02:551.763.12(571.1) |
Особенности корреляции шельфовых отложений неокома Среднего Приобья с применением сейсморазведки МОГТ
Н. X. Кулахметов, В. М. Никитин, Г. С. Ясович, Ю. И. Валицкий (ЗапСибНИГНИ)
На исследуемой территории наиболее изучены неокомские и нижнеаптские отложения. Однако до сих пор не решен окончательно вопрос о корреляции их продуктивных пластов между Сургутским и Нижневартовским нефтегазоносными районами. Это обусловлено своеобразием строения и сложностью фациальных взаимоотношений отдельных частей разреза и их недостаточной палеонтологической охарактеризованностью. Поиски залежей нефти различного типа основываются на детальной корреляции отдельных продуктивных пластов, выявлении условий их образования и закономерностей распространения, а также на трассировании зон фациальных замещений. Особый интерес представляют песчаноалевритовые пласты верхней части мегионской свиты. В результате корреляции и изучения фациального состава пластов БВ10, БВ8, БВ6, БС11, БС10 по площади и разрезу установлено, что все они весьма полого наклонены на запад. По мнению большинства исследователей, эти пласты отлагались в регрессирующем морском бассейне [1, 2, 5, 6]. Однако некоторые геологи считают, что они накапливались в обстановке подводной части дельты [7].
Вследствие неравномерного поступления обломочного материала и быстрого выдвижения дельт море периодически отступало на запад.
При этом в пределах подводной части дельт формировались фации дельтовой платформы [3] и дельтового склона (рис. 1). Первые на востоке примыкают непосредственно к устьевым зонам проток и по восстанию переходят в фации надводной части дельтовой равнины. В их пределах накапливались преимущественно покровные песчано-алевритовые осадки пластов на глубинах до 30 м ниже уровня моря. Уклоны дна здесь были весьма незначительными, что благоприятствовало накоплению различных аккумулятивных форм песчаных тел.
В западном направлении фации дельтовой платформы переходили в фации дельтового склона и представлены алевритами, песками и глинами значительной мощности. При этом песчаники и алевриты приурочены лишь к верхней части склона. Разделяющие песчаные пласты глинистые пачки формировались в морских условиях, когда дельты отступали на восток.
Указанные выше особенности формирования и распространения песчано-алевритовых пластов верхней части отложений мегионской свиты оказались благоприятными для их картирования сейсморазведкой МОВ и МОГТ. Анализ сейсмических временных разрезов МОГТ показывает, что в неокомских отложениях наряду с опорными отражающими горизонтами Б и М прослеживается несколько протягивающихся на многие десятки и первые сотни километров отражающих горизонтов, стратиграфически увязывающихся с пластами БВ10, БВ8, БВ6, БС10 и БС8 и объединяющихся в группу волн d. В Сургутском нефтегазоносном районе в низах нижневартовской подсвиты довольно уверенно прослеживается отражающий горизонт d1.9, приуроченный к пласту БC8, а в верхах мегионской свиты - горизонт d2, стратиграфически связанный с пластом БС10 (рис. 2). В Нижневартовском районе наиболее интенсивен и динамически выдержан отражающий горизонт d1.8-1.9 (рис. 3), на некоторых площадях индексируемый d1. Стратиграфически в районе стратотипического разреза он приурочен к пласту БВ8. В пределах Самотлорской группы месторождений и к востоку прослеживается отражающий горизонт d2, стратиграфически связанный с пластом БВ10.
Особенность волн перечисленных отражающих горизонтов - в целом хорошая их выраженность на Сургутском своде и пониженная интенсивность записи в Нижневартовском районе. В пределах последнего она зачастую соизмеряется с общим фоном сейсмической записи, что затрудняет выделение этих волн и корреляцию на отдельных участках сейсмических профилей.
Анализ сейсмических разрезов показал, что продуктивные пласты всегда можно привязать (по шкале глубин и мощности между кровлями баженовской свиты и соответствующего пласта) к определенному интервалу временного разреза (к какой-то фазе отраженных волн) и непрерывно их проследить от площади с передачей корреляции на участках пересечения сейсмопрофилей или методом «стык в стык» при незначительном интервале разрывов в корреляции.
