|
УДК 551.763.12.061.15(571.1) |
|
|
|
© E.M. Максимов, Ю.А. Тренин, Т.И. Романова, 1991 |
Строение и условия формирования ачимовской толщи Западно-Варьеганского месторождения
Е. М. МАКСИМОВ (ТюмИИ), Ю. А. ТРЕНИН, Т. И. РОМАНОВА (Тюменьгеология)
Западно-Варьеганское нефтяное месторождение расположено на одноименном поднятии, в пределах отрицательной структуры первого порядка (Ампугинской впадины). На площади пробурено около 60 поисковых и разведочных скважин. Залежи нефти выявлены в верхнеюрских и нижнемеловых отложениях, в пластах БВ10, Ач0, Ач1-Ач3, Ю1.
По кровле баженовской свиты (верхняя юра) в пределах месторождения наблюдаются три малоамплитудных, валообразно вытянутых в северо-восточном направлении поднятия, разделенных друг от друга неглубокими прогибами. Амплитуда поднятий составляет 20-30 м. Общее региональное погружение слоев происходит в северо-восточном направлении на 50-70 м (рис. 1).
На месторождении широко развита ачимовская песчано-алевритовая толща берриасского возраста, являющаяся одним из объектов нефтегазопоисковых работ в Западно-Сибирской НГП. В разрезе осадочного чехла она залегает на глубинах 2800-3000 м. Характерная ее особенность - полосовидное распространение коллекторов внутри глинистой толщи мегионской свиты. На Западно-Варьеганском месторождении ее общая мощность достигает 160-175 м (скв. 182, 185, 188, 199). К западу толща постепенно глинизируется и мощность ее сокращается до 23 м (скв. 226, 227).
От баженовской свиты ачимовская толща отделена маломощной пачкой (5-20 м) подачимовских глин, а сверху перекрыта надачимовскими глинами (очимкинской пачкой мегионской свиты). Песчаные пласты ачимовской толщи индексируются сверху вниз: Ач0, Ач1-Ач4, Ач5-6. Такое расчленение толщи на пласты и раздельное изучение показывают, что они не равнозначны по многим своим параметрам. Максимальную площадь развития коллекторов из числа продуктивных имеет пласт Ач3.
На временных сейсмических разрезах МОГТ ачимовская толща отчетливо выделяется в качестве клиноформного сейсмокомплекса с наклоном ее отражающих границ в западном направлении. На схеме корреляции пластов, построенной по данным стандартного каротажа скважин (рис. 2), также хорошо прослеживается наклонное (клиноформное) по отношению к кровле баженовской свиты залегание.
Строение разрезов ачимовской толщи можно подразделить на пять основных типов: 1) полностью глинизированный разрез; 2) однопластовый разрез с глинизированной верхней частью - песчано-алевритовый пласт мощностью до 70 м залегает на подачимовских глинах в непосредственной близости к баженовской свите верхней юры (скв. 190, 201, 231); 3) двухпластовый разрез - два песчано-алевритовых пласта, разделенные мощным глинистым интервалом (50-100 м, скв. 228); 4) многопластовый разрез - мощная толща (150-200 м) включает три и более песчано-алевритовых пласта, разграниченных хорошо выраженными глинистыми пачками (скв. 180, 181, 185 и др.); 5) однопластовый разрез с глинизированной нижней частью, где песчано-алевритовый пласт появляется вверху.
По результатам интерпретации каротажных диаграмм скважин построена карта суммарной мощности песчано-алевритовых пластов ачимовской толщи. Зона повышенной мощности (50-80 м) прослеживается в виде песчано-алевритового вала северо-восточного простирания (скв. 102, 105, 182 и др.) и в целом территориально совпадает с приподнятой частью Западно-Варьеганского месторождения. Зоны глинизации и минимальной мощности песчано-алевритовых пород (10-25 м) наблюдаются по обе стороны от песчано-алевритового вала, но они структурно не выражены в рельефе кровли баженовской свиты. График зависимости между абсолютной глубиной баженовской свиты и суммарной мощностью песчано-алевритовых пород ачимовской толщи, построенный по 50 скважинам, представляет собой довольно бесформенное поле точек, что свидетельствует об отсутствии прямых связей между современным структурным планом и образованием ачимовской толщи на Западно-Варьеганском месторождении.
