ЛИТОГЕНЕЗ И СПЕКТРАЛЬНО-ВРЕМЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТИПОВ РАЗРЕЗА РИФЕЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ КУЮМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(В настоящей статье изложены результаты исследований, проведенных под научным руководством проф., д-ра геол.-минер. наук В.С.Славкина.)

Куюмбинское месторождение УВ (Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления) приурочено к верхнерифейскому природному резервуару, образованному разнообразными породами – от известняков и доломитов до аргиллитов. Сложный характер их распределения в пространстве не был определен даже приблизительно предшествовавшими исследованиями. Господствующие до настоящего времени представления о геологической модели Юрубчено-Тохомской зоны (в том числе и Куюмбинского месторождения), главная особенность которой заключается в выклинивании разновозрастных, литологически и фациально однородных рифейских толщ под эрозионную поверхность рифея [2], оказались неадекватными реальной геологической модели и сложности задачи ее изучения. В результате разведка месторождения была проведена крайне неудачно – из 20 пробуренных скважин только четыре дали промышленные притоки УВ.

Разработанная во ВНИГНИ методология структурно-литологической интерпретации (СЛИ) данных сейсморазведки и бурения (Славкин В.С., Копилевич Е.А., 1995) позволила начиная с 1993 г. предложить и внедрить более подходящую для сложных Сейсмогеологических условий Юрубчено-Тохомской зоны методику обработки данных сейсморазведки и интерпретацию ее результатов совместно с данными бурения и ГИС (Славкин В.С., Бакун Н.Н., Копилевич Е.А. и др., 1994; Славкин В.С., Копилевич Е.А., Соколов Е.П., 1994).

На этой основе была разработана новая геологическая модель Юрубчено-Тохомской зоны, главные отличительные особенности которой заключаются в пластовом субгоризонтальном залегании рифейских толщ и их резкой латеральной литолого-фациальной неоднородности (Славкин В.С., Бакун Н.Н., Копилевич Е.А. и др., 1994).

В 1997-1998 гг. на севере рассматриваемой зоны, на Куюмбинском месторождении, исследования ВНИГНИ были продолжены. Проведено дальнейшее совершенствование методики и технологии обработки и интерпретации сейсморазведочных данных МОГТ для изучения внутреннего строения, выявления фактической неоднородности, изменчивости продуктивных верхнерифейских отложений. В результате значительно повышено качество основных сейсмических материалов – временных разрезов. По соотношению сигнал/помеха (> 4), разрешенности сейсмической записи (> 35 Гц) и когерентности рифейских отражающих горизонтов (> 0,7) они стали пригодны не только для структурно-морфологической интерпретации в сложных условиях Юрубчено-Тохомской зоны, но и дальнейшей интерпретационной обработки, т.е. псевдоакустической и спектрально-временной (СВАН) параметризации интервалов сейсмической записи между новыми, ранее не изучавшимися внутририфейскими отражающими горизонтами.

Настоящая статья посвящена результатам применения СВАН для изучения неоднородности верхнерифейского продуктивного комплекса на Куюмбинской площади, который представляет собой компенсационное выполнение крупной отрицательной тектонической структуры – Куюмбинского грабен-рифта.

В связи с объективной ограниченностью традиционной литофизической информации, позволившей достаточно определенно обосновать лишь трещинный тип коллектора (К.И. Багринцева, Н.Б. Красильникова), для выявления неоднородности и изменчивости продуктивных отложений был применен прием их типизации по важнейшему промыслово-геологическому признаку – дебитам УВ, полученным в разведочных скважинах. Выделенные типы разрезов связывались с разным развитием в них трещинного коллектора. Соответственно проводилось исследование их характеристик по материалам ГИС, составу, фациальным признакам и литогенетике отложений, спектрально-временным образам (СВО), получаемым по данным сейсморазведки (Славкин B.C., Бакун Н.Н., Копилевич Е.А. и др., 1994; Славкин B.C., Копилевич Е.А., Соколов Е.П., 1994; Копилевич Е.А., 1995) с использованием разработанного во ВНИИгеофизике программно-методического комплекса СФА [1].

Всего выделено семь типов разреза, которые по продуктивности четко разделились на три группы: благоприятные, средние и неблагоприятные (таблица).

