К оглавлению журнала

УДК 551.26.036(571.122)

©Н.Ф. Чистякова, А.Г. Малых, В.К. Третьяков, 1994

УСЛОВИЯ НАКОПЛЕНИЯ ПЕСЧАНИКОВ И НЕФТЕНОСНОСТЬ ОТЛОЖЕНИЙ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ МАНСИЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ

Н.Ф. ЧИСТЯКОВА (ТюмИИ), А.Г. МАЛЫХ (ЗапСибНИГНИ), В.К. ТРЕТЬЯКОВ (ГГП Хантымансийскнефтегазгеология)

Отложения апт-альбского возраста центральной части Мансийской синеклизы (викуловская свита, пласты BK1 и ВК2-3) представляют интерес в качестве нового объекта промышленных скоплений углеводородов.

Осевая зона Мансийской синеклизы, имеющая северо-восточное направление, проходит через вершину Красноленинского свода. В разрезе нижнемеловых отложений этой зоны выделяют существенно глинистые породы фроловской свиты (берриас - нижний апт), песчано-алевритовые разности викуловской свиты (верхний апт - низы альба) и глинистую толщу ханты-мансийской свиты (альб).

По литологическим особенностям викуловскую свиту подразделяют на две подсвиты: верхнюю -существенно алеврито-песчаную и нижнюю - песчано-алевритоглинистую. Главный продуктивный горизонт - пласт BK1 в кровле викуловской свиты, являющийся типичным базально-трансгрессивным природным резервуаром. Он сформировался в процессе региональной альбской трансгрессии, приведшей к накоплению глинистой толщи - нижней подсвиты ханты-мансийской свиты. Глинистая ханты-мансийская свита, служащая региональной покрышкой залежей, имеет нефтематеринский потенциал, который подтвержден качественными и количественными характеристиками битумоидов этих глин, высокой степенью метаморфизма РОВ в данном районе (до MK1), сходством характера молекулярно-массового распределения н- и изоалканов в битумоидах пород ханты-мансийской свиты и нефтях пласта BK1 на Каменном месторождении.

Для детального анализа условий накопления песчаников в верхней части викуловской свиты построены карты общих толщин, суммарных толщин проницаемых пропластков и песчанистости горизонта BK1 для Каменного и Ем-Еговско-Пальяновского месторождений (рис. 1).

Нефтяная залежь в пласте BK1 на Каменной площади контролируется куполовйдным поднятием, объединяющим несколько разноориентированных локальных структур: Кальмановскую, Ай-Торскую, Каменную, Среднекаменную, Сеульскую Южно-Каменную. Карта общих толщин пласта BK1 отражает сложную систему изометрических, субширотных и субмеридиональных максимумов и минимумов (рис. 2). Максимальные значения толщин изменяются в интервале 19-28 м; минимальные - 13-18 м. Наиболее контрастный минимум 9-14 м выделен на вершине Каменного локального поднятия. В целом по Каменной площади отмечается тенденция увеличения общей мощности пласта от сводов к крыльям локальных поднятий. На карте суммарных толщин проницаемых песчаных пропластков наблюдаются значительные, а местами и резкие колебания значений - от 5 до 24 м (рис. 3). Изолинии фиксируют субмеридионально ориентированные максимумы и минимумы. Суммарная мощность проницаемых песчаных пропластков увеличивается от сводов к крыльям и периклиналям локальных поднятий. Это изменение согласуется с увеличением общей мощности пласта BK1 от сводов к крыльям положительных структур.

На карте песчанистости пласта BK1 Каменного месторождения видно, что данное куполовидное поднятие (структура II порядка) окаймляется с запада, востока и частично с юга изолиниями 100%. На востоке и юге изолиния 100% прослеживается вблизи ВНК Каменной залежи. На северном окончании Каменной залежи изолиния 100% не замыкается. Таким образом, залежь, приуроченная к Каменному поднятию, находится внутри зоны неоднородного строения пласта BK1, где песчанистость изменяется от 100 до 40%. Изменение песчанистости залежи Каменного поднятия контролируется локальными поднятиями.

Выполненные построения показывают, что распределение песчанистости в пределах Каменного поднятия определяется наличием двух факторов: регионального и локального.

В региональном плане, песчанистость увеличивается как в западном, так и восточном направлениях - от центра Каменного куполовидного поднятия. Это отражает влияние двух источников сноса обломочного материала - Приуральского и Среднеобского.

