4.3.3 Литологические и структурно-литологические ловушки и залежи ув

Как отмечено выше, структурно-литологические ловушки широко развиты в отложениях средней юры и связаны с выклиниванием русловых и пляжево-баровых песчаных тел и литологическими замещениями их гли-нами Практическое значение ловушки этого типа имеют в верхней части разреза тюменской свиты (пласты Ю_2-4), где к ним приурочено большое количество залежей УВ.

Картирование таких ловушек и зон увеличения толщин песчаных ре-зервуаров средней юры по данным сейсморазведки МОВ ОГТ является важной, но исключительно сложной задачей. Вследствие тонкослоистости и линзовидного строения средней юры, близости акустических жесткостей проницаемых и непроницаемых пород, песчаные резервуары этого воз-раста слабо выражены в сейсмическом волновом поле. По этой причине с ними не связаны амплитудные (динамические) аномалии.

По результатам двумерного сейсмогеологического моделирования установлено, что резкое увеличение толщин песчаников в кровле тюмен-ской свиты (от 0 до 25 м) может быть зафиксировано как «палеоврезы» на сейсмических временных разрезах при рабочих частотах около 40 Гц и практически не проявляется на более низкочастотных разрезах. Аналогичная картина в волновом поле может наблюдаться и при любых литологических замещениях, не связанных с появлением в разрезе песчаных пород.

Как благоприятные поисковые критерии развития сравнительно мощных песчаных тел в кровле тюменской свиты могут быть использованы качественные характеристики волнового сейсмического поля - наличие холмообразных сейсмофаций, увеличение периода волны Т, контролирующей кровлю тюменской свиты, сложное, сложное строение фазы Б₁ (нижняя фаза волны Б), которая в зонах малых толщин верхней юры следится практически в кровле тюменской свиты.

Однако эти показатели не могут в целом обеспечить высокую эффек-тивность поисков высокодебитных коллекторов в средней юре. Эта задача требует повышения разрешенности сейсмической записи и может быть ре-шена при широком комплексировании геолого-геофизической информа-ции преимущественно на разведочной стадии геологоразведочного про-цесса.

Аналогичные ловушки и залежи УВ, залегающие в меловых отложениях, вследствие более высокой пористости могут картироваться динамическими аномалиями, особенно в случае заполнения резервуаров газом.

Особое значение имеют русловые и канальные аккумулятивные седиментационные тела, которые рассмотрены ниже.

4.3.4 Русловые и канальные ловушки и залежи ув

Наличие канальных форм седиментации в продуктивных отложениях юры и мела Западной Сибири предполагалось еще на первых этапах изу-чении геологии и нефтегазоносности этого бассейна и описано в работах В.П.Маркевича, Ф.Г.Гурари, С.Г.Саркисяна, Ю.Н.Карогодина, М.В.Коржа, А.И.Сидоренкова, С.И.Филиной, А.Г.Мухер, Г.С.Ясовича, М.Ю. Эрвье, Ф.Т.Яншиной и многих других исследователей. Однако широкое распространение аллювиальных и дельтовых русловых и канальных песчаных тел предполагалось исходя из общих представлений о фациальном составе и условиях формирования отложений юры и мела. Установить точное плановое положение аккумулятивных тел канального генезиса по редкой сети поисковых и разведочных скважин было практически невозможно.

В дальнейшем, при возрастании степени изученности продуктивных отложений бурением, появилась возможность выделять канальные (русло-вые) песчаные тела в разрезах разведочных и эксплуатационных скважин. «Шнурковые» залежи УВ, приуроченные к таким резервуарам, установле-ны и изучены на многих месторождениях ЗС. Тем не менее, даже при ти-пичной «русловой» форме записи каротажных кривых (возрастание амплитуды ПС в основании песчаного пласта), картирование русел и, тем более, прогноз их планового положения между скважинами или на неразбуренных участках месторождений, оставались трудно решаемыми задачами.

Типичная русловая форма записи кривой ПС против песчаных пла-стов широко распространена в нижней-средней юре, неокоме (особенно готерив-баррем), апте-сеномане. Однако при сопоставлении разрезов скважин, в которых одновозрастные песчаные пласты имеют русловую форму каротажных кривых, зачастую выясняется, что эти пласты имеют широкое площадное, а не канальное распространение. Возможно, что это аллювиальные отложения, связанные с поясами активного меандрирования рек.

Анализ циклического (трансгрессивно-регрессивного) развития За-падно-Сибирского седиментационного бассейна в мезозое свидетельствует также, что в начальные этапы трансгрессий, при некотором повышении уровня моря, или седиментационной емкости бассейна, происходит после-довательное, медленное наступление на континент дельтового-пляжевого пояса осадков, для которых характерна повышенная зернистость базальных слоев и уменьшение зернистости за счет заиливания в кровле пластов.