Так, в северной части месторождения по эталонной скважине К-2 был выделен 1-й тип разреза: с глубины 169-265 м под кровлей рифея в открытом стволе зафиксирован приток нефти до 177 м³/сут, а выше, с глубины 70-97 м, испытателем пластов получен приток газа 200 тыс.м3/сут. В этой и других аналогичных скважинах вскрыт доломитовый разрез с низкой глинистостью (Сгл). Доля пород с Сгл > 25 % не превышает 15 % продуктивной толщины, с Сгл < 5 % колеблется в пределах 18-60 %. Средние значения удельной нормированной емкости варьируют от 2,2 до 3,2 м/100 м.

В южной части месторождения по эталонной скважине Юр-102 был выделен 2-й тип разреза. Здесь под кровлей рифея получены притоки нефти: с глубины 43-50 м–до 97 м3/сут, 81-94 м - до 40 м3/сут. Скважина по физическим свойствам и составу пород близка 1-му типу. Доля пород с Сгл > 25 % составляет 9 %, а Сгл < 5 % - 28 %. Удельная нормированная емкость равняется 2,3 м/100 м.

Первые два типа близки по физическим свойствам и объединяются в 1-2-й тип разреза, для которого характерна высокая продуктивность (> 30 м³/сут).

В качестве эталона среднего 3-го типа использован разрез скв. Юр-103, в которой дебит нефти не превышал 3 м3/сут при неоднократных соляно-кислотных обработках. Она была пробурена и опробована практически одновременно со скв. Юр-102. При этом среди доломитов доля с Сгл > 25 % не превышает 15 % продуктивной толщины, а с Сгл < 5 % в отличие от скважин 1-го и 2-го типов разреза составляет более 60 %. Разрез 3-го типа характеризуется низкими значениями удельной нормированной емкости – 1,7 м/100 м и дебитами нефти от 3 до 30 м³/сут.

Неблагоприятными считались коллекторы с ограниченным развитием макротрещиноватости. Последнее обусловливало не только ограниченность притоков пластовых флюидов, но и потенциальную возможность их снижения при неоптимальности методик вскрытия и испытания. Разрезы скважин с явно невысокой продуктивностью рассматривались нами в качестве неблагоприятных – отрицательных типов. К этой группе относятся 4-7-й типы разреза.

Разрез 4-го типа вскрыт скв Юр-116. Притоков нефти в скважине не получено, при опробовании в колонне зафиксированы незначительные притоки газа с фильтратом бурового раствора. Разрез представлен песчаниками с глинисто-карбонатным цементом, аргиллитами, глинистыми доломитами и известняками. Доля пород с Сгл > 25 % превышает 50 %, а с Сгл < 5 % составляет менее 10 %. Разрез характеризуется высокими значениями удельной нормированной емкости – выше 4 м/100 м (за счет присутствия значительного объема песчаников).

Разрез 5-го типа вскрыт скв. К-15. Этот глинистый тип разреза представлен аргиллитами в различной степени доломитистыми. Притоков при опробовании испытателем пластов в процессе бурения не получено.

Разрез 6-го типа вскрыт скв. К-200 и Мдр-156. Притоков нефти не получено. Разрез представлен доломитами. Доля пород с Сгл > 25 % не превышает 5 %, а с Сгл < 5 % составляет более 70 %. Разрез характеризуется пониженными значениями удельной нормированной емкости – от 2,2 до 1,2 м/100 м и низкой вероятностью сохранения открытой трещиноватости из-за активного выполнения образующихся трещин карбонатами, кварцем, хлоритом при разгрузке гидротерм, связанной с тектогенезом.

Современный облик нефтегазоносной толщи Куюмбинского месторождения при сложившемся лито-петрографическом подходе выглядит сравнительно однообразно. Отложения представлены в основном (1-2, 3, 6-й типы) доломитами. Кроме того, отдельными скважинами вскрыты терригенные породы – песчаники в переслаивании с песчанистыми аргиллитами (4-й тип). Вскрыты также изверженные породы (7-й тип) и исключительно аргиллитовые разрезы (5-й тип). Характер последнего типа в отношении продуктивности наиболее определен – это зоны латерального экранирования.

В целом 4-й и 5-й типы разреза – это одновременно и литотипы пород, и типы разреза.

