В.С. Славкин, В.Е. Зиньковский, Н.Е. Соколова, Е.А. Давыдова (ВНИГНИ)

Куюмбинское месторождение, относящееся к уникальной по масштабам Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления (ЮТЗ), открыто в 1973 г. (параметрическая скв. К-1). ЮТЗ приурочена к гигантскому природному резервуару в докембрийских, преимущественно рифейских, существенно доломитовых каверново-трещинных породах-коллекторах, который расположен в нижней части осадочного чехла на западе Сибирской платформы (Камовский свод, Байкитская антеклиза).

Залежи ЮТЗ распространены на глубине ~2,5 км и отличаются существенной неравномерностью продуктивности (приточности), особенно резко проявившейся в северной и южной залежах Куюмбинского месторождения (нефть 0-177 м³/сут), что в совокупности с большой (до 172 м) толщиной нефтенасыщенного интервала северной залежи (ограничения которой на севере, западе и востоке не установлены) вызывало интерес к этому месторождению. В южной залежи толщина нефтенасыщенного интервала не превышает 70 м.

Для ЮТЗ была разработана модель докембрийских образований, включавшая выступы фундамента (граниты) и распространенные между ними рифейские отложения при неравномерной эродированности их кровли, срезавшей выводимые под нее в различных блоково-складчатых вариантах 12 толщ, особенностью которых считалась невыраженность (отсутствие) латеральной фациальной изменчивости [1]. Эти построения являлись во многом априорными (по аналогии с Енисейским кряжем и т.д.), призванными компенсировать недостаточность сейсмических данных, поскольку информативность сейсморазведки оценивалась как невысокая и неповсеместная, по крайней мере, до последнего времени [1].

Следует отметить, что в конце 80-х - начале 90-х гг. ВНИГНИ по заданию Мингео провел для южной (Юрубчено-Вэдрэшевской) части ЮТЗ экспериментальные исследования по переобработке материалов сейсморазведки, достигнув принципиально более высокого уровня их информативности (Славкин B.C., Копилевич Е.А., Соколов Е.П., 1994), выявив группы новых внутририфейских отражающих горизонтов и т.д. По этим данным были сформированы новая модель геологического строения с доказанным субгоризонтальным залеганием рифейских отложений, с единичными, а не структурообразующими (как представлялось ранее) разломами (Славкин B.C., Бакун Н.Н., Копилевич Е.А., Соколов Е.П., 1994), емкостная модель продуктивной толщи (Славкин B.C., Копилевич Е.А., Бакун Н.Н., Соколов Е.П., 1994) и т.д. В процессе продолжавшейся разведки этой части ЮТЗ произошла переориентировка от традиционной модели на новую модель ВНИГНИ, что получило отражение в [1].

В последние годы по заданию АО НГК "Славнефть" аналогичный подход, дополненный новыми методиками, был применен ВНИГНИ в северной части ЮТЗ, на Куюмбинском месторождении. В этой работе, помимо авторов статьи, принимали участие д-р геол.-минер, наук Е.А. Копилевич и канд. геол.-минер. наук Н.Н. Бакун.

Проведенные ВНИГНИ исследования основывались прежде всего на получении принципиально более качественных сейсмических материалов. Это обеспечило возможность осуществления более глубокой – сейсмолитостратиграфической – их интерпретации (рис. 1, рис.2, рис.3), обоснованной результатами как целенаправленного и детального анализа данных бурения, включая ГИС и дополнительные литогенетические исследования керна, а также работы с прямым отображением в сейсмическом поле структурообразующих элементов (рис. 4), так и прямого сейсмогеологического картирования всего спектра геологических образований, составной частью которого явилось выделение зон с установленной высокой нефтепродуктивностью (рис. 5).

Принципиально новая сейсмическая информация получена при обработке более 2500 км профилей на ПЭВМ Pentium с использованием отечественного математического обеспечения SDS-PC, СФА (ВНИИгеофизика), ИНТЕГРАН (ВНИИгеосистем). Ее общая направленность заключалась в достижении максимально возможного соотношения сигнал/помеха и когерентности сейсмических сигналов при приемлемой разрешенности сейсмической записи для:

выделения и прослеживания отражающих горизонтов (ОГ), приуроченных как к поверхности рифейских карбонатных отложений (в пределах Юрубченского и Олоновского выступов (R₀) и между ними, в Куюмбинском грабене – R₀₀), так и к внутририфейским границам раздела, включая внутририфейские ОГ в пределах Куюмбинского грабена, фиксирующие границы раздела

верхнерифейских отложений (R¹₀₀, R²₀₀) и поверхности среднерифейских (R₀),c привязкой к данным бурения (см. рис. 1); выделения и трассирования аномалий волнового поля, связанных с тектоническими нарушениями;

Разработанная во ВНИГНИ методика обработки сейсморазведочных данных МОГТ предусматривает все наиболее эффективные и необходимые процедуры применительно к конкретным сейсмогеологическим условиям изучаемой территории. При этом не применяются процедуры веерных, F-к фильтраций, направленного суммирования, что дает возможность повсеместного минимизирования искажений волнового поля и подчеркивания всех осей синфазности однократных отраженных волн – как субгоризонтальных, так и наклонных.

