К оглавлению	УДК 550.834(571.16)
	© КОЛЛЕКТИВ АВТОРОВ, 1990

Опыт комплексного сейсмофациального анализа данных МОГТ и КМПВ

Р.В. БЕЛОВ, Н.И. КАРАПУЗОВ, В.А. КОНДРАШОВ, В.П. МЕЛЬНИКОВ (Томскнефтегазгеология)

В настоящее время в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты на 17 площадях получены притоки нефти из верхней части палеозойских образований, в ряде случаев весьма крупные (Останинская, Южно-Табаганская, Арчинская, Урманская, Верхнетарская и др.).

Однако до сих пор остаются неясными закономерности распределения коллекторов и залежей УВ и отображения их в геофизических полях.

Трудности изучения верхней части палеозоя сейсморазведкой (метод ОГТ) связаны со сложным характером волнового поля отраженных волн. Его основные особенности заключаются в интерференции однократно отраженных, дифрагированных и боковых волн, в наличии отражений как от стратиграфических, так и тектонических границ, в сильном влиянии на динамику и кинематику отраженных волн геометрических и физических неоднородностей незеркальной поверхности палеозоя. В связи с этим представлялось целесообразным опробовать нетрадиционные способы интерпретации данных ОГТ в комплексе с другими методами, в частности КМПВ.

Настоящая работа выполнена по материалам опытно-методических исследований, полученным в Томском геофизическом тресте, с целью уточнения геологического строения Северо-Останинского месторождения нефти.

Северо-Останинская площадь подготовлена и сдана под бурение в 1978 г. В структурном отношении по горизонту Ф₂ (подошва юры) она представляет собой тектонический блок северо-западного простирания в зоне сочленения северо-восточной части Межовского срединного массива и Васюган-Пудинского инверсионного антиклинория (рис. 1). Сетью тектонических нарушений субмеридионального и северо-западного направлений Северо-Останинский блок разбит на серию мелких блоков, создающих мозаичную картину строения поверхности доюрских образований. Причем превалирующим направлением нарушений является северо-западное. В общем плане оно создает ряд узких вытянутых зон, различающихся по литологии пород доюрского основания. Сопутствующие нарушения имеют преимущественно ортогональные к ним направления (т. е. северо-восточные).

К настоящему времени на площади пробурено 15 глубоких поисково-разведочных скважин. Данные бурения позволили установить зональность распределения блоков с различным вещественным составом доюрских образований. Смена зон наблюдается в северо-восточном направлении, простирание же структурно-литологических зон строго северо-западное. Отложения доюрских образований представлены довольно значительным набором разностей: серыми, темно-серыми трещиноватыми органогенными известняками, глинисто-кремнистыми породами (скв. Р-4, Р-15, Р-16), средне- и крупнозернистыми кавернозными доломитами (Р-3, Р-5, Р-7, Р-11), глинисто-карбонатными породами зеленовато-серого цвета с прослоями доломитистых известняков (Р-12, Р-14), темными мелкозернистыми глинистыми органогенными известняками с примесью микроорганизмов, глинисто-кремнистыми породами (Р-2, Р-8, Р-9, Р-13), черными, темно-серыми крепкими глинистыми сланцами (Р-1), переслаиванием черных известняков с глинисто-кремнистыми породами (Р-6). Зоны распространения указанных разностей, по-видимому, контролируются границами тектонических блоков. Нефтегазовая залежь с промышленным дебитом нефти вскрыта скв. Р-3, Р-5, Р-7 в центральной части площади в узком линейно-вытянутом клинообразном блоке субмеридионального простирания. Сужение блока идет в северном направлении (к скв. Р-9), ширина в основании клина до 3,5 км.

Сейсмофациальный анализ временных сейсмических разрезов по форме записи отраженных волн позволил выделить в палеозойском этаже в первом приближении три типа волновых картин. Смена их наблюдается в направлении с юго-запада на северо-восток, простирание же - субмеридиональное, т. е. практически отвечает тектонической зональности площади. Первый тип выделен в центральной части площади (рис. 2, а). В зону его распространения попадают скв. Р-3, Р-5, Р-7, Р-14. Для этого типа характерно присутствие непосредственно под отраженной волной Ф₂ двух относительно низкочастотных волн с временным интервалом между экстремумами до 40 мс. Обе волны динамически выразительны, но характеризуются некоторыми отличиями: если верхняя волна хорошо выражена и явно отвечает зеркальной отражающей границе, то у нижней нет четких осей синфазности, что свидетельствует о смене физических свойств и «шероховатости» границы. Природа волны неясна. Скв. Р-3, Р-5, вошедшие в отложения доломитов, содержащих залежь УВ, не дошли даже до границы, с которой связывается первая волна. Аналогична ситуация и по скв. Р-14, вскрывшей доломитизированные известняки. Таким образом, для первого типа волновой картины характерна косвенная связь рисунка сейсмической записи с наличием в разрезе доломитов, содержащих промышленную залежь УВ. Поэтому выделенный в западной части площади второй участок со сходной волновой картиной прогнозируется как зона вероятного развития доломитов, перспективных в нефтегазоносном отношении. С севера и запада этот участок не ограничен из-за отсутствия сейсморазведочных работ.

Второй тип волновой картины развит в зоне, разделяющей вышеуказанные участки, и к востоку от первого (рис. 2, б). Для него характерна прерывистая сейсмофация с участками хаотичной ослабленной записи. В литологическом отношении она коррелируется с зонами распространения глинисто- и кремнисто-карбонатных пород, переслаивающихся с известняками (Р-6, Р-8, Р-4, Р-2, Р-15).

