4.4 Методика построения карт эффективных толщин надугольной и подугольной пачек васюганской свиты.

На изучаемой территории основные запасы углеводородов приурочены к горизонту Ю₁васюганской свиты. Для построения карт распределения залежей углеводородов и нефтегазоперспективных объектов необходимо знать современный структурный план кровли песчаного пласта, а также иметь представление о распределении эффективных толщин его песчаных резервуаров и результатов испытаний в скважинах.

Для определения зон распространения песчаников горизонта Ю₁ были построены карты общих и эффективных толщин надугольной и поугольной пачек васюганской свиты.

В Западной Сибири аномалии кривой ПС (αПС) традиционно используются в качестве характеристики песчанистости отложений. Выделение в терригенном разрезе коллекторов производится с помощью αПС для которого определяется граничное значение коллектор-неколлектор, в данной работе используется значение 0,32, что примерно соответствует коэффициенту пористости 12%, коэффициенту проницаемости 1мД, следовательно все пласты αПС >αПС_гр выделяются как коллектора.[Конторович В.А, 2002]

В изучаемых скважинах на территории исследования были проведены линии значения αПС_грна каротажных диаграммах, выделены песчаные коллектора в надугольной и подугольной пачках и посчитана их суммарная мощность для каждой из скважин.

Затем путём регрессивного анализа были получены зависимости эффективных толщин для надугольной и подугольной пачек (рис.22; рис.23) и построены соответствующие карты (рис.24; рис.25):

для надугольной пачки: dН(НУ_eff)=0,858*dН(НУ)+6,2713; коэффициент корреляции равен 0,76;

для подугольной пачки: dН(ПУ_eff)=1,1307*dН(ПУ)-6,1353; коэффициент корреляции равен 0,77 ;

dН(НУ_eff)-эффективная мощность песчаников надугольной пачки;

dН(НУ)-мощность надугольной пачки;

dН(ПУ_eff)- эффективная мощность песчаников подугольной пачки;

dН(ПУ)-мощность подугольной пачки.

Рис. 22 Зависимость эффективных толщин надугольной пачки от общих толщин надугольной пачки васюганской свиты.

Рис. 23 Зависимость эффективных толщин подугольной пачки от общих толщин подугольной пачки васюганской свиты.

По графикам зависимостей видно, что эффективные толщины песчаных пластов связаны прямо-пропорционально зависимостями с общими толщинами этих пачек.

24

25

Завершающий этап картопостроения заключается в построении карт распределения залежей углеводородов для надугольной и подугольной пачек васюганской свиты.

Прогнозные карты строятся с использованием карт эффективных толщин продуктивных горизонтов и карт структурных поверхностей по кровле данных пачек, а также с использованием результатов испытаний в скважинах.

Надугольная пачка. В границах изучаемой территории прогнозируемые эффективные толщины песчаных пластов Ю₁^1-2 варьируются в приделах от 2 до 20 м, преимущественно составляя на большей части территории порядка 10 м. Присутствие песчаников-коллекторов доказано результатами испытаний, практически во всех скважинах из песчаных пластов получены притоки воды или нефти.Наиболее крупное в южной части Нижневартовского свода Малореченское месторождение связано с песчаными пластами Ю₁^1-2 надугольной пачки горизонта Ю₁. Западно-Аленкинская Комсомольская, Аленкинская локальные поднятия оказались водоносными.

Сравнительный анализ корреляционных схем позволяет отметить, что на рассматриваемых площадях продуктивные песчаные пласты Ю₁^1-2 практически повсеместно залегают под достаточно мощнойглинистой пачкой, которая залегает под нефтепроизводящими породами баженовской свиты. Глинистые отложения являются мощными флюидоупорами, они препятствуют миграции углеводородов из баженовской свиты в песчаные резервуары васюганской свиты и предопределяют их водонасыщенность.

В процессе исследования была построена карта толщин георгиевской свиты (рис.26)путём вычитания из кровли надугольной пачки васюганской свиты подошву баженовской свиты:

DH_Gr=Н_ну_КР – H(II^a), где

Н_ну_КР-абсолютные отметки глубины кровли надугольной пачки;

H(II^a)-абсолютные отметки глубины залеганияподошвы баженовской свиты;

Для выявления нефтеперспективных объектов, в качестве граничного значения была выбрана пяти метровая толщина глинистых отложений, если толщина георгиевской свиты была больше, то площадь рассматривалась как бесперспективная для формирования залежей углеводородов в песчаных пластах горизонта Ю₁.

Учитывая толщину глинистой пачки в перспективную зону попадает только Аленкинская и Малореченская площади (рис.27). С Малореченской площадью связано нефтяное месторождение, а на Аленкинской при испытании песчаных пластов надугольной пачки получен

26

27

приток воды с плёнкой нефти. По результатам переинтерпретации данных материалов ГИС, выполненной специалистами ТГК, в скважине Аленкинская №101 верхняя часть пласта Ю₁¹ оказалась нефтенасыщена [ Соловьев М.В., Калинин А.Ю.].