субгоризонтальное пластовое залегание рифейских комплексов R₂ (юрубченского) и R₃ (куюмбинского);

принадлежность каждому комплексу рифея группы собственных ОГ, т.е. для R₂ зафиксированы четыре ОГ (R₀ – кровельный, R¹₀, R₁, R₂), а для R₃ – три ОГ (R₀₀ – кровельный, R¹₀₀, R²₀₀);

индивидуализированноcть структурно-морфологической характеристики каждого ОГ, образуемого вариациями горизонтальных, субгоризонтальных и криволинейных участков с развитием вдоль него признаков разнообразных эрозионно-аккумулятивных деталей палеорельефа и связанных с ними локальных несогласий, что подчеркивает естественность таких физических разделов, отражающих наиболее контрастные регрессивно-трансгрессивные эпизоды седиментогенеза, и исключает кратную природу подобных отображений в волновом поле;

конседиментационность развития ряда структурно-морфологических элементов палеорельефа является актуальной и для дизъюнктивных нарушений; для них фиксируются разные время заложения и продолжительность развития, особенно для наклонных разломов, которые могут затухать под ОГ R¹₀₀, не достигая кровли рифея, а наклонные отражения от плоскостей сбрасывателей, нередко с признаками кратности, являются их индикаторами и не могут рассматриваться как структурообразующие ОГ;

сейсмическое обоснование существования в районе крупной отрицательной, конседиментационно развивавшейся структурной формы – Куюмбинского грабена, возникшего после образования комплекса R₂ с кровельным ОГ R₀, при постепенном погружении субширотного межразломного блока (с ОГ R₀ в кровле), компенсируемом накоплением комплекса R₃ над ОГ R₀, во внутриграбеновом седиментационном бассейне; таким образом, структура ОГ R₀ является грабенообразующей;

обоснование возможности использования типизации резкой латеральной дифференциации и изменчивости сейсмической записи, включая ее скоростные и особенно спектрально-временные параметры, для выявления и исследования пространственной зональности типов разреза продуктивной верхней части комплекса R₃, проэталонированной по данным бурения;

Структурно-морфологическая модель включает в качестве главного структурообразующего элемента крупную отрицательную морфоструктуру – Куюмбинский грабен. Данная модель отличается многоярусностью структурных построений по четырем ОГ: R₀₀, R¹₀₀, R²₀₀ и R₀ (см. Рис. 4). Она фиксирует приуроченность изученной части Куюмбинского месторождения к Куюмбинскому грабену, субширотно пересекающему район исследований и выходящему за его пределы (см. рис. 2, рис.3, рис.4, рис.5). Ширина грабена изменяется от 20 до 50 км. Его амплитуда (по структурообразующему ОГ R₀) достигает 650 м. Северная (А-А) и южная (Б-Б) границы грабена впервые надежно протрассированы по сейсмическим данным. Они представляют собой сбросовые зоны сложного строения, по которым четко наблюдается торцевое совмещение разных волновых картин комплексов R₂ и R₃ с разными группами ОГ. Южнее грабена расположен Юрубченский выступ, севернее – Олоновский выступ, сложенные комплексом R₂. Грабен выполнен комплексом R₃.

Морфоструктура по ОГ R₀, фиксирующему дно надвига, является существенно дифференцированной (амплитуда достигает 400 м). Здесь выделяется обширная субмеридиональная погруженная (до -2650 м) зона в центральной части месторождения, которая рассматривается нами как проявление древнейшего направления рифтогенеза. Над ее склонами расположена большая часть скважин, пробуренных на месторождении. По направлению к бортам грабена появляются приподнятые (до -2400 м) участки. На юго-востоке располагается резко приподнятый надвиговый блок, вскрытый скв. К-10 на отметке -2245 м. Морфоструктура ОГ, выделяемых в комплексе R₃ (R¹₀₀, R²₀₀), в большей или меньшей мере отражает отдельные участки морфоструктуры ОГ R₀. Морфоструктура кровельного ОГ r₀₀ в пределах грабена отличается слабой дифференцированностью: вариации абсолютных отметок от -2050 до -1925 м (северная часть территории по сравнению с южной является относительно более погруженной), обособление небольших поднятий (до 7x5 км) с амплитудой 25-50 м. Продуктивные скважины расположены в относительно приподнятой зоне (см. рис. 5).

