Л.Л. ТРУСОВ, Б.З. АСАНБАЕВ(Тюменнефтегеофизика), М.Ю. ЗУБКОВ (СибНИИНП)

При проведении геологоразведочных работ на нефть и газ в глубокозалегающих горизонтах возникает проблема обнаружения зон развития вторичных коллекторов, так как, начиная с глубин 2,5–3 км и более, первичные гранулярные коллекторы под действием возрастающего литостатического давления ухудшают свои ФЕС и переходят в класс непромышленных. В настоящее время эталонным объектом для отработки методики поисков вторичных коллекторов является Северо-Варьеганское месторождение [1, 2].

Открытые в его пределах УВ-залежи приурочены к базальным песчано-гравелитовым отложениям нижней юры (пласты ЮВ₁₀ и ЮВ₁₁) и к осветленным высокопористым кремнистым породам, слагающим кровельную часть доюрского комплекса плиты. В пределах опытного участка из 15 пробуренных скважин в шести были получены притоки флюида из пород фундамента, а в трех – из нижнеюрских базальных отложений, причем в скв. 5п получены притоки как из пласта ЮС₁₁, так и доюрского объекта (рис. 1, а). Добываемая продукция (дебитом от 18 до 250 м³/сут) представлена газом, конденсатом, нефтью и водой. В процессе разработки отмечается быстрое снижение дебитов и пластовых давлений, что указывает на упругопластический режим залежей и их небольшие размеры.

Пласты ЮВ₁₀ (тоар) и ЮВ₁₁ (плинсбах) представлены главным образом песчаниками и гравелитами кварцевого и полимиктового состава. Анализ их ФЕС показал, что в большинстве случаев они попадают на границу коллектор–неколлектор и характеризуются пористостью (Кп) около 9,5 % и проницаемостью (Кпр) – 0,8 фм² . И лишь когда они подверглись вторичным преобразованиям, их ФЕС имеют достаточно высокие значения: k_п – 13–14 % и k_np–до 13 фм². Доюрский комплекс сложен изверженными породами основного состава, черными сланцами и кремнистыми известняками преимущественно визейского (О.И. Богуш, В.О. Юферев) возраста, а также развитыми по ним осветленными высокопористыми породами. Из них коллекторами являются лишь осветленные кремнистые разности, содержащие до 75– 95 % SiO₂ (силициты). Их k_п изменяется от 12 до 34 %, а К_пр от 0,5 до 295 фм².

Осветленные разности (аргиллит-силициты), возникающие по черным сланцам, имеют более низкие ФЕС (k_п – от 8 до 21 %, К_пр – от 0,05 до 2,5 фм²) и существенно глинистый состав (до 60 % глин). Обе разновидности осветленных пород с высоким содержанием остаточной воды (26–97 %), особенно аргиллит-силициты, что связано с наличием в них большого числа мелких пор, заполненных водой [1]. Исследования структуры порового пространства позволили отнести их к трещинно-кавернозно-поровому типу коллектора.

На молодой возраст формирования вторичных “гидротермальных” коллекторов и залежей указывает тот факт, что на глубине около 3,5 км сохранилась пористость, достигающая в отдельных образцах 34 %. На этих же глубинах гравелиты кварцевого состава, образовавшиеся из выветрелых обломков кремнистых известняков, характеризуются k_п не более 9–10 %.

Прогнозирование участков развития базальных песчаников шеркалинского типа (ЮВ_10-11) производилось с помощью палеогеоморфологической интерпретации данных сейсморазведки [4]. На Северо-Варьеганском месторождении общие толщины нижней котухтинской пачки (A₁–k₁) и нижней юры (A₁–T₃) связаны положительной корреляционной связью (R=0,82) с толщинами песчаных тел. По разрезам выравнивания установлено, что прогноз песчаных тел пласта ЮВ₁₁ можно осуществить по критериям (A₁ –k₁ )>18 мс, (А₁–К₂)>54 и (А₁–Т₃)>115, где А₁, К₁, К₂ и Т₃ – отражения, связанные с кровлями доюрского комплекса, пласта ЮВ₁₁, тогурской пачки и нижней юры соответственно.