По гранулометрической характеристике песчаники и алевролиты ачимовской толщи относятся к классу тонкозернистых (табл. 1). Средний медианный размер обломков (мм) по пластам составляет: Ач0 - 0,105, Ач1 - 0,118, Ач2 - 0,095, Ач3 - 0,097.
По минералогическому составу песчаники и алевролиты относятся к типу аркозовых: содержание кварца - 40-45, полевых шпатовых - 40-50, обломков пород (главным образом кислых эффузивов) - 12, слюды - 2-3 %. Цемент конформно-регенерационно-пленочный (5-8 %, иногда до 12), кварцево-хлоритовый, кальцит-кварцево-хлоритовый. Акцессорные минералы: гранат, циркон, апатит; аутогенные: лейкоксен, анатаз, барит, пирит. Размеры открытых пор 40-50 мк в поперечнике. Отсортированность и укрупнение обломочного материала возрастают вверх по разрезу. В скв. 197 в пласте Aч1 встречен прослой (0,8 м) конгломерата с глинистыми гальками размером до 2-5 см. Текстура песчаников горизонтально-слоистая, косослоистая, подчеркивается тонкими и тончайшими прослойками глинистого и углисто-слюдистого материала.
ФЕС песчаных пластов контролируются положением скважины (точки отбора) относительно осевой части песчано-алевритового вала (клиноформного комплекса); они ухудшаются в западном направлении в сторону глинизации песчаных пластов и улучшаются в восточном и юго-восточном и вверх по разрезу (см. табл. 1, 2). Невысокие коллекторские свойства ачимовской толщи объясняются преимущественно мелкозернистостью песчаников, преобладанием алевритовой фракции и карбонатностью цемента. Отмечается функциональная обратная связь между пористостью и проницаемостью с содержанием карбоната в породе.
Аргиллиты и глины в зоне песчано-алевритового вала образуют прослои мощностью до 2-10 м и более, темно-серые, гидрослюдисто-хлоритового и монтмориллонит-гидрослюдистого состава, слюдистые, алевритистые, тонко-горизонтально-волнисто-слоистые, с обильным углистым детритом (2-3 %). Частые тонкие прослойки алевролитов имеют мощность 1-5 мм, редкие отдельные прослои глинистых песчаников - 3-5 м и более. В скв. 202 в слоистых песчаниках отмечены текстуры оползания.
В зонах глинизации ачимовской толщи или же в прослоях глин большой мощности (10-20 м) аргиллиты темно-серые, черные, большей частью тонкоотмученные, слабослюдистые, массивные и однородные. Отмечаются вертикальные тонкие трещины, заполненные кальцитом, зеркала скольжения, обломки раковин и отпечатки пелеципод, аммонитов, чешуя рыб. Такие глины встречены, например, в скв. 186, 226. Эти глины характерны для более глубоководных условий осадконакопления. Мощность аргиллитов подачимовской пачки на Западно-Варьеганском месторождении 3-10 м. В скв. 180, 186, 228 они накапливались в более глубоководных условиях. Об этом свидетельствуют хорошая отмученность, битуминозность, микроскопические стяжения пирита, линзочки до 0,2 мм, обогащенные битуминозным веществом.
Залежи нефти ачимовского резервуара Западно-Варьеганского месторождения относятся к типам структурно-литологических и литологических, контролируются, во-первых, антиклинальными структурами и, во-вторых, зонами литологического замещения зонального и локального распространения (рис. 3).
Залежь Ач3 структурно-литологическая, приурочена к трем локальным поднятиям, на западе и востоке ограничена зоной глинизации (ухудшения) коллектора. ВНК на юге -2822 м, на востоке -2832 м, на севере -2848 м. Высота залежи в среднем составляет 47 м.