Таким образом, учет динамического развития седиментационного бассейна позволяет заключить, что форма каротажных кривых не может являться единственным и надежным критерием выделения канальных (русловых) аккумулятивных тел.

Принципиально новые возможности картирования индивидуальных аккумулятивных тел канального генезиса открывает сейсморазведка МОГТ 3D. В настоящее время канальные седиментационные формы выявлены по этим данным в отложениях апта (пласты ВК_1-2 викуловской свиты) на Приобском, Енъяхинском, Уренгойском и др. месторождениях, в пласте АС₄ (Сургутский район) и АВ₁ (Нижневартовский район), в отложениях неокома (пласт БС₉) Сугмутского месторождения, в пластах БУ₁₀, БУ₁₁, БУ₁₂ на Песцовом, Енъяхинском и Уренгойском месторождениях, в ачимовской толще Ямбурга и др. месторождений, в верхней юре (пласт Ю₁) Нижневартовского района, в средней юре на месторождениях Большого Уренгоя и многих других месторождениях.

В соответствии с представлениями П. Вейла и других отцов сейсмостратиграфии, русла палеорек характерны для периодов резких падений уровня мирового океана, которых в мезозойско-кайнозойской истории Земли насчитывается огромное количество. Хотя развитие Западно-Сибирского рифтогенного бассейна было своеобразным и он в отдельные промежутки времени прогибался весьма интенсивно (нижняя юра - тоар, титон, неоком), в «противофазе» с изученными авторами «Сейсмической стратиграфии» бассейнами, на отдельных этапах его развития этапы падения уровня моря в ЗС и на графиках колебания уровня мирового океана (например, под редакцией Грацианского, 2006 г., рис. 2.26) совпадают. Это плинсбах, средняя юра, включая пограничные слои бата и келловея (т.е. уровень пласта Ю₂), оксфорд (пласт Ю₁), апт (особенно событие Ар6, отвечающее уровню ОГ М′), альб, сеноман. На всех этих уровнях в ЗС в больших количествах выявлены палеорусла рек, которые относятся к «врезанным» речным долинам.

Наиболее эффектно каналы проявляются на пластовых (погоризонтных) сечениях кубов сейсмических данных, хорошо заметны они и на обычных горизонтальных сечениях кубов данных МОГТ 3D на малоамплитудных тектонических структурах, на которых структурный фактор сказывается незначительно. На пластовых сечениях канальные седиментационные формы больше всего напоминают изображения рек на географических картах. Они имеют различную степень извилистости, характеризуются наличием меандр и притоков, выражаются в волновом поле резким изменением амплитуд отраженных волн относительно окружающих участков.

На временных сейсмических разрезах, пересекающих эти каналы, заметны закономерные просадки отражающих горизонтов, к ним приуроченные и контрастные динамические аномалии. «Временная мощность» таких аномальных зон изменяется от 10 до 50 мс, что соответствует толщине выполняющих их осадков от 15 до 100 м (с учетом глубины залегания и дифференциации интервальных скоростей). Такие каналы вскрыты ограниченным числом скважин, однако имеющиеся данные позволяют говорить о преимущественно песчаном составе выполняющих их осадков.

Фациальная интерпретация таких канальных форм седиментации различна. В тюменской, васюганской и викуловской свитах они связаны с аллювиальными отложениями. В неокоме каналы в шельфовой и субконтинентальной областях встречаются крайне редко, они связаны с речными и дельтовыми руслами, зато на склонах шельфовых террас канальные формы седиментации встречаются в изобилии. Это каналы турбидитов, или мутьевых потоков. Они могут быть выполнены как песчаными осадками, так и преимущественно глинистыми отложениями, заполнившими эрозионные турбидитовые врезы. Следует отметить, что в нижней части склонов шельфовых террас они обычно заполнены песчаными осадками.

Выявленные канальные аккумулятивные тела представляют несо-мненный нефтегазопоисковый интерес, так как с ними связаны литологиче-ски замкнутые песчаные резервуары. Канальные формы седиментации на склонах неокомских палеошельфов приурочены к палеодельтам. Поэтому, кроме вероятного обнаружения склоновых резервуаров, они представляют интерес и для поисков зон опесчанивания ачимовских отложений, расположенных восточнее таких каналов.

На ряде месторождений каналы турбидитов, содержащие залежи нефти, изучены эксплуатационным бурением. Например, такой канал вскрыт бурением в нижней части разреза пласта БВ₆ Повховского место-рождения. Канал имеет небольшую ширину (до 500 м), но протягивается по склону на значительное расстояние (рис. 4.7).

Для картирования индивидуальных аккумулятивных форм пригодны материалы высокого качества, обработанные с использованием миграции до суммирования и учетом неоднородностей верхней части разреза, что повышает разрешенность сейсмической записи и качество суммирования.