По карте изохор A₁–Т₃ построены палеогеоморфологическая карта нижнеюрского времени и прогнозная карта развития песчаных тел пласта ЮВ₁₁ (см. рис. 1,а). Их анализ показал, что рельеф на время начала накопления юрских отложений был представлен структурными террасами, последовательно понижающимися к западу и северо-западу. Общий перепад высот составлял 120 м. Наиболее высокое положение занимала юго-восточная часть площади, слаборасчлененная денудационная равнина, в пределах которой осадки пласта ЮВ₁₁ не отлагались. Вторая зона, более расчлененная равнина, в пределах которой пласт ЮВ₁₁ сохранился в отдельных погружениях. Палеовозвышенности служили источниками местного сноса терригенного материала. Через центральную часть проходит зона субмеридионального и северо-восточного простирания, представляющая собой сильнорасчлененную аккумулятивную равнину, на которой развиты линзовидные песчаные тела пласта ЮВ₁₁ с толщинами до 14 м (скв. 5п). Здесь возможно обнаружение литологически и тектонически экранированных залежей. Северо-западная часть территории наиболее погружена и, по-видимому, является частью ингрессионного морского бассейна. В ее пределах возможно развитие полосовидных и покровных песчаных тел пласта ЮВ₁₁.

По принятой модели формирования вторичных коллекторов наибольший интерес представляет выделение дизъюнктивных нарушений, возраст которых не должен превышать 100 тыс. лет [3]. По степени активизации новейших движений построены карты линеаментной тектоники и расчлененности дневной поверхности (рис. 2) и рассмотрено распределение скважин в зависимости от расстояний (l₁ и l₂) до двух ближайших пересекающихся линеаментов и от азимутов их направлений (Q₁ и Q₂). Продуктивные скважины (за исключением 11п) расположены в пределах расстояний 50–150 м по l₁ и 100–200 по l₂, непродуктивные –50–300 и 250–550 м соответственно. Продуктивные скважины в поле с координатами Q₁ и Q₂ обособляются в пределах углов 10–40 и 300–320°, тогда как непродуктивные характеризуются азимутами 30–60, 290, 330 и 350°. Величина выборки из 15 скважин не позволяет оценить надежность критериев разделения скважины по дистанционным материалам на продуктивные и непродуктивные. Однако полученные результаты позволили осуществить комплексирование аэрофотокосмических съемок с сейсморазведкой и построить интерпретационную модель строения залежи зоны контакта юрского и доюрского разрезов.

Сопоставление структурных карт по горизонтам А (нестратифицированная внутрипалеозойская граница) и А₁, карт изохор А–a₁ и a₁–Т₃ со схемой линеаментов и картой новейших движений (см. рис. 2) показывает, что разрывные нарушения, закартированные по сейсморазведке в низах мезозойского чехла и доюрском основании, отображаются в геоиндикационных признаках. Большая часть линеаментов имеет связь с глубинным строением, которая обнаруживается при сопоставлении роз-диаграмм линейных элементов карт изохор нижнеюрских и доюрских образований (рис. 1, а, б) с розами-диаграммами линеаментов дневной поверхности (см. рис. 2). Выделены пять линеаментных зон (1–1 – 1–5) и 15 морфоаномалий (цифры в кружках).

Анализ сейсмических данных позволил выделить блоки и межблоковые зоны в современном и палеоплане, вдоль которых возможно последующее развитие вторичных коллекторов гидротермального происхождения. Разрывные нарушения (межблоковые зоны) имеют в разрезе размеры от 100 до 400 м, иногда до 800. Около 50 % зон в плане сосредоточено в приосевых частях положительных структур, 35 – вблизи уступов, 15 – в приосевых частях долин. В целом, расчлененные внутрипалеозойские поверхности по горизонту А сменяются более спокойными по кровле доюрского основания (A₁) и нижней юры (Т₃). По плановому положению минимальных и максимальных толщин отмечаются инверсии, происходившие на отдельных участках изучаемой территории. По розам-диаграммам видна и унаследованность преимущественных простираний структур в каждом комплексе. В различиях роз-диаграмм по отдельным структурным комплексам в современном и палеоплане запечатлена структурная дифференциация этих комплексов в истории геологического развития.