Однако следует отметить, что стратиграфическая привязка отраженных сейсмических горизонтов к конкретным продуктивным пластам разреза является приближенной из-за отсутствия точной скоростной характеристики разреза и ограниченной разрешающей способности регистрирующей сейсмической аппаратуры.
После того как была выполнена стратиграфическая привязка отражающих сейсмических горизонтов в породах неокома и нанесены на сейсмические профили основные продуктивные пласты верхов мегионской свиты (БВ8, БВ10, БВ6, БС10), было установлено, что на Нижневартовском своде пласт БВ8 приурочен к отражающему горизонту d1.8-1.9. Выше него в западной части Нижневартовского свода и в пределах Сургутского свода прослеживается отражающий горизонт d2 (dy), который отождествляется с пластом БС10. Отражающий же горизонт d1.8-1.9 постепенно погружается в западном направлении и затухает на Чумпасской площади, т. е. происходит замещение пласта БВ8 глинами.
Аналогичное поведение отражающего горизонта d2 отмечается в западной части Сургутского свода (Пойкинская площадь). Здесь пласт БС10 также замещается глинами.
Итак, участки погружения и затухания сейсмических отражающих горизонтов в отложениях мегионской свиты Среднего Приобья в совокупности с данными бурения указывают на фациальное замещение основных продуктивных пластов и на возможность картирования этих зон на обширной территории с помощью сейсморазведки МОВ и МОГТ.
В зонах фациального замещения основных продуктивных пластов верхней части мегионской свиты глинами открыт ряд литологически экранированных залежей нефти. Так, к границам фациального замещения пласта БС10 приурочены частично или полностью литологически экранированные залежи на Усть-Балыкском, Западно-Сургутском, Южно-Сургутском, Федоровском, Муравленковском, Майском, Коголымском, Карамовском месторождениях, пласта БВ10 на Самотлорском месторождении, пласта БВ8 на Повховском, Урьевском, Поточном, пласта БВ6 на Покачевском, Локосовском, Нонгъеганском, Ватьеганском месторождениях.
Очень интересные материалы получены по стратиграфии нижненеокомских отложений Среднего Приобья при изучении их методом МОГТ. В этой части разреза картируются аномально наклонные отражающие горизонты. Они образуют по вертикали вкрест простирания серию «чешуйчато» сменяющих друг друга границ протяженностью от 2-5 до 25 км. Некоторые исследователи относят эти наклонные горизонты к песчаным пластам ачимовской толщи [2, 4, 6].
По нашему мнению, они отражают особенности осадконакопления в условиях нижних частей подводных склонов выдвигавшихся в западном направлении дельт в мегионское время. Наклонные отражающие горизонты фиксируют положение склонов дельт в различные интервалы времени. Они наклонены в западном и северо-западном направлениях и простираются субмеридионально. Углы наклона составляют 1-5°. При этом максимальный наклон отмечается в средней части, затем идет сравнительно быстрое выполаживание в обе стороны к горизонту Б и перекрывающему отражающему горизонту. В плане они представляют собой серию моноклиналей субмеридионального простирания.
Сопоставление положения наклонных отражающих горизонтов на сейсмических профилях с данными бурения показало, что песчаные пласты ачимовской толщи параллельны как между собой, так и этим отражающим горизонтам. Следовательно, последние могут быть использованы для картирования песчано-алевритовых пород ачимовской толщи, характеризующихся весьма сложным и прихотливым распространением в плане и по разрезу (рис. 4). К этим отложениям приурочены литологически экранированные залежи нефти на Федоровском, Коголымском, Среднебалыкском, Урьевском, Поточном, Чумпасском и многих других месторождениях. При проведении поисково-разведочных работ на нефть в ачимовской толще следует учитывать эти особенности. В настоящее время поиски и разведка залежей там ведутся исходя из структурного плана по кровле отражающего горизонта Б. Последний не соответствует структурному плану по кровле ачимовской толщи, что приводит к неправильному заложению разведочных скважин и к искажению оценки нефтеносности отдельных залежей.