В локальном плане отмечается тенденция уменьшения песчанистости на вершинах и ее увеличения на крыльях палеоподнятий, игравших роль прибрежных отмелей в зонах действия приливно-отливных волн. В результате воздействия последних песчаный материал сносился с вершин на пологие склоны поднятий дна бассейна. Более тонкоотмученные алевритоглинистые частицы относились дальше и оседали в зонах локальных межкупольных понижений.

Характер кривых ПС, фиксирующих количество максимальных значений амплитуды ПС, позволяет выделить три типа строения пласта BK1, отражающих качественную связь между песчанистостыо пласта и степенью его однородности: 1) в разрезе присутствует один максимум ПС, пласт индексируется как однородный, монолитный песчаник; 2) в пласте отмечаются два высокопроницаемых пропластка; 3) пласт расчленен на три и более (до 5-6) высокопроницаемых пропластка.

Анализ распространения зон развития этих трех типов в пределах пласта BK1 Каменной площади показал, что песчаники 1-го типа преобладают на участках, где коэффициент песчанистости достигает 80-100%, а зоны распространения песчаников 3-го типа пространственно тяготеют к депрессиям, заливообразным понижениям, седловинам между локальными вершинами, где песчанистость варьирует в широких пределах, но обычно ниже 60-70%. Песчаники 2-го типа не имеют отчетливой связи с величинами песчанистости пласта BK1.

Подобные построения, были проведены и для Ем-Еговско-Пальяновского месторождения. Ем-Еговское поднятие имеет в плане форму купола, оконтуриваемого изогипсой кровли пласта -1340 м. Купол состоит из трех вершин - юго-западной, северо-западной и центральной.

Пальяновское поднятие, ориентированное в субмеридиональном направлении, оконтуривается изогипсами -1420 и -1400 м, причем изолиния -1420 м на западе не замыкается и охватывает с юга и севера Восточно-Ем-Еговскую приподнятую зону, отрисовывая седловину между Ем-Еговским и Пальяновским поднятиями. Последние контролируют единую нефтяную залежь, хотя положение ВНК в западной части площади на 60-80 м выше, чем в восточной, что ставит под сомнение наличие единого скопления со столь значительным наклоном водонефтяного раздела. На карте общих толщин пласта вырисовывается несколько максимумов, совпадающих с присводовыми частями локальных поднятий. Наиболее контрастное изменение мощности отмечено на юго-западной вершине, где на своде мощность составляет 20-24 м, а на крыльях и периклиналях сокращается до 14 м. В пределах северо-западной вершины мощность меняется незначительно - от 13 до 18 м, причем максимум приходится на юго-восточное крыло локального поднятия (скв. 546).

Центральный Ем-Еговский купол характеризуется толщинами 16-20 м в присводовой части и 12-14 м на седловине, разделяющей этот купол и западную приподнятую зону.

Вдоль южного крыла Центрально-Ем-Еговского поднятия вырисовывается субширотный максимум, в пределах которого мощность меняется от 25 м (скв. 4) до 16 м на севере (скв. 509) и 13 м на юге (скв. 548). Эта субширотная зона далее к востоку соединяется с Восточно-Ем-Еговской седловиной. В центре последней мощность пласта составляет 18 м; к северу и югу она снижается до 13-14 м. Пальяновское поднятие отличается максимальными толщинами пласта в своде 16-18 м. Мощность снижается на крыльях и периклиналях поднятия до 12-14 м.

Весьма характерной особенностью описываемой площади является резкое уменьшение общих толщин пласта на восточном крыле Центрально-Ем-Еговского купола, где последний граничит, с широкой заливообразной депрессией. Мощность пласта на коротком расстоянии уменьшается от 20 до 8 м. Такие изменения свойственны склонам вдольбереговых баров, обращенным в сторону открытого моря. Приуроченность максимальных толщин пласта к присводовым участкам поднятий и заметно выпуклая форма кровли песчаного тела указывают на баровую природу всех локальных поднятий Ем-Еговско-Пальяновской площади.

Карта суммарных толщин проницаемых песчаных пропластков в западной и центральной частях Ем-Еговского поднятия аналогична карте общих толщин пласта BK1. На этом пространстве пласт BK1 представлен однородными песчаниками без слабопроницаемых пропластков.

На площади седловины между Ем-Еговским и Пальяновским поднятиями, т.е. в Восточно-Ем-Еговской зоне, отмечается уменьшение суммарных толщин песчаников от 18 м в центре до б м на севере и 10-12 м на юге.

