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 ВК_2-3) 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.

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.

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 BK_1-3, в которых уже выявлены залежи нефти, при корреляции выделяются песчаные пласты BК_4-6, 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 ВК_7-11, 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.

Приконтурнме воды, омывающие залежи нефти, по значению K^Na_Cl > 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 K^Na_Cl < 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.

Следовательно, при формировании залежей нефти в пластах BK₁ и гидродинамически связанных с ними пластах ВК_2-3 в процессе латерально-ступенчатой миграции углеводороды поступают из депрессий в пласты-коллекторы вместе с отжатыми из нефтематеринских глин альбского возраста элизионными водами.

Из изложенного следует, что поиски новых скоплений углеводородов в пласте BK₁ и гидродинамически связанных с ними пластах ВК_2,3 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