Залежь Ач2 имеет наибольшую площадь, выявлена на тех же локальных поднятиях. ВНК наклонен также на север и имеет отметки от -2783 до -2810 м. Высота залежи 37-57 м.
Залежь Ач1 литологическая, имеет незначительную площадь, выявлена на двух участках скв. 102, 181, 182 и др.
Залежь Ач0 также литологическая, обнаружена на юге месторождения на двух небольших участках: в районе скв. 102 и скв. 196 и 228.
Для прогнозирования залежей нефти и газа в ачимовской толще следует выявить закономерности распространения песчаных пород-коллекторов и разработать генетическую концепцию их образования. Перед формированием ачимовской толщи в течение нескольких миллионов лет (от кимериджа до середины берриаса) на территории большей части Западно-Сибирской плиты существовали глубоководно-морские условия: отлагались глауконитовые и битуминозные глины георгиевской, баженовской свит и подачимовской пачки в обстановке некомпенсированного седиментогенеза. Относительно условий образования собственно ачимовской толщи существуют две противоположные точки зрения на ее происхождение: мелководно-морское и глубоководно-морское. Первая гипотеза базируется на структурных и текстурных признаках осадочных пород и фаунистических данных, вторая - на принципе клиноформного (первично-наклонного) залегания пластов, т. е. концепции бокового заполнения некомпенсированного морского бассейна.
Тонкопараллельная и косая слоистость, хорошая отсортированность песчано-алевритовых пород, незначительное количество цемента конформно-регенерационного типа свидетельствуют о том, что пески и алевролиты накапливались в подвижной водной среде - в зоне действия волн, приливов и отливов моря. В то же время сейсмические разрезы и профили выравнивания (см. рис. 2) однозначно свидетельствуют о первично-наклонном формировании песчаных пластов - резервуаров ачимовской толщи: каждый песчаный пласт в поперечном разрезе изображается в виде линзовидного тела выпукло-вогнутой сигмоидной (S-образной) формы. Гранулометрические данные и каротажные диаграммы скважин подтверждают эту точку зрения: в западном направлении (в сторону глубокого моря) происходят постепенная глинизация коллекторов и сокращение их мощности. Эта (глубоководная) часть линзовидного песчано-алевритового пласта, согласно принятой терминологии, называется фондоформой, а противоположная (мелководная) - ундаформой. Для всех пластов характерно улучшение коллекторских свойств в направлении ундаформы и резкое замещение песчаников ундаформы глинистыми породами (см. рис. 2). Превышение ундаформы над фондоформой приблизительно будет равно глубине водного бассейна: для пласта Ач1 она равна 80, Ач2 - 100, Ач3 - 125 м. Расстояние на карте между фондоформой и ундаформой для пласта Ач1 составляет 30 км, для пластов Ач2 и Ач3 - 20 км. Следовательно, первичный наклон для пластов Ач1 в среднем равен 2,7 м/км, Ач2 - 5, Ач3 - 6,2, а углы наклона 0°9', 0°18' и 0°21’ соответственно.
Следует отметить, что в фондоформной части выпукло-вогнутых линзовидных пластов наклоны круче, чем в ундаформной, что хорошо видно на рис. 2. Логично предположить, что глинистые слои ачимовского клиноформного сейсмокомплекса имеют такие же, как и песчано-алевритовые пласты, линзовидно-сигмоидные формы, что можно доказать на сейсмических разрезах по отражающим границам, проходящим внутри глинистого разреза.