Третий тип волновой картины наблюдается на севере площади. Для него характерно наличие под границей Ф₂ в интервале до 250 мс многофазной динамически хорошо выраженной записи (рис. 2, в). Эта зона увязывается с глинизацией палеозойского разреза (Р-9, Р-12).

Таким образом, сейсмофациальный анализ временных сейсмических разрезов позволяет локализовать зону с доказанной нефтегазоносностью по первому типу волновой картины на временных разрезах МОГТ. Одновременно намечен новый участок с подобным рисунком сейсмической записи, который можно рекомендовать к дальнейшим поисковым работам. Для повышения надежности прогноза были привлечены материалы площадных исследований КМПВ. Сопоставление построенной по данным КМПВ карты графиков граничных скоростей с контурами зон различного типа рисунка сейсмической записи показывает хорошую корреляцию первого типа скоростей, а второго и третьего - с пониженными значениями.

Намеченные зоны как с уже установленной, так и возможной нефтегазоносностью довольно обширны по площади, и, естественно, строение их не может быть однородным. В связи с этим возникает задача локализации нефтеперспективных участков в их пределах. Для ее решения информативной оказалась карта градиентов граничных скоростей. Она позволила выделить и локализовать несколько участков поверхности границы Ф₂, характеризующихся граничной скоростью 6,8- 7,4 км/с. Четыре из них разбурены скв. Р-3, Р-5, Р-7 и Р-11, которыми вскрыты отложения доломитов. В трех получен приток нефти и газа, а в четвертой (Р-11), расположенной на границе контура участка, - высокодебитный приток воды. Возможно, что и остальные участки локализации высоких значений граничных скоростей могут быть связаны с наличием в разрезе доломитов.

Таким образом, комплексирование результатов сейсмофациального анализа разрезов ОГТ и КМПВ совместно с данными бурения повышает надежность решения задачи локализации указанных литологических особенностей верхней части палеозойских образований.

На исследуемой территории зоны доломитизации в плане располагаются в виде двух цепочек, протягивающихся в северо-западном направлении вдоль склона Пудинского мегавала. Дополнительный анализ временных сейсмических разрезов позволил установить, что в верхней части разреза палеозойского этажа по особенностям волнового поля можно выделить участки записи, характерные для рифовых сейсмофации. Выделенные рифовые сейсмофации в плане практически совпадают с участками доломитизации разреза (первый тип). Кроме того, их наличие подтверждается обилием органики в кернах пород и переслаиванием известняков с кремнисто-глинистыми, глинистыми, карбонатно-глинистыми образованиями в краевых частях предполагаемых рифов, весьма характерными для подобных построек.

Сопоставление и анализ имеющихся материалов позволяют выдвинуть гипотезу о возможной связи залежей УВ в пределах исследуемой площади с рифовыми фациями. Поскольку явно выделяются две линейные системы, окаймляющие с запада данный участок Пудинского мегавала, можно предположить наличие здесь органогенных построек барьерного типа.

Результаты анализа совпадают с выводами ряда исследователей [1-4]. По этим данным, рассматриваемая территория в среднем палеозое представляла собой нормальноморской относительно мелководный бассейн. Рельеф дна моря был неоднородным и разделялся на вытянутые депрессионные (иловые впадины) и приподнятые отмельные зоны. Все это, вероятно, способствовало развитию линейных и одиночных рифов на границах указанных зон, а также одиночных рифов внутри отмельных зон. Также благоприятным фактором образования рифов является область перехода отложений чехла срединного массива к геосинклинальным комплексам.

Выделенные зоны предположительно рифовых сейсмофаций представляют практический интерес для проведения детальных работ с целью поисков залежей УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Афанасьев Ю.Т., Коваленко Е.Г., Погорелов Б.О. К проблеме поисков глубоко погруженных рифов в Среднем Приобье и на севере Западной Сибири // В кн.: Термобарические условия и геологоразведочные работы в сверхглубоких депрессиях. - М.: Наука, - 1981. - С. 80-87.

2. Кондратов В.А., Канарейкин Б.А., Карапузов Н.И. Общие черты геологического строения доюрских образований восточной части Нюрольского осадочного бассейна // Новосибирск. Труды СНИИГГиМС. - 1978. - Вып. 266. - С. 10-16.

3. Органогенные постройки среднего палеозоя Западной Сибири // В.И. Краснов, С.А. Степанов, В.И. Биджаков и др. Новосибирск. Труды СНИИГГиМС. - 1980. - С. 38-51.

4. Степанов С.А. Закономерности в распределении литофаций карбонатного девона юго-восточной части Западно-Сибирской плиты по данным глубокого бурения // В кн.: Палеоэкологический и литолого-фациальный анализы для обоснования детальности региональных стратиграфических схем. - Новосибирск: Изд. СНИИГГиМС. - 1986. - С. 83-90.

Abstract

An interesting example is given regarding the combined seismic facies analysis of CDPM and CMRW data aimed at predicting geologic section. By rather a simple means, it has been possible to accomplish zonal predictions of oil prospective sediments and to suggest hydrocarbon trap type. The obtained results are especially important because hypothetical organic buildups are confined to the upper part of the Paleozoic in West Siberia, a major petroliferous region of the USSR.

Рис. 1. Структурная карта Северо-Останинской площади по горизонту Ф₂ (подошва юры);

1 - изогипсы отражающего горизонта, м; скважины: 2 - не вскрывшие залежь, 3 - вскрывшие залежь; 4 - тектонические нарушения; зоны; 5 - различных типов сейсмической записи, 6 - нефтегазоперспективные

Рис. 2. Пример волновых картин в зоне рифов:

1- тектонические нарушения, 2 - рифовые сейсмофации