В пределах грабена отмечаются многочисленные дизъюнктивы. Наиболее протяженными являются границы блоков, в которых устойчиво прослеживаются ОГ. Часть дизъюнктивов, главным образом юго- и северо-западного простирания, стыкуется в сложную систему, трассируемую в основном вдоль осевой части грабена. Это предположительно разломы типа раздвигов. Их возникновение связывается с заключительным этапом развития грабена, характерно выполнение глинистыми отложениями. Эти образования, аналогичные экзодайкам, представляют собой зоны латеральных экранов. Они разделяют северную и южную залежи Куюмбинского месторождения.

Модель типов разреза построена на основе типизации разрезов рифейских отложений по данным бурения и ГИС. В основу типизации вместо повторения вариаций корреляции "по ГК" впервые был положен важнейший промыслово-геологический признак – дебиты УВ, полученные в разведочных скважинах. "Хорошими" считались коллекторы с максимальным развитием макротрещиноватости, поскольку они могут сохранять основную продуктивность при различных, даже заведомо неоптимальных, технологиях вскрытия и испытаний (например, скв. К-2, К-9, Юр-102). К "средним" или "плохим" относились породы-коллекторы с ограниченным развитием макротрещиноватости. Разрезы скважин с невысокой продуктивностью рассматривались в качестве неблагоприятных типов.

Разрез 1-2-го типа представлен доломитами и характеризуется трещинным коллектором (множественность трещин). На стадии седиментогенеза произошло соединение в карбонатном пористом осадке ранее возникших мелкокластических карбонатных частиц, которые затем, на стадии диагенеза, преобразовывались путем кристаллизационного карбонатного выполнения межзернового пустотного пространства и перекристаллизации карбонатного цемента, закрепившего первичное некомпактное расположение карбонатной кластики. И наконец, на стадии катагенеза осуществилось уплотнение, завершение регенерационной кристаллизации. Была достигнута кристаллизационная стабильность карбонатов и произошло охрупчивание породы. Естественно, что образование множественных трещин в такой породе весьма и весьма вероятно и, кроме того, в такой породе возможность переотложения карбонатов в трещины ограничена высокой кристаллизационной стабилизацией этих карбонатов. Именно такие образования были вскрыты скважинами с максимальными дебитами нефти (К-2 - до 177 м³/сут, Юр-102 - до 97 м³/сут).

Первичный состав и дальнейшее преобразование породы в процессе литогенеза являются основой последующего развития и сохранения коллекторских свойств. Так, относительно худшими коллекторскими свойствами обладают породы 3-го типа разреза – переслаивающиеся доломиты, глинистые доломиты, песчаники и аргиллиты. В процессе литогенеза вероятность образования и сохранения трещиноватости невысока. Например, скв. Юр-103, явившаяся эталоном этого типа разреза, имеет дебит 3 м³/сут.

Описываемые типы разреза приняты в качестве эталонов для изучения их развития по площади исследования на основе спектрально-временного анализа (СВАН) и данных МОГТ (Славкин B.C., Копилевич Е.А., 1995).

Как отмечалось, наиболее перспективны в нефтегазоносном отношении разрезы пород 1-2-го типа. Самыми крупными являются четыре зоны 1-2-го типа, расположенные на западе (район скв. К-1 и К-6), севере (в центре со скв.К-2), юго-востоке (скв. К-9) и юго-западе (скв. Юр-102) территории (см. рис. 4, 5).

Центр площади непосредственно Куюмбинского месторождения характеризуется развитием 3-го и 4-го типов разреза с редкими и небольшими по площади участками 6-го типа. Последние рассматриваются как олистолиты (оползневые массивы), перемещенные из прибортовой зоны. Зоны развития 6-го типа разреза в основном занимают большие площади вдоль бортовых грабенообразующих тектонических нарушений (ширина зон от 1 до 10 км).

Зоны распространения 3-го типа разреза преимущественно обрамляют зоны 1-2-го типа. Зоны развития 5-го типа разреза узкими полосами, ширина которых варьирует от 0,5 до 4,0 км, протягиваются по площади всего центрального блока. Причем наиболее протяженные зоны ориентированы с северо-запада на юго-восток, зачастую обрамляя зоны развития 1-2-го типа. Зоны 5-го типа разреза узкими полосами разграничивают три северные зоны 1-2-го типа разреза (в районе скв. К-6, К-1, К-2) и южные (скв. Юр-102, К-9), создавая очевидный и четкий раздел между северной и южной нефтяными залежами и отделяя на севере залежь со скв. К-2 от залежи со скв. К-1, К-6. В пределах южных зон развития 1-2-го типа разреза такого четкого оконтуривания их 5-м типом разреза не наблюдается. Здесь преобладают 6-й и 3-й типы разреза, с подчиненным значением 5-го и 4-го типов.