В противоположность этому основная составляющая продуктивной толщи – доломит – соответствует не одному, а трем типам разреза: 1-2-му – мелкообломочные карбонатные неглинистые, 6-му – грубообломочные карбонатные неотсортированные и 3-му – органогенные (фитогенные) отложения.

Соответственно литогенетика – взаимосвязь происхождения и последующих изменений пород, включая вероятность возникновения трещиноватости и ее сохранения без последующего минерального выполнения, является резко различной для всех типов разреза и во многом обязана тектоническому фактору.

Интерполяция и экстраполяция литолого-фациальных представлений (типов разреза) в меж- и заскважинном пространстве в таких условиях – основная причина крупных ошибок и неприятностей при проведении геологоразведочных работ, что собственно и происходило здесь в предшествовавший период.

Для решения таких задач во ВНИГНИ разработана методика картирования различных типов геологического разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки МОГТ на основе СВАН и комплекса программ СФА (Копилевич Е.А., 1995; Славкин В.С., Копилевич Е.А., 1995; [1]). Эта методика была применена на Куюмбинском месторождении, где были получен большой объем сейсмической информации (> 2500 км, с плотностью сети профилей в среднем 1,1 км/км² и плотностью СВАН 1,2 на 1 км).

Характер распределения сейсмической энергии в координатах частота – время на СВАН-колонках и их энергетических спектрах, являющихся СВО типов разреза продуктивных верхнерифейских отложений, разный, что соответствует различной литогенетической характеристике типов разреза (рис.1).

Спектрально-временные образы 1-го и 2-го типов разреза на СВАН-колонках характеризуются ярко выраженной четырехфазной записью с максимумами энергетического спектра соответственно ~39 и ~52 Гц. Таким образом, если эти наиболее важные типы разреза слабо отличаются по "картинке" на СВАН-колонках, то параметризация СВО позволяет получить вполне значительный и устойчивый критерий в виде разницы резонансной энергии 10-14 Гц.

Спектрально-временной образ 3-го типа разреза, незначительно отличаясь от 1-го и 2-го по энергетическому спектру, однозначно опознается по 5-6-фазной "граблевидной" записи на СВАН-колонках с практически равномерным распределением сейсмической энергии почти по всей оси частот от 10 до 100 Гц. Спектрально-временной образ 4-го типа разреза отличается от первых трех на СВАН-колонках как характерной "дугой" энергетической нестабильности, так и равномерным по оси частот энергетическим спектром со слабо выраженным максимумом на 35-45 Гц.

Спектрально-временной образ 5-го типа разреза отличается от 4-го типа как по форме записи на СВАН-колонке по характерному устойчивому затуханию энергии вблизи "дуги" на относительно больших временах и низких частотах, так и по ярко выраженному относительно более высокочастотному максимуму энергетического спектра – до 52-55 Гц.

Спектрально-временной образ 6-го типа разреза отличается от 4-го и 5-го на СВАН-колонках по форме записи – нарушением синфазности "дуги", не всегда заметно и устойчиво, однако совместно со спектральным признаком относительно низкочастотного энергетического максимума (~39 Гц) может быть выделен как самостоятельный.

Спектрально-временной образ 7-го типа разреза продуктивного интервала верхнеюрских отложений по форме записи на СВАН-колонках близок к 4, 5 и 6-му типам на основании наличия характерной "дугообразной" оси синфазности и по этому признаку трудноотличим от них, но выделяется по четкому высокочастотному максимуму энергетического спектра (~57 Гц). В настоящее время СВАН-анализ является единственным средством обнаружения этих гранитоидов как включений в продуктивные верхнерифейские отложения (7-й тип разреза), поскольку скоростная характеристика этого интервала разреза по АК практически не отличается от таковой плотных доломитов, как, впрочем, и доломитовые типы разреза между собой (см. таблицу).

Таким образом, изменение типов разреза продуктивных верхнерифейских отложений в пределах Куюмбинского месторождения достаточно параметризовано и наглядно отображается на СВАН-колонках и их энергетических спектрах. Это дало основание определить СВО типов разреза по профилям и построить карту типов разреза продуктивных верхнерифейских отложений в пределах Куюмбинского грабена по данным сейсморазведки (СВАН) в межскважинном пространстве и бурения путем объединения в зоны однотипных СВО (рис. 2).

