|
УДК 553.98.041:561.763.12(571.1) |
Неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения
Ю.Н. КАРОГОДИН (ИГиГ СО АН СССР). А.А. НЕЖДАНОВ (ЗапСибНИИгеофизика)
В настоящее время фонд антиклинальных ловушек УВ на территории Западно-Сибирской НГП практически исчерпан. Большинство крупных поднятий не только выявлены сейсморазведкой, но и изучены глубоким поисково-разведочным бурением на базисные - неокомский и верхнеюрский продуктивные комплексы.
Вместе с тем оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата свидетельствует, что УВ-потенциал там остается высоким. Однако эти ресурсы приурочены главным образом к залежам литологического и стратиграфического типов. Данные о клиноформном строении неокомских отложений [3, 4 и др.] позволяют считать их высокоперспективными.
Установление полосообразного распространения песчаных резервуаров, каждый из которых на востоке раскрывается благодаря опесчаниванию глинистой покрышки, а на западе, в глубоководной части палеобассейна, глинизируется, дало возможность более обоснованно прогнозировать ловушки УВ литологического типа. Открытие ряда таких залежей (Восточно-Тарасовское месторождение, пласт БП14; Заполярное, БТ11-12; Уренгойское БУ16 и др.) по рекомендациям А.Л. Наумова, Т.М. Онищука [3] и их последователей, использовавших клиноформную седиментационную модель, подтвердили ее правомерность.
Вместе с тем трассирование линий выклинивания пластов-коллекторов по редкой сети скважин приводило к росту объемов непродуктивного бурения, так как точность прогноза песчаных тел оставалась невысокой. Достоверность таких построений повысилась благодаря использованию сейсморазведки MOB и МОГТ [3, 4 и др.]. Однако в большинстве случаев детализируются уже выявленные бурением литологические залежи УВ. Прогноз неантиклинальных ловушек в неокомских отложениях для постановки поискового бурения, несмотря на отдельные положительные результаты, не проводится. Это обусловлено главным образом сложностью указанной проблемы, для решения которой необходимо объединить усилия нескольких отраслей - нефтегазовой геологии, стратиграфии, литологии, седиментологии, сейсмического метода полевой геофизики. Наиболее эффективным для ее реализации видится новое направление нефтяной литмологии, в частности, сейсмолитмология [1, 2 и др.].
Представление о клиноформном строении неокомского продуктивного комплекса определенным образом изменило мнение о закономерностях пространственного размещения залежей УВ в нем. Некоторые исследователи считают, что вследствие косослоистости неокомского комплекса должна снизиться оценка его потенциальных ресурсов [5]. Такой вывод не обоснован ни фактическим материалом о распространении песчаных резервуаров, ни теоретическими представлениями о формировании ловушек и залежей УВ. При субгоризонтальной модели отложений неокома перспективы выявления литологических и антиклинальных залежей на малоамплитудных поднятиях крайне низкие. Даже незначительные тектонические подвижки привели бы к разрушению залежей в таком резервуаре, имеющем высокую степень гидродинамической однородности.
При зональном же распространении резервуаров перспективы обнаружения ловушек и залежей УВ неантиклинального типа значительно выше, так как каждый песчаный пласт-резервуар имеет самостоятельную линию - зону глинизации. Наличие ловушек не только с односторонней (западной) глинизацией, но и с двухсторонней позволяет говорить о высоких перспективах об-наружения новых крупных залежей УВ литологического типа в неокомском нефтегазоносном комплексе Западной Сибири.
Следует также отметить, что выявление скоплений нефти в ловушках литологического типа, например в пластах БС10-12 Сургутского, БВ0-7 Нижневартовского и других районов, наличие залежей УВ пластового сводового типа в нижних покровных пластах делает вопрос о снижении нефтегазоносного потенциала неокомского комплекса чисто риторическим. Переход нижнего покровного пласта в глубоководную зону приводит к изменению литолого-фациального состава вышележащих образований: высокие коллекторские свойства, покровное распространение и надежное глинистое перекрытие характерны для резервуара, залегающего над нижним заглинизированным пластом. Этим и объясняется резкая фациальная дифференциация неокомских отложений, обусловленная клиноформным строением. Поэтому выделение резервуаров, объединяющих ряд продуктивных пластов [5], не имеет практического смысла, так как у каждого из них отмечаются свои пространственно разобщенные линии глинизации. Их положение и контролирует размещение литологических залежей УВ в отдельных пластах. Распространение сводовых залежей также более сложное, чем полагают О.М. Мкртчян и др. [5]. Они связывают отсутствие залежей в пластах БВ0-3 западной части Нижневартовского района с ухудшением глинистых покрышек. Однако восточнее, где песчанистость разрезов еще выше, эти пласты содержат залежи нефти (Северо-Покурское, Ватинское, Тюменское, Варьеганское, Ванъеганское месторождения).