Разрез 5-го типа – глинистый, имеющий большое значение как латеральный флюидоупор, связан с хорошо выделяемыми и трассируемыми внутриграбеновыми тектоническими нарушениями (см. рис. 4, 5). Разрез 7-го типа прослежен в виде нескольких маленьких по площади "пятен", которые образуют неявное кольцо, значительно уступая всем типам разреза по площади.

На западе и востоке изученной территории в пределах Куюмбинского грабена сеть профилей редкая. Здесь отмечаются все семь типов разреза и наблюдаются те же закономерности их распространения: 6-й тип в основном прибортовой, а 5-й – развит в виде сравнительно узких (1-2 км) полос, одна из которых протрассирована до западной периферии изученной территории (см. рис. 4, 5).

При всей нетрадиционности охарактеризованной зональности уже существует ее подтверждение. Так, две последние скважины (скв. 200, 204), пробуренные в 1997-1998 гг., ориентированные на достижение высокой продуктивности, были обоснованы вне рамок уже существовавшей модели ВНИГНИ. Одновременно они фактически являлись контрольными для последней, прогнозировавшей не только их отрицательный вариант, но и неблагоприятные типы вскрытых разрезов (скв. 200 – доломитовый брекчиевый – зона бортовых осыпей в Куюмбинском грабене; скв. 204 – глинистый латеральный флюидоупор). На основе зональности составлен новый главный итоговый документ – карта типов разреза Куюмбинского месторождения, на которой представлены области с коллекторами различной продуктивности, включающие потенциально наиболее высокодебитные зоны, и области латерального экранирования с уточненной трассировкой экранирующего раздела северной и южной залежей (см. рис. 5).

Емкостная модель построена по разработанной во ВНИГНИ методике (Славкин B.C., Копилевич Е.А., Бакун Н.Н., Соколов Е.П., 1994; Славкин B.C., Копилевич Е.А., 1995).

Анализ распределения эффективной удельной нефтенасыщенной емкости южной залежи показывает несколько иной характер распределения этого параметра – наличие замкнутых и полузамкнутых аномалий при значениях эффективной удельной нефтенасыщенной емкости от 1,0 до 2,7 м.

Последующее расширение исследований может быть направлено не только на продолжение изучения строения и нефтегазоносности грабена западнее и восточнее области современной концентрации бурения, но и на изучение Олоновс-кого выступа, примыкающего к грабену с севера, причем не исключено продолжение северной залежи Куюмбинского месторождения в этом направлении, в зону развития комплекса R₂, аналогично Юрубчено-Вэдрэшевскому южному участку ЮТЗ, но при гораздо большей толщине зоны нефтенасыщения.

1. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А.Э. Конторович, А.Н. Изосимова, А.А. Конторович и др. // Геология и геофизика. – 1996. - Т. 37, № 8. - С. 166-195.
2. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных / И.А. Мушин, Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов. - М.: Недра, 1990.

Ideological model of the Riphean hydrocarbon field was developed on the basis of integrated processing and interpretation of geologic-geophysical information using the optimized procedure of seismic data processing as well as methods for determining the types of geological section and capacity properties of producing beds within interwell space.

New geological data are structural-morphological characteristics of the types of section and capacity models. New trends of further exploration activity are determined on this basis.

Рифейская терригенно-карбонатная формация (R₃) – интервал R²₀₀-R¹₀₀: тип разреза: 1 – 1-2-й, 2 – 3-й, 3 – 4-й, 4 – 6-й; интервал R¹₀₀ - R₀₀: тип разреза: 5 – 1-2-й, 6 – 3-й, 7 – 4-й, 8 – 6-й, 9 – 5-й; 10 – рифейская карбонатная формация (R₂); 11 – венд

Рис. 4. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПОВЕРХНОСТИ РИФЕЙСКИХ ДОЛОМИТОВ КОМПЛЕКСА R₂ (ОГ R₀)

1 – изолинии R₀, м, в грабене (а) и вне грабена (6); 2 – границы грабена; 3 – тектонические нарушения; 4 – разведочные скважины

Рис. 5. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПОДОШВЫ ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ (ОГ R₀₀ и R₀) И ТИПОВ РАЗРЕЗА ПРОДУКТИВНЫХ РИФЕЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

1 – изолинии R₀₀ в грабене, м; зоны развития типов разреза: 2 – 5-го, 3 – 1-2-го. Остальные усл. обозначения см. на рис. 4