Таким образом, песчано-алевритовые пласты ачимовской толщи имеют в разных своих частях признаки как мелководных, так и глубоководных условий осадконакопления, что обусловлено первично-наклонным их образованием. Ундаформная часть пластов соответствует области седиментации условий морских отмелей, банок, аккумулятивных островов, баров и их мелководных склонов. Фондоформная же - области пологого глубоководного склона отмелей, баров и по существу представляет собой алеврито-глинистый шлейф в сторону открытого морского бассейна. Сюда сносились волновыми процессами тонкие алевритовые и глинистые частицы, находившиеся во взвешенном состоянии. В ундаформной части песчаные пласты ачимовской толщи не являются продолжением шельфовых пластов БВ8-10, а также образованиями оползней и свалов, лавинной седиментации у подножья склона шельфа, как утверждают некоторые исследователи [2, 3]. От вышележащих песчаных пластов БВ8-10 ачимовская толща достаточно надежно изолирована глинами очимкинской пачки мегионской свиты (см. рис. 3).
Ачимовская толща Западно-Варьеганского месторождения является лишь частью песчано-алевритового вала (полосовидного тела субмеридионального простирания, охватывающего ряд сопредельных площадей). К северу она протягивается на Южно-Вэнгапурскую площадь, к юго-западу - на Сардаковскую и Могутлорскую площади. На карте суммарных мощностей песчаных и алевритовых пород ачимовской толщи, построенной для территории Тюменской области, изображается шесть таких полосовидных песчано-алевритовых валов, проходящих соответственно через Конитлорское, Тевлинское, Варьеганское, Западно-Варьеганское, Северо-Варьеганское и Тагринское месторождения в субмеридиональном направлении. Ширина валов от 10-15 до 30 км, длина 400-500 км. Оси их в плане прямолинейны, лишь участками изгибаются дуго- и кулисообразно. Максимальные суммарные мощности песчаников и алевролитов в осевых зонах валов составляют 60-80 м. Все эти валы построены более или менее одинаково, т. е. клиноформно. Промежутки между ними заполнены глинами, имеющими также линзовидно-клиноформное залегание.
Исходя из приведенных данных, логично принять следующие основные положения для реконструкции условий образования ачимовского клиноформного комплекса.
1. К началу образования ачимовской толщи существовал некомпенсированный осадками морской бассейн.
2. Образование ачимовской толщи происходило в условиях трансгрессивно-регрессивной циклической седиментации, бокового заполнения бассейна осадками с востока, юго-востока и поэтапного отступления глубокого моря.
3. Каждый песчано-алевритовый вал формировался на регрессивном этапе седиментации, а глины, выполняющие пространство между валами,- на трансгрессивных. По количеству песчано-алевритовых валов можно насчитать всего шесть циклов. Если принять за продолжительность образования ачимовской толщи 3 млн. лет, то продолжительность одного трансгрессивно-регрессивного цикла будет составлять 500 тыс. лет.
4. По морфологической характеристике (полосовидные формы в плане), внутреннему строению (клиноформы) и гранулометрическим признакам (существенно алевролиты, тонкозернистые пески) песчано-алевритовые валы в генетическом отношении представляют собой образования региональных вдольбереговых морских баров, отмелей и побережий [1, 4]. Фронтальная часть региональных баров открывалась к морю и в глубоководной зоне завершалась алеврито-глинистым шлейфом-фондоформой. В тыловой их части находилась мелководная лагуна с нормальной соленостью, на которую в результате волновых движений мигрировали баровые острова и отмели (см. рис. 2). Этим объясняется резкое выклинивание ундаформной части песчаных пластов и улучшение коллекторских свойств в этом направлении.
5. Циклическая седиментация прервалась общей трансгрессией и отложением глинистой очимкинской пачки, повсюду перекрывающей ачимовскую толщу. Контакт между ачимовской толщей и очимкинской пачкой трансгрессивный, с возможными перерывами и размывами.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках.- М.: Мир.- 1977.
2. Наумов А.Л. К методике реконструкции рельефа для Западно-Сибирского седиментациоиного бассейна // Геология и геофизика.- 1977,- № 10.- С. 38-47.
3. Прогноз нефтегазоносности ачимовской толщи северной центриклинали Нижнепурского мегапрогиба / И.И. Нестеров, В.Н. Бородкин, В.Н. Высоцкий, Н.X. Кулахметов // Советская геология,- 1988.- № 11,- С. 5-13.