Общая площадь развития 1-2-го наиболее благоприятного типа разреза в пределах шести различных по размерам зон составляет ~350 км², т.е. ~22 % всей территории Куюмбинского месторождения (см. рис. 2). Самыми крупными являются три зоны, расположенные на севере (в центре скв. К-2), юго-востоке (скв. К-9) и юго-западе (скв. Ю-102) территории. Их суммарная площадь –300 км². Три небольшие зоны развития 1-2-го типа разреза на западе и северо-западе занимают площадь ~50 км². Все шесть зон благоприятного 1-2-го типа разреза образуют почти замкнутое кольцо.

Центр площади занят 3-м и 4-м типами разреза с редкими и малоразмерными включениями 6-го типа. Разрез 6-го типа концентрируется в основном вдоль грабенообразующих тектонических нарушений (см. рис. 2).

Разрез 5-го типа узкими полосами (1-2 км) отделяет три северные зоны 1-2-го положительного типа разреза (в районе скв. К-6, К-1, К-2) от южных (скв. Ю-102, К-9), создавая четкий раздел между северной и южной нефтяными залежами.

Если 6-й тип разреза является приразломным, в основном прибортовым, то 5-й – глинистый тип разреза, имеющий большое значение как латеральный флюидоупор, связан с хорошо выделяемыми и трассируемыми зонами тектонических нарушений (см. рис. 2).

На западе и востоке изученной в пределах Куюмбинского грабена территории сеть профилей очень редкая. Но здесь отмечаются те же семь типов разреза. Наличие среди них благоприятного 1-2-го типа разреза свидетельствует о том, что при последующих исследованиях может быть установлено более широкое развитие благоприятных типов разреза; 6-й тип разреза продолжает быть в основном приразломным; 5-й тип разреза прослеживается в виде узких полос, одна из которых как главный флюидоупор протрассирована до западного края изученной территории.

При достаточно простых очертаниях зон 1-2-го типа разреза установлены весьма сложные пространственные взаимоотношения развитых в промежутках между ними остальных типов разреза (см. рис. 2). Такие соотношения просто не оставляют места для "складчатого" варианта. Они могут быть объяснены исключительно фациальной изменчивостью внутри грабен-рифтового седиментационного бассейна.

Подчеркнем, что при построении карты было установлено отсутствие в наиболее изученном районе Куюмбинского месторождения зон с типами разреза, отличающимися от представленных выше. При этом получили зональную привязку все материалы бурения (к настоящему времени пробурены 22 скважины). Соответственно каждый из выделенных типов был охарактеризован более детально, что дало возможность рассматривать их уже в качестве представителей вероятностно реконструированных литолого-фациальных типов верхнерифейских отложений. Важно, что, поскольку отсутствуют зоны иных типов, именно ассоциация данных типов исчерпывает литолого-фациальную характеристику отложений, образовавших продуктивную часть природного резервуара месторождения. Следует отметить, что его строение отличается контрастностью взаимных переходов между зонами, инвариантностью трассировки большой части их границ даже при сложной их морфологии. Это можно рассматривать как показатель высокой степени длительной унаследованности пространственной локализации типов разреза и, следовательно, зон формирования каждого из литолого-фациальных типов отложений при возможно подчеркнутой их геоморфологической выраженности. По своей длительности это не уникальное, но для фанерозоя уже относительно более редкое явление. Так, известен пример длительной пространственной локализации карбонатных банок в фанерозое, что обусловило введение специального термина "биостелл".

"Биостелловая" унаследованность осадкообразования полностью исключает возможность проявления существенной пликативной дислоцированности. Имевшая ранее место ориентировка бурения, исходящая из складчатой модели, обусловила в целом равномерную высокую изученность бурением всех семи типов отложений, и естественно, что из 22 пробуренных скважин только четыре оказались высокопродуктивными.

1. Конседиментационность развития грабен-рифта как крупной протяженной отрицательной морфоструктуры. К ней был приурочен седиментационный бассейн с небольшими глубинами, сообщавшийся как с ложбинами стока окружавшей суши (поставлявшими глинистый, карбонатный, кварцевый и другой обломочный материал – 4-й тип), так и с морским бассейном (образование фитогенных доломитов – 3-й тип). В целом в пределах грабен-рифта происходило формирование терригенно-карбонатной формации.