На основании изучения особенностей строения шельфовых отложений неокома Среднего Приобья удалось расчленить сейсмические разрезы неокомских отложений и привязать их к литолого-стратиграфическим единицам, что облегчает межрайонную корреляцию продуктивных пластов мегионской свиты.
Использование сейсмических материалов позволяет решить и другую весьма важную задачу - картирование зон фациальных замещений песчаноалевритовых пластов глинами с целью поисков литологически экранированных залежей. Она решается с помощью литологической и палеогеографической интерпретации особенностей строения сейсмических разрезов в совокупности с анализом данных глубокого бурения.
Для успешных поисков залежей нефти и газа неантиклинального типа в неокомских отложениях Западной Сибири необходимо использовать материалы сейсморазведки в комплексе с глубоким бурением. Здесь особое значение приобретают картирование синхронных стратиграфических границ и составление детальных палеогеографических карт по основным продуктивным пластам с максимально точным трассированием зон фациальных замещений. Одновременно составляются структурные карты по кровле соответствующих продуктивных пластов по данным сейсмостратиграфии и глубокого бурения. Палеогеографические и структурные карты совмещаются, и определяется положение зон и отдельных ловушек, благоприятных для поисков залежей нефти и газа неантиклинального типа. В случае необходимости целесообразно провести дополнительные детальные сейсморазведочные работы МОВ и МОГТ. После такого всестороннего анализа даются рекомендации по заложению поисковых и разведочных скважин.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины. Тюмень, 1976.
2. Биншток М.М. Геологическое строение неокома Среднего Приобья в связи с поисками литологических залежей нефти. - Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-мине- рал. наук. Тюмень, 1978, (ТИИ).
3. Мак-Брайд Е.Ф., Вейди А.Е., Воллебен Г.А. Дельтовые и связанные с ними отложения группы диффанта (поздний мел-палеоцен) бассейнов Паррас и Ла-Попа. - В кн.: Дельты - модели для изучения. М., 1979, с. 269-323.
4. Корнев В.А. Геолого-геофизическое обоснование поисков литологических и структурно-литологических залежей нефти в отложениях неокома Среднего Приобья. - Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-минерал. наук. Тюмень, 1980, (ТИИ).
5. Кулахметов Н.X., Мясникова Г.П., Ясович Г.С. Палеогеографические особенности размещения залежей углеводородов неантиклинального типа в мезозойских отложениях Западной Сибири.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978, вып. 132, с. 15-24.
6. Онищук Т.М., Наумов А.Л., Векслер Л.А. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской нефтегазоносной области. - Геология нефти и газа, 1977, № 6, с. 32-36.
7. Ясович Г.С., Мясникова Г.П., Барков С.Л. Палеогеографические критерии поисков залежей углеводородов неантиклинального типа в верхнеюрских и неокомских отложениях центральной части Западной Сибири. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1980, вып. 156, с. 6-16.
Поступила 15/XI 1982 г.
Рис. 1. Схематический продольный разрез дельтовой области.
1 - тонкое переслаивание глин, алевритов и песков; 2 - пески; 3 - песчаные и алеврито-глинистые осадки; 4 - алеврито-глинистые осадки; 5 - глины
Рис. 2. Временной сейсмический разрез Федоровской площади (по данным К.В. Курсиной, 1977 г.
Рис. 3. Геологический разрез пород неокома в Среднем Приобье.
1 - отражающие сейсмические горизонты; породы: 2 - битуминозные, 3 - песчано-алевритовые, 4 -глины
Рис. 4. Особенности строения ачимовской толщи (нижний неоком) на Чумпасской площади
а - структурная карта по отражающим горизонтам Б и dн (по данным Н.О. Поповой, 1979 г.); б - схема корреляции отложений ачимовской толщи; в - геологический разрез по линии I-I; 1 - линия геологического разреза; 2 - разведочные скважины; изогипсы: 3 - наклонного отражающего горизонта dн, м, 4 - отражающего горизонта Б, м; 5 - границы прослеживания горизонта dH; пласты: 6 - с установленной нефтеносностью, 7 - перспективные для поисков залежей нефти. Остальн. усл. обозн. см. на рис. 3