К перспективным зонам с точки зрения наличия коллекторов вторичного происхождения (см. рис. 1, б) отнесены участки разрывных нарушений по горизонту a₁, приосевые зоны локальных поднятий и структурных носов, скачков Dt₀, выделенные непосредственно по временным разрезам. Большая часть скачков Dt₀ совпадает в плане с разрывами, которые картируются по градиентным зонам поверхности А₁ и закономерно располагаются относительно структурных линий. Часть этих нарушений проявляется в плане в виде локальных особенностей, которые из-за редкой сети профилей и относительно небольших значений не удается проэкстраполировать внутрь сейсмических полигонов. Ширина зоны дробления (повышенной проницаемости), по полученным данным, равна 0,4–0,6 км. Ее длина определяется длиной структурной линии, откартированной на карте изохрон по горизонту A₁. Бесперспективные зоны шириной 0,3– 1,2 км связаны с приосевыми частями долин и впадин (зоны сжатия). Длина их определяется длиной долин и надежностью выделения по карте горизонта А₁. Бесперспективные зоны, разделяющие перспективные участки, обладают большей протяженностью и образуют в плане характерный “блоковый” рисунок с азимутами простираний 320 и 40°.

С помощью графического комплексирования карт информативных признаков получена карта прогноза зон трещиноватости и вторичных коллекторов (см. рис. 1, б). На ней выделялись полосовидные, иногда пересекающиеся участки с различной степенью перспективности. Несмотря на редкую сеть профилей для картирования таких объектов, плановое положение продуктивных и “сухих” скважин подтверждает правомерность такой интерпретации. На карте просматривается система пересекающихся полосовидных тел с определенными азимутами простираний. Розы-диаграммы для перспективных и бесперспективных зон имеют преимущественно северо-западное и северо-восточное простирание.

4. Базальные нижнеюрские песчаники картируются с помощью сейсмопалеогеоморфологического анализа. Гранулярные коллекторы пласта ЮВ₁₁ образованы при денудации останцовых форм, представленных кремнистыми известняками. ФЕС нижнеюрских коллекторов существенно улучшаются в результате гидротермальной проработки. Рекомендовано с целью доразведки пробурить шесть скважин, из которых три первоочередные и три зависимые.

1. Зубков М.Ю., Федорова Т.А. Гидротермальные вторичные коллекторы в черных сланцах // Геология нефти и газа.– 1989.– № 6.– С. 26–30.
2. Коллекторы доюрского – юрского комплекса Северо-Варьеганской площади / С.В. Архипов, Ф.Я. Боркун, В.Т. Питкевич, Ю.В. Фаин // Геология нефти и газа.– 1989.– № 5.– С. 14–17.
3. Пилип Я.А., Даниленко В.А. Экранирующие способности флюидоупоров и их роль в процессах миграции нефти и газа. //В кн.: Генерация и миграция нефти.– М.: Изд. ВНИГНИ.– 1989.– С. 48–56.
4. Трусов Л.Л. Методика сейсмопалеогеоморфологических исследований на примере нижнеюрских отложений западного склона Сургутского свода. // В сб.: Практические результаты и перспективные направления палеогеоморфологических исследований в нефтегазоносных районах СССР.– М.: Изд. ВНИГНИ.– 1987.– С. 31–39.

Based on the results of investigating the material composition of rocks composing the basal deposits of Jurassic and pre-Jurassic sequences, as well as on remote sensing and seismic data, criteria for identifying the prognostic zones of the development of secondary reservoirs of hydrothermal origin are used and first priority well spud-in places are delineated.

Рис. 1. Прогнозная карта развития пласта ЮВ₁₁ (а) и схема зон вторичных коллекторов контакта юрских и палеозойских пород (б) Северо-Варьеганского месторождения:

1 – зона отсутствия пласта ЮВ₁₁, 2 – зона преимущественно глинистого его состава, зоны развития песчано алевролитовых тел 3 – линзовидных, 4 – покровных, 5 – локальные погружения рельефа 6 – скважины с продукцией из нижнеюрского и (или) доюрского комплексов (а), “сухие” (б) и рекомендуемые (в), 7 – предполагаемая граница раздела черных сланцев и известняков, зоны коллекторов 8 – высокоперспективные, 9 – перспективные, 10 – бесперспективные, 11 – локальные структуры, 12 – розы-диаграммы линеаментов карты изохрон А₁–Т₃ (1), перспективных (2) и бесперспективных (3) зон коллекторов

1 – линеаменты (зоны) 1 ранга, линеаменты и дуготипы 2 – 2-го, 3 – 3-го рангов, 4 – блоки центральный (А), юго-западный (А₁), северо-восточный (A₂), северо-западный (Б), восточные (В, В₁ и B₂)