По материалам съемок МОГТ 3D на Песцовом месторождении в кровле тюменской свиты выявлена система речных русел (рис. 4.8). Целенаправленное заложение глубоких поисковых скважин на эти русла привело к открытию высокодебитных газоконденсатных залежей. Так, в скв. 210 вскрыт высокопористый и однородный пласт Ю₂, имеющий эффективную газонасыщенную толщину более 30 м. Дебит газа из этого пласта превышает 300 тыс. ^м3/сут. В скв. 208 свободный дебит газоконденсатной смеси из пласта, связанного с другим, более мелким палеоруслом, составил около 1 млн. м³/сут.

В дальнейшем, при наращивании площади Песцового куба и выполнения сейсморазведки МОГТ 3D на соседней, Харвутинской площади, выяснилось, что Песцовая палеорека имеет большую протяженность и является магистральной. Кроме основной протоки, закартировано большое количество соизмеримых с основным и более

Ю₂

Рис. 4.8 а – Песцовая палеорека, пласт Ю₂. Срез куба амплитуд МОГТ 3D; б – скв. 210, расположенная в палеореке имеет Нэф пласта Ю₂ около 30 м

мелких русел, что наводит на мысль о том, что на рассматриваемой территории расположена дельтовая равнина. Следует также отметить, что на вертикальных сечениях куба амплитуд и разрезах МОГТ 2D эта крупная река, как и более мелкие русла, практически не заметны, хотя проявляются на разрезах акустических жесткостей (импедансов).

Крупные каналы и русла палеорек могут быть закартированы и по материалам съемок МОГТ 2D, имеющих высокое качество и регулярную сеть наблюдений. В данном случае должен быть использован палеогеоморфологический подход – картирование палеопрогибов, к которым преимущественно приурочены палеоречные долины, а также анализ сейсмофаций. Именно таким путем была закартирована крупная русловая зона на Средненадымской площади, разбуривание которой привело к открытию залежи нефти в пласте Ю₂ тюменской свиты (рис. 4.9).

Рис. 4.9 Средненадымское месторождение, связанное с залежью нефти в пласте Ю₂. а – карта амплитуд по пласту Ю₂, амплитуды возрастают в русловой зоне. Материалы МОГТ 2D; б – фрагмент временного разреза через русловую зону

Русловая зона в пласте Ю₂ (ОГ ТЮ₂) представлена на разрезе широкой, интерференционной фазой со слабо выраженной косослоистость, которая напоминает черепитчатую сейсмофацию, которая характерна для дельтовых фаций. Также следует заметить, что русловая зона располагается в палеопрогибе.

Если для отложений тюменской свиты русловые тела являются самостоятельными объектами поисков и разведки, то в отложениях апта, альба и сеномана палеорусла лишь осложняют пластовые сводовые и массивные залежи УВ. Тем не менее, с этими руслами связаны большие эффективные толщины песчаных пластов, поэтому их картирование имеет большое значение для разведки и подготовки моделей залежей УВ. В викуловской свите, коллекторы которой имеют низкие фильтрационно-емкостные свойства, речные русла могут обеспечить более высокую дебитность притоков. На рис. 4.10 показан типичный погоризонтный срез на уровне ОГ М' (апт) с обилием палеорусел рек.

Рис. 4.10 Русла палеорек в интервале ОГ М^I (апт). Материалы объемной сейсморазведки МОВ ОГТ. Север Западной Сибири

Для ачимовской толщи каналы мутьевых потоков (турбидитов) являются основными поставщиками обломочного материала с шельфа к его подножью. Современные сейсморазведочные данные МОГТ 3D с высокой плотностью наблюдений показывают обилие таких седиментационных форм в случаях высокой песчанистости и больших эффективных толщин ачимовских резервуаров. Форма русел разнообразная прямая и извилистая, их ширина колеблется от первых сотен метров (вероятно, более узкие каналы просто не видны) до первых километров. Особенно большое количество каналов турбидитов установлено на Ямбургском месторождении, ачимовская толща которого имеет толщину до 400 м с эффективными толщинами до 200 м.

На рис. 4.11, 4.12 показаны каналы мутьевых потоков, закартированные на этом месторождении по материалам сейсморазведки МОГТ 3D. Наблюдения по ачимовской толще Ямбурга позволяют заключить, что выделение в ачимовских отложениях фаций «конусов выноса» и «канальных» фаций не совсем правомерно, т.к. конусы выноса представляют собой лишь совокупности каналов мутьевых потоков.

Рис. 4.11 Каналы мутьевых потоков в ачимовских отложениях Харвутинской площади. а – На погоризонтном срезе; б – на вертикальном сечении куба амплитуд русла хорошо заметны (показаны стрелками)

Рис. 4.12 При правильной корреляции ОГ зоны ачимовских депоцентров с максимальными толщинами песчаников совпадают с зонами наибольшего количества канальных сейсмофаций