2. Секционное строение седиментационного бассейна с относительно субконцентричным группированием ассоциации зон потенциально наиболее нефтегазопродуктивных отложений 1-2-го типа (в пределах наиболее изученной Куюмбинской секции бассейна). Диаметр северной, возможно более "концентрированной" и высокоприточной, его части не превышает 20 км. Диаметр южной, явно более "размытой", его части достигает 30 км. Субконцентричность группировки зон 1-2-го типа разреза могла возникнуть в связи с естественным для полуизолированно-проточной части бассейна внутрисекционным концентрическим циркуляционным течением, распределявшим по своей трассе обломочный материал, образующийся как в пределах секции, так и поступавший из соседних секций и по ложбинам стока с окружавшей бассейн суши.

3. Возникновение наложенных образований типа экзодаек. Развитие зон глинистых латеральных экранов, расчленяющих месторождение на отдельные блоки-залежи на заключительном, вероятно инверсионном, этапе развития грабен-рифта. При этом отложения, выполняющие грабен-рифт, испытали воздымание или выжимание и оказались приподнятыми почти на уровень поверхности вмещающих среднерифейских толщ, а дно бассейна и верхняя часть сформированных отложений были рассечены системой рифтогенных разломов-раздвигов, образовавших глубокие узкие рвы. Последние затем были заполнены в основном глинистыми отложениями при регрессии бассейна.

4. Высокую эффективность СВАН для картирования различных типов разреза Куюмбинского природного резервуара УВ, убедительную наглядность и обоснованность результатов, их органичную связь с литогенетикой и высокую ценность для успешного проведения разведочного бурения.

внутрисекционная расчлененность на крупные блоки зонами тектонических нарушений – раздвигов и выполнение их глинистыми отложениями, обусловливающими латеральное ограничение залежей возникшими зонами-экранами типа экзодаек;

В заключение отметим, что двумя последними пробуренными скважинами, при заложении которых использовались традиционные представления о модели месторождения, но не учитывались имевшиеся данные районирования по СВАН, были вскрыты неблагоприятные типы разреза, которые прогнозировались ВНИГНИ на этих участках. Так, в пределах южной залежи, в южной прибортовой зоне грабена, скв. К-200 вскрыт 6-й тип разреза, а в пределах северной залежи скв. К-204 – 5-й тип разреза – глинистый флюидоупор. Кроме того, при расконсервации и повторном испытании скв. К-14 была достигнута продуктивность, соответствующая вскрытому 3-му типу разреза, что и прогнозировалось ВНИГНИ. Это подтверждает перспективность данного направления исследований и высокую степень адекватности установленных закономерностей реальной геологической модели для повышения эффективности дальнейшей разведки и эксплуатации Куюмбинского месторождения.

1. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных / И.А. Мушин, Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов. - М.: Недра, 1990.
2. Юрубчено-Тохомская зона газонефтенакопления – важный объект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / А.А. Конторович, А.Э. Конторович, В.А. Кринин и др. // Геология и геофизика. - 1988. - № 11. - С. 45-55.

The article deala with results of application of spectral-time investigations for studying heterogeneity of the Upper Riphean producing complex in the Kuyumbinskaya area which represents a compensation fillling of a large negative tectonic structure – Kuyumbinsky graben-rift. Distinguished seven types of sequence are considered in detail. By productivity these are subdivided into three groups: favourable, medium and non-favourable. Results of investigations allowed to make principally new conclusions: t) consedimentation of graben-rift evolution as a large extensive negative morphostructure; 2) section structure of sedimentation basin with relatively subconcentric grouping of zones of potentially most oil and gas producing deposits; 3)origination of superimposed formations of exodyke type. Authors prove a high efficiency of spectral-time investigations for mapping of different types of the section of Kuyumbinsky natural hydrocarbon reservoir.

1 – поисковые скважины; 2 – границы Куюмбинского грабена; 3 – разломы; зоны развития типов разреза: 4 – 1-2-го; 5 – 3-го; 6 – 4-го; 7 – 5-го; 8 – 6-го; 9 – 7-го