Пальяновское поднятие оконтуривается изолиниями от 12-14 м в своде до 6 м на западном, восточном крыльях и до 9 м в южной части структуры. На южной периклинали Пальяновского поднятия суммарные толщины вновь возрастают от 10 до 16 м (между скв. 583 и 451). Карта песчанистости пласта BK1 хорошо согласуется с картой суммарных толщин песчаников.

На большей части Ем-Еговского поднятия развиты однородные монолитные песчаники 1-го типа. На Восточно-Ем-Еговской седловине и в присводовой зоне Пальяновского поднятия распространены песчаники с алевритовым пропластком 2-го типа. Песчанистость на Восточно-Ем-Еговской седловине уменьшается к востоку, северу и югу от 100 до 70%. В обширной депрессии, разделяющей северные части Ем-Еговского и Пальяновского поднятий, пласт BK1 заметно глинизируется и расчленяется на три и более прослоев. Песчанистость уменьшается от бортов к днищу депрессии от 70 до 40%. Одновременно уменьшается общая толщина прослоев песчаников от 15 до 6 м.

Литологические особенности пласта BK1, рассмотренные на примере Каменного и Ем-Еговско-Пальяновского месторождений, заключаются в том, что на Каменном месторождении однородные песчаники умеренной мощности, обладающие сравнительно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, накапливались на склонах локальных палеоподнятий. На вершинах локальных поднятий отлагались песчаные осадки с прослоями менее проницаемых алевритовых пород. Песчаники с тремя и более прослоями слабопроницаемых пород характерны для участков локальных депрессий и межкупольных седловин.

В отличие от Каменного месторождения, где мощность песчаников увеличивается от вершин к крыльям поднятий, на Ем-Еговско-Пальяновской площади максимальные мощности с улучшенными коллекторами тяготеют к современным сводам положительных структур. На Ем-Еговской площади пласт BK1 представлен однородно монолитным телом баровых и пляжевых фаций с относительно высокими фильтрационно-емкостными свойствами. На Пальяновской площади баровые пески сменяются песчано-алевритовыми и глинистыми породами на всех склонах палеоподнятия.

Вероятно, в пределах Каменной площади дно седиментационного бассейна было несколько глубже, чем в Ем-Еговско-Пальяновской зоне, и в распределении грубообломочного материала большую роль играли подводные вдольбереговые течения. Формирование песчаных тел на Ем-Еговском и Пальяновском погребенных поднятиях сопровождалось устойчивым "ростом" баров под воздействием приливно-отливных волн.

Таким образом, нефтеносность пласта BK1 на Каменном и Ем-Еговско-Пальяновском, поднятиях связана с его литологической неоднородностью. Песчанистость изменяется от 40-50 до 80-90%. Залежи нефти в данном районе контролируются малоамплитудными поднятиями III и II порядков, картируемыми по кровле викуловской свиты.

Ниже пластов BK1-3, в которых уже выявлены залежи нефти, при корреляции выделяются песчаные пласты BК4-6, разделенные глинисто-алевритовыми пачками. В целом интервал разреза от кровли пласта BK1 до подошвы горизонта ВК6 характеризуется переслаиванием алевритопесчаных пород; здесь отсутствуют выдержанные по простиранию прослои тонкоотмученных глин, что придает всей толщине облик единого пластово-массивного регионального резервуара.

Ниже пласта ВК6 до кровли алымской свиты разрез викуловской свиты меняется в сторону большей глинизации. Нижняя часть свиты представлена переслаиванием песчано-алевритовых и алевритоглинистых пород. Общая мощность нижней части свиты составляет 120-140 м. В ней прослеживаются пласты ВК7-11, причем вниз по разрезу толщины песчаных прослоев уменьшаются, а глинистых - увеличиваются.

Залежи нефти в резервуаре BK1 выявлены только в тех структурных ловушках, где этот пласт неоднороден, т.е. только там, где песчанистость меньше 100% или где она еще и заметно изменяется в пределах площади ловушки.

Скопления нефти отсутствуют на площадях, где пласт BK1 представлен однородными песчаниками без прослоев алевритоглинистых пород. Так, пласт BK1 водоносен на относительно высокоамплитудных поднятиях - Галяновском, Средненазымском, в Инжегорско-Каремпостской приподнятой зоне и на других площадях, находящихся восточное и западнее полосы распространения неоднородности сложнопостроенного резервуара.

Там же, где пласт BK1 сливается с массивным песчаным мегарезервуаром викуловской свиты, углеводороды, генерированные альбскими глинами, рассеиваются в мощной и объемной, существенно песчаной толще.

Подземные воды, заключенные в отложениях викуловской свиты, характеризуются полигенностью.