4. Селли Р.К. Введение в седиментологию.- М.: Недра.- 1981.
Lithofacies characteristic of the Achimov unit deposits is presented. Zones of the development of reservoir-rock lithotypes resulted from differing formation conditions are recognized. Recommendations have been made for reconstructing the formation conditions of the Achimov clinoform complex of the Zapadno-Varyegan field and adjacent areas and for carrying out geological exploration.
Таблица 1. Гранулометрическая характеристика песчаников и алевролитов ачимовской толщи
|
Скважина |
Число определений |
Гранулометрический состав (%) во фракциях (мм) |
Потеря от воздействия HCl |
Средний размер обломков, мм |
|||
|
0,25 |
0,25-0,1 |
0,1-0,01 |
<0,01 |
||||
|
Пласт Ач0 |
|||||||
|
196 |
5 |
1,5 |
45,7 |
46,3 |
6,5 |
0 |
0,105 |
|
Пласт Ач1 |
|||||||
|
182 |
4 |
0,5 |
30,4 |
51,4 |
14,1 |
3,5 |
0,095 |
|
188 |
1 |
1,5 |
47,8 |
36,5 |
8,3 |
5,9 |
0,117 |
|
197 |
1 |
5,8 |
60,3 |
27,8 |
6,1 |
0 |
0,143 |
|
Итого |
6 |
1,6 |
38,3 |
45,0 |
11,8 |
3,3 |
0,118 |
|
Пласт Ач2 |
|||||||
|
184 |
8 |
0,5 |
20,3 |
63,7 |
10,3 |
5,2 |
0,08 |
|
194 |
3 |
1,5 |
39,2 |
46,3 |
8,5 |
4,5 |
0,109 |
|
214 |
3 |
1,0 |
28,4 |
53,2 |
10,8 |
6,6 |
0,093 |
|
229 |
1 |
1,7 |
35,0 |
51,7 |
7,5 |
4,1 |
0,099 |
|
Итого |
15 |
0,8 |
26,7 |
57,3 |
9,9 |
5,3 |
0,095 |
|
Пласт Ач3 |
|||||||
|
188 |
1 |
0,5 |
33,8 |
48,0 |
15,7 |
2,0 |
0,098 |
|
194 |
5 |
0,5 |
33,8 |
52,6 |
10,2 |
2,9 |
0,095 |
|
Итого |
6 |
0,5 |
33,8 |
51,8 |
11,1 |
2,8 |
0,097 |
Таблица 2. ФЕС песчаников ачимовской толщи Западно-Варье ганского месторождения
|
Параметры |
Ач0 |
Ач1 |
Ач2 |
Ач3 |
|
Открытая пористость, % |
18,4 |
15,2-15,9 |
15-19 |
16,3-17,9 |
|
Проницаемость, 10-15 м2 |
7,9 |
1,3-5,6 |
0,5-2,0 |
0,3-1,9 |
|
Остаточная водонасыщенность, % |
47,1 |
44,4-57,3 |
50,3-62,8 |
61,7-69,2 |
|
Карбонатность, % |
1,2 |
4,2 |
1,6-6,1 |
1,1-3,9 |
Рис. 1. Структурный план Западно-Варьеганского месторождения.
Границы распространения пластов: 1 - Ач2, 2 - Ач3; BHK залежи: 3 - Ач2, 4 - Ач3; 5 - линия профиля; 6 - изогипсы кровли баженовской свиты; залежи: 7 - Ач2, 8 - Ач3; 9 - области глинизации ачимовской толщи
Рис. 2. Схема корреляции разрезов скважин Западно-Варьеганского месторождения по диаграмме ПС (профиль выравнивания по кровле баженовской свиты)
Рис. 3. Профиль по Западно-Варьеганскому нефтяному месторождению.
Пласты: 1 - нефтеносные, 2 - водоносные; 3 - глины