Подугольная пачка. На изучаемой территории эффективные мощности подугольной пачки варьируются от 0 до 26 м. Максимальная мощность в 119 скважине, а минимальная в 131 на Малореченской площади.

Опираясь на такие факты как: мощность георгиевской свиты меньше 5-ти метров; высокий нефтегенерирущий потенциал баженовской свиты, достаточный для того чтобы углеводороды мигрировали не только в надугольную пачку, но и ниже по разрезу; незначительные мощности межугольной и надугольной пачки, можно утверждать, что пласты Ю₁^3-4 горизонта Ю₁ мощностью от 1 м и более могут быть продуктивными, так как углеводороды из баженовской свиты и надугольной пачки могут мигрировать в подугольную пачку и образовывать залежи.

Заключение

В результате работы были выполнены все поставленные задачи и получены следующие результаты:

1. Проведён обзор опубликованной литературы;

2. Выполнен анализ временных сейсмических разрезов, проинтерпретированы иоткоррелированыосновные сейсмические реперы;

3. Построен ряд структурных карт по реперным отражающим сейсмическим горизонтам;

4. Построен набор карты толщин отложений основных сейсмогеологических комплексов;

5. Выполнен анализ структурных и палеоструктурных построений;

6. Проинтерпретированы материалы данных ГИС верхнеюрских отложений исследуемого района;

7. Разработаны критерии прогнозирования геологического строения верхнеюрских отложений;

8. Построена сейсмогеологическая модель верхнеюрских отложений;

9. Оценены перспективы нефтегазоносности объекта исследования и выделены нефтеперспективные структуры.

Важными этапами тектонического развития юго-востока Нижневартовского свода являются юрский, так как на севере исследуемой территории наблюдалась тенденция к относительному воздыманию, была сформирована замкнутая положительная структура, включающая Малореченское, Аленкинское и Захарютинское поднятия., на юге и северо-западе наблюдается общая тенденция к прогибанию. А также постсеноманский этап развития, так какактивно формировались крупные тектонические элементы – Нижневартовский свод и Колтогорскиймегапрогиб, окончательно сформировались все положительные и отрицательные структуры в рельефе кровли юры.

Наличие в разрезе вехней юры регионально-развитого горизонта Ю₁, являющегося резервуаром для залежей углеводородов и перекрывающих его битуминозных кремнисто-глинисто-известковистых пород баженовской свиты, выполняющих с одной стороны роль основного источника углеводородов, а с другой региональной покрышки, создаёт исключительно благоприятные предпосылки для формирования залежей углеводородов.

В песчаных пластах надугольной пачки васюганской свиты выделена только одна залежь углеводородов на Малореченской площади.

Пласты Ю₁^3-4 горизонта Ю₁ мощностью от 1 м и более могут быть продуктивными, так как углеводороды из баженовской свиты и надугольной пачки могут мигрировать в подугольную пачку и образовывать залежи.

Список литературы:

1. Геологическое строение и тектоническое развитие юго-восточной части Нижневартовского свода / М.В. Соловьев, А.Ю. Калинин // ИНТЕРЭКСПО ГЕО-Сибирь. – 2014.- Т. 2.-№1. – С.

2. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, Н.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. – М.: Недра. – 1975. – 700 с.

3. Геофизические методы исследования земной коры / В.К. Хмелевской .-1997.

4. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин / В.Н. Дахнов. М.: Недра, 1982.-448 с.

5. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин / С.С. Итенберг.М.: Недра, 1987.-378 с.

6. Мезозойско-кайнозойская тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири/ В.А. Конторович// Геология нефти и газа. – 2009.-Т.50.-№4.

7. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири, вып.2. Западно-Сибирский бассейн / А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А.А. Трофимук и др.; гл. ред. А.Э. Конторович. – Новосибирск. – 1994. –201 с.

8. О морфологической классификации платформенных структур / В.Д. Наливкин // Геология нефти и газа. – 1962. – № 8. – С. 24-28.

9. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. –114 с., прил. 3 на 31 листе.

10. Сейсмическая стратиграфия / Ч. Пейтон.М.: Недра, 1987.-486 с.

11. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система./Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. -Новосибирск: Издательств СО РАН, филиал «ГЕО», 2000 г.- 480с.

12. Тектоника Западно-Сибирской плиты и ее районирование по перспективам нефтегазоносности / М.Я. Рудкевич. М.: Недра, 1969. – 278 с.

13. Тектоника и история развития юго-восточных районов Западной Сибири в мезозое и кайнозое/ В.А. Конторович// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002.-№4.-С.4-16.

14. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайонозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири / В.А. Конторович – Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО». – 2002. – 253 с.

15. Тектоника и нефтегазоносность центральной части Александровского свода / В.А. Конторович, Л.М. Калинина, В.В. Лапковский, М.В. Соловьев, А.Н. Бахарев // Геология нефти и газа. – 2011. – № 5. – С. 119-127.