Приконтурнме воды, омывающие залежи нефти, по значению KNaCl > 1 относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу элизионного генезиса*. Их минерализация снижается до 4-2 г/л, а отношение НСО3/Сl возрастает в направлении от залежей в сторону нефтесборных депрессионных заглинизированных участков.

Подземные воды отложений викуловской свиты, не содержащих жидких углеводородов, отобранные на отметках ниже залежей углеводородов, по KNaCl < 1 относятся к хлоридно-кальциевому типу. Это воды первичные, седиментационные. Их минерализация составляет 12-15 г/л и отражает гидрохимическую обстановку опресненного морского мелового палеобассейна на данной территории.

Для интервала апт-альбских отложений данного района (1400-1700 м) максимальные температуры составляют 71 С. Битуминологический и хроматографический анализ битумоидов пород, проведенный в ГАНГе и ТюмИИ, показал, что битумоиды темно-серых аргиллитов, отобранных на глубинах 1470-1702 м, претерпели нижнюю буро-угольную (Б3) стадию углефикации.

Данные битумоиды генерируют н- и изоалканы с числом атомов углерода в молекуле от C8 до С30 и характеризуются значениями коэффициента подвижности (Кп), равными 0,87-0,97. Эти высокие значения Кп указывают на начавшуюся сравнительно недавно эмиграцию микронефти из нефтематеринских пород. Это хорошо согласуется с высоким процентным содержанием углеводородов и низким процентным содержанием гетеросоединений в составе этих битумоидов.

На основании характера молекулярно-массового распределения н- и изоалканов в нефтях и битумоидах пород было установлено их генетическое родство.

Следовательно, при формировании залежей нефти в пластах BK1 и гидродинамически связанных с ними пластах ВК2-3 в процессе латерально-ступенчатой миграции углеводороды поступают из депрессий в пласты-коллекторы вместе с отжатыми из нефтематеринских глин альбского возраста элизионными водами.

В качестве неантиклинальных ловушек выступают зоны развития неоднородного, фациально изменчивого резервуара.

Из изложенного следует, что поиски новых скоплений углеводородов в пласте BK1 и гидродинамически связанных с ними пластах ВК2,3 целесообразно проводить в ловушках, находящихся в пределах субрегиональной зоны литологической изменчивости викуловской свиты данного района.

*Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич, Л.С. Озеранская, Н.Ф. Чистякова и др. - М.: Недра, 1988.

 

Рис. 1. Схема расположения месторождений в районе работ:

1 - Ольховское, 2 - Большое, 3 - Центральное, 4 - Рогожниковское, 5 - Назымское, б - Тункорское, 7 - Апрельское, 8 - Портасинское, 9 - Северное Камынское, 10 -Среднее Назымское, 11 - Каремпостское, 12 - Сосново-Мысское, 13 - Лебяжье, 14 - Ем-Еговское, 15 - Палья-новское, 16 - Каменное, 17 - Северное Селияровское, 18 - Гальяновское, 19 - Сыньеганское, 20 - Елизаровское, 21 - Селияровское, 22 - Ханты-Мансийское

Рис. 2. Карта изменения общей толщины пласта BK1 Каменного месторождения (м - б 1:200 000):

1 - в числителе - номер скважины, в знаменателе - мощность пласта, м; 2 - изолинии толщин пласта, м; 3 - положение ВНК; 4 - граница между зонами разного строения пласта; 5 - песчаный пласт: а - монолитный, б - разделенный на два пропластка алевритоглинистой породой, в - разделенный на три и более пропластков алевритоглинистой породой

Рис. 3. Карта изменения суммарных толщин песчаных пропластков пласта BK1 Каменного месторождения (м - б 1:200 000): 1 - в числителе - номер скважины, в знаменателе - суммарная толщина песчаников, м; 2 - изолинии суммарных толщин песчаников, м; 3 - изогипсы кровли пласта BK1, м; 4 - положение ВНК

 

 

Abstract

Analysis of sandstones formation conditions, hydro-geological characteristics of Viculov serie undergroun-de waters, bitumen characteristics of Khanty-Mansi serie and hydrocarbon pools location in Alpian-Albian deposits is given. Qualitative and quantitative characteristic of Khanty-Mansi bitumen allows to regard these clay deposits as oil and gas productive. Hydrocarbon pools location in Vicul serie is determined by zones of facies change of the reservoir and is caused by liquid hydrocarbons migration from low zones of Khanty-Mansi serie to reservoir-beds. Mordem hydrocarbon migration in Vicul serie is reflected in content of underground waters, washing oil pools.