10. Литолого-сейсмофациальная зональность ачимовской толщи (основные признаки зон).

На период формирования позднеюрско- неокомских отложений, в

границах площадного распространения клиноформного комплекса

можно выделить ряд фациальных зон .

Восточная часть исследуемой территории . характеризуется

постепенным замещением георгиевско - баженовских отложений ( с запада на

восток) более мощными глинисто- песчанистыми образованиями сиговско-

яновстанской свит, образующих региональный аккумулятивный склон ,

погружающийся на запад . На этом склоне залегают осадки двух первых

неокомских клиноформ БТ17-19 Ач20, БТ14-16 Ач19 берриасского возраста .

Для данного комплекса осадков характерны следующие геологические

особенности :

- сравнительно небольшие толщины комплексов, представленных

преимущественно однородными песчаными разностями, и вертикальные амплитуды клиноформ , что свидетельствует об относительной мелководности бассейна;

- нечеткое разделение разреза на ундаформную , клиноформную и

фондоформную части , что приводит к отсутствию литологической

зональности , нерезкий переход прибрежно- мелководных песчаников к

глинистым отложениям склона, далее к ачимовским песчано -

алевритовым образованиям

- отсутствие в керне типичных оползневых текстур

- пологие углы наклона глинистого склона, что снижало его

экранирующие свойства и , по- видимому , приводило к частичной

миграции УВ из ачимовской толщи

- отсутствие на сейсмических разрезах выраженных сигмовидных

отражений ( моноклинальные сейсмофации)

Нефтегазовый потенциал данной зоны относительно невелик . Продуктивность

разреза установлена только в северной части , куда глубины бассейна, как и в

западном направлении, увеличиваются.

Максимальной нефтегазоносностью клиноформного комплекса характеризуется вторая зона, приуроченная к центральной части .

Всего в пределах данной зоны протрассированы клиноформы БП18Ач18

берриас - валанжина; БП17Ач17, БП16Ач16, БП14Ач15, БП12Ач13-14, БП10-11 Ач12, БП9Ач11, БП8Ач9-10, БП7Ач7-8; БП5-6Ач6 валанжина и БП2Ач5 нижнего готерива.

В южной части исследуемой территории клиноформы БП18Ач18, БП17Ач17

имеют аналогичную характеристику и строение, что и клиноформы БТ17Ач20

и БТ14Ач19, т . е. они тоже попадают в восточную сейсмофациальную зону . К

литолого-фациальным особенностям комплекса данной зоны следует отнести :

- выделенные одиннадцать клиноформ, практически везде взаимно

перекрывающих друг друга ( уренгойский тип разреза , что

сводит к минимуму наличие между ними зон глинизации;

- более четко выраженная сигмовидная форма отражений,

увеличивающаяся в западном направлении

- обилие текстур , характерных для турбидитных образований, зон

трещиноватости , преобладание комбинированного трещинно - порового

коллектора

- увеличение в западном направлении крутизны глинисто-

алевритовых склонов , интервальных толщин клиноформ, что свидетельствует о

возрастании глубин седиментационного бассейна

- наиболее концентрированный тип ачимовской толщи на восточных

склонах крупных поднятий

- более сложное , дифференцированное, строение клиноформ по

сравнению с восточной зоной ( рис . 3, 8 и т . д.);

Третья зона, примыкающая к западной границе площадного

распространения ачимовского нефтегазоносного комплекса ограничивается осевой частью неокомского седиментационного бассейна . В ее составе выделено четыре клиноформы: БУ7Ач4, БУ5 Ач3, БУ3 Ач2, БУ1Ач1 готеривского возраста.

По сравнению с предыдущей зоной в ней увеличивается доля глинистой

составляющей , для клиноформ больше характерно линзовидно- прерывистое,

моноциклитное строение ,что связано с дефицитом

терригенного материала, поставляемого с прибрежно- мелководной области .

Четвертая зона готерив - барремских клиноформ восточного падения

расположена западнее осевой части неокомского палеобассейна и приурочена

целиком к глинисто-алевритовому разрезу , коллекторов не содержит ( рис . 1).

Этот тип мы назвали ложным [14], поэтому данная зона не включена в границы

площадного распространения ачимовского комплекса .

Такой литологический состав зоны обусловлен тем , что в неокомское время Палеоурал представлял собой пенепленизированную равнину .

Относительно пассивный режим этого участка земной коры приводил к размыву

кор выветривания и выносу в неокомский бассейн преимущественно глинистых

осадков .

11. Разведочный этап, его стадийность. Задачи, стоящие перед разведочным этапом.

Стадии:

1) оценка м-ий или залежей УВ,

2) подготовка к их разработке.

Экономическая целесообразность!

Проводить разведку при минимальном кол-ве скважин, т.к. дорогостоящее бурение.

Задачи подразделяются на две категории:

1. разведка площади м-ия в целом с охватом всех нефтеносных и газоносных горизонтов;

2. разведка отдельных залежей.

Количество разведочных скважин зависит от размеров нефтяных и газовых залежей, фазовой составляющей – газовая или газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, от фациальной изменчивости пласта, важно установить общие закономерности в изменении свойств пласта по разрезу и по латерали.

При разведке залежей УВ:

1) определение основных емкостных свойств коллекторов как по площади, так и по разрезу

2) выявление гидрогеологических условий и гидродинамические исследования

3) выявление наличия или отсутствия в газовых и газоконденсатных нефтяных оторочек и условий их эксплуатации

4) проведение полноценного опробования исслед. скважин для получения основных параметров залежи

5) изучение УВ состава газа, нефти и конденсата и других сопутствующих компонентов.

12. Основные принципы выбора системы разведки месторождения УВ.

Редко встречаются однопластовые м-ия, приуроченные к одному горизонту НГК, они, как правило, многопластовые.

Разведка многопластовых м-ий нефти и газа провидится в основном по двум системам:

- сверху вниз

- снизу вверх.

В отдельных случаях применяют комбинированную систему разведки.

13. Системы разведки сверху вниз.

Разведка каждого нижележащего горизонта в многопластовом м-ии после разведки вышележащего.

14. Системы разведки снизу вверх.

Вскрытие нижних перспективных горизонтов технически доступными буровыми установками. Основной горизонт – базисный (с максимальными запасами) и от него вверх – более быстрая разведка и менее затратная.

Группирование этажей разведки.

При выделении этажей разведки необходимо учитывать также условия проходки скважин.

15. Основные принципы размещения скважин при разведке залежей УВ.

Система размещения скважин – порядок размещения минимального количества скважин для получения соответствующих геологических данных, необходимых для подсчета запасов УВ и подготовки залежей к разработке.

1) треугольная система – заложение новой скважины в вершине равностороннего треугольника. Два других угла составляют продуктивные скважины. «+» - равномерность освоения разведываемой залежи. «-» - зависимость получения положительных результатов в соседних скважин.

2) кольцевая – использовалась при разведке широких и пологих структур. Для объектов с литологической неоднородностью и колебанием мощностей такая система требует заложения большого числа скважин при этом большое количество скважин может оказаться за контуром н-г-носности.

3) профильная – следует учитывать углы падения пластов. Для рационального размещения необходимого количества скважин необходимо определить расстояние между профилями и между скважинами в профилях.

Опережающие эксплуатационные скважины.

16. Возрастной диапазон клиноформенных образований ачимовской толщи.

Возраст определяется по палеонтологическим данным.

От Ач22-Ач19 - бериас

Ач18-Ач6 – волонжин

Ач5-Ач 1 – готерив

Фораминиферы ниже 250 м не живут

17. Модель формирования ачимовской толщи, основные факторы подтверждающие модель.

Исследователи отмечают, что