Хотя тенденция приуроченности залежей УВ к зонам развития надежных глинистых покрышек установлена, в пределах многозалежных месторождений она нарушается, и залежи контролируются маломощными локальными покрышками. Обнаружение ряда таких месторождений только в последние годы (Комсомольское, Северо-Губкинское, Губкинское, Верхнеколикъеганское) позволяет заключить, что вывод о наличии ограниченных ареалов продуктивности [5] - следствие низкой изученности неокомского комплекса бурением. Об этом свидетельствует и открытие залежей нефти и конденсата в волжско-берриасских отложениях на северо-востоке (Лодочная, Сузунская, Тогульская, Русскореченская, Тогульская, Харампурская площади) и в готерив-барреме на западе провинции (Приобское, Эргинское месторождения), где в глинах фроловской свиты распространение песчаных пород ранее не предполагалось.
Вместе с тем в изучении строения неокомских отложений существует ряд нерешенных проблем, связанных главным образом с неоднозначностью корреляции песчаных пластов. Так, пласт БС10 сопоставляется с БВ0 и АВ8, БП7 и БП5. О.М. Мкртчян и др. [5], разделяя и развивая представления А.Л. Наумова, Т.М. Онищука и других, синхронизируют пласты БС10, БП11 и БУ14, в то время как большинство исследователей, опираясь на палеонтологические данные и скважинную корреляцию, параллелизуют пласты БС10, БУ10 и БП7. Такие противоречия объясняются недостатком материалов для однозначной корреляции и несовершенством методики исследования. Все это порождает ошибки при трассировании границ песчаных тел и прогнозе литологических ловушек.
Рассматривая детальную стратификацию пород неокома, следует остановиться на принципах индексации песчаных тел. Используемая до настоящего времени практика выделения порайонных групп продуктивных пластов в скважинах-стратотипах нуждается в изменении. В связи с клиноформностью разреза неокома песчаные пласты, залегающие в его нижней части (ачимовская толща), прослеживаются на очень ограниченные расстояния, а в верхах его имеют преимущественно континентальный генезис и формировались в зоне мотогенеза, т.е. транзита большей части терригенного материала в седиментационный бассейн. Поэтому синхронные им осадки, откладывающиеся в конечном водоеме стока (море), имеют большую стратиграфическую полноту и значительную мощность, а песчаные пласты этой зоны по морфологии отличаются от пластов в континентальных разрезах. В связи с этим к западу от скважины-стратотипа появляются новые пласты, а песчаные пласты ачимовской толщи не прослеживаются уже в 5-10 км к западу от нее.
Например, на Комсомольском месторождении, расположенном к западу от Губкинского, где выбраны стратотипы пластов АП и БП (скв. 38, 41), выделяется несколько самостоятельных пластов БП7 и БП8, индексируемых БП71, БП72а, БП72Б, БП73, БП81, БП82, БП83. Почти в каждом из них содержатся залежи УВ. Вместе с тем пласты ачимовской толщи Губкинского месторождения до Комсомольского не дотягиваются, выклиниваясь восточнее. Корреляция этих разрезов осуществлена по скважинам с использованием данных сейсморазведки. Аналогичный пример можно привести и по Сургутскому нефтегазоносному району.
В скв. 540 Усть-Балыкского месторождения в стратотипе пластов группы БС пласты БС11-13 являются локальными прослоями, входящими в состав продуктивного комплекса, индексируемого восточнее БС10. Ачимовская толща (пласты БС16-22) стратотипа представляет собой отложения подводно-оползневой зоны, синхронной осадкам как пласта БС10, так и мелководно-морского покровного пласта, индексируемого на Восточно-Сургутском месторождении БС11 (рис. 1, а, б). То же отмечается и по другим нефтегазоносным районам.
В скважинах-стратотипах в качестве самостоятельных пластов были выделены песчаные прослои, площадное распространение и устойчивость которых не оценивались. Если на начальных этапах изучения Западной Сибири такой подход был оправдан, то сейчас необходима общая региональная система индексации и корреляции песчаных тел. Оптимальным, а, может быть, и единственно возможным путем ее создания является использование системного (системно-литмологического) подхода к выделению породно-слоевых ассоциаций по комплексу геолого-геофизических методов, включая региональную и площадную сейсморазведку MOB и МОГТ. При этом породно-слоевые ассоциации рассматриваются как целостные системы (циклиты, парахронолиты). Методика системно-структурного анализа и правила выделения описаны ранее [2 и др.].
На современной стадии изучения неокомского осадочного комплекса с использованием данного подхода представляется возможным выделение в его составе 29 (28-30) зональных циклитов (зонциклитов) прогрессивно-регрессивного строения (рис. 2). Каждый из них в мелководно-морской зоне содержит прогрессивную (трансгрессивную) глинистую пачку с базальными песчаными слоями, перекрываемую сложно построенным песчаным пластом. В других фациальных зонах структура и состав циклитов меняются, но в любой из зон они отражают направленное трансгрессивно-регрессивное развитие седиментационного бассейна. В мелководной зоне базальные слои, залегающие в основании глинистых пачек трансгрессивной части циклитов, представлены маломощными (не более 1-1,5 м) песчаниками, характерные черты которых - неравномерное, пятнистое распределение обломочного и глинистого материала, обусловленное биотурбацией, наличие раковин двустворок, реже - остатков белемнитов, аммонитов, криноидей. Мощности базальных слоев увеличиваются в восточном направлении.
Глинистые (прогрессивные) пачки сложены тонкоотмученными и алевритистыми глинами, с маломощными прослоями песчаников и алевролитов, остатками пиритизированных водорослей, углистым детритом, сравнительно редкими биофоссилиями, их мощность 10-30 м. Песчаные пласты мелководной зоны имеют сложное строение. Они представлены мелко-среднезернистыми песчаниками со средней и хорошей сортировкой обломочного материала, закономерно возрастающей в средней или верхней части пласта. Мощность песчаной части зонциклитов в мелководно-морской зоне колеблется от 0 до 30-40 м. В восточном направлении мощности глинистых пачек сокращаются, они опесчаниваются. В верхних, регрессивных частях циклитов в континентальных условиях отмечался перерыв в седиментации, обусловленный транзитом терригенного материала. В западном направлении, при переходе от мелководных обстановок к глубоководноморским, мощности зонциклитов (особенно их верхней, регрессивной части), резко возрастают. Общая мощность циклита может достигать здесь 350-400 м. К центру бассейна происходит глинизация его и мощность не превышает первых метров, а далее, на запад, сокращается практически до нуля.
Индексация зонциклитов с использованием географических названий громоздка. Поэтому предлагаем использовать буквенно-цифровую систему их индексации: K.l, K.2, ..., К.30, где К указывает возраст, а порядковый номер, определяет их положение в разрезе от древних отложений к более молодым (см. рис. 2). Например, пласту БС10 Сургутского района отвечает зонциклит К.15. Он состоит из двух гемициклитов. Нижний - глинистая пачка, выделяемая в Сургутском районе под названием савуйская (Г.С. Ясович), верхний - соответствует пласту БС10 (см. рис. 1, а). В северном направлении зонциклит К.15 сохраняет аналогичное строение и в Губкинском районе включает пласт БП7, в Уренгойском - БУ10. Вышележащий зонциклит К.16 в Сургутском районе отвечает чеускинской пачке (нижний, трансгрессивный гемициклит) и пластам БС8-9. В Губкинском и Уренгойском районах зонциклит имеет такую же структуру и включает пласты БП5-6 и БУ8-9.
Каждая из описанных выше зон имеет характерную картину сейсмической записи. Восточным - субконтинентальной и мелководно-морской - отвечают плоскопараллельные и полого-холмистые сейсмофации; зоне максимальных мощностей, соответствующей переходу в глубоководные условия, присущи клиноформные (сигмоидные, тангенциальные, холмистые и др.) конфигурации осей синфазности, глубоководным условиям - пологонаклонные и холмистые отражения (см. рис. 1, б), По сопоставлению результатов бурения, ГИС и сейсморазведки MOB и МОГТ представляется, что границы зонцикли-тов маркируются интенсивными отражениями большой протяженности, что позволяет выделять эти литмостратиграфические единицы по сейсморазведочным данным (т. е. сейсмоциклиты). Предложенная система индексации зонциклитов может использоваться и при их установлении по сейсморазведочным данным с более дробным цифровым обозначением мелких отражающих границ, подчеркивающих внутреннюю структуру зональных сейсмоциклитов. Комплексное геолого-геофизическое выделение, прослеживание и картирование сейсмоциклитов, отождествляемых с породно-слоевыми ассоциациями (системами с направленно изменяющимися свойствами),- наиболее актуальная задача нефтегазовой геологии Западной Сибири. На региональном этапе таких работ необходимо уточнять корреляцию и синонимику зонциклитов. Картирование их мощностей с визуальной и количественной оценкой внутреннего строения по характеру сейсмической записи и данным бурения единичных скважин позволит определить участки для постановки детализационных, площадных сейсморазведочных работ с целью поисков литологических залежей УВ как в новых, не изученных бурением потенциально нефтегазоносных районах, так и за пределами крупных положительных структур в зонах промышленной нефтегазоносности.
В настоящее время в Западной Сибири актуальная задача - оценка нефтегазоносного потенциала по каждому из зонциклитов, которые являются и зональными продуктивными комплексами. Первоочередная задача - составление, обсуждение и осуществление комплексной целевой программы литмологических исследований каждого зонального комплекса. Это будет залогом ускоренного поиска скоплений УВ с оптимальными материальными и интеллектуальными затратами.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Карогодин Ю.Н. Принципы организации и основа развития понятийно-терминологической базы нефтяной сейсмолитмологии. // В кн.: Методологические проблемы геологии нефти и газа и их связь с практикой.- Новосибирск.-1986.-С. 235-269.
2. Кунин Н.Я. Сейсмолитмология, ее объект, предмет, цели и задачи. // В кн.: Системные исследования в геологии каустобиолитов. - М.- 1984.- С. 6-13.
3. Наумов А.Л., Онищук Т.М., Дядюк Н.П. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири. // Геология нефти и газа.- 1979.- № 8.- С. 15-20.
4. О возможности выделения сейсморазведкой литологических ловушек в неокомских отложениях севера Западной Сибири //А.Е. Иващенко, Т.М. Онищук, А.Л. Наумов, В.Г. Смирнов // Геология и геофизика.-1980.- № 12.- С. 117-122.
5. Особенности строения и нефтегазоносности неокомского комплекса Западной Сибири / О.М. Мкртчян, В.Е. Орел, С.И. Филина, Э.М. Пуркина. // Геология нефти и газа.-1986.- № 11.-С. 1-8.
Рис. 1. Палеогеологический (а) и сейсмогеологический (б) разрезы неокома Южно- и Восточно-Сургутского нефтяных месторождений
1 - границы и индексы зонциклитов; 2 - песчаные пласты; 3 - битуминозные глины баженовской свиты (принята за поверхность выравнивания): 4 - индексы пластов по скважине-стратотипу; 5 - индексы пластов, используемые в практике нефтегеологических построений; 6 - индексы, предлагаемые для обозначения песчаных тел ачимовской толщи; 7 - промыслово-геофизические разрезы скважин (слева - кривая ПС, справа - сопротивлений); 8 - границы сейсмозонциклитов; 9 - границы неокомского сейсморегиогемициклита; месторождения: УБ - Усть-Балыкское, О-Омбинское, ЮС-Южно-Сургутское, ВС -Восточно-Сургутское
Рис. 2. Принципиальная схема строения и индексации зонциклитов волжско-неокомского региоциклита Западной Сибири
1 - стратиграфические несогласия; 2 - песчаные пласты (вверху) и глины; 3 - битуминозность; свиты, отвечающие прогрессивной (трансгрессивной) части региоциклита: А - яновстанская, Б - марьяновская (верхняя часть), В-баженовская, Г - тутлеимская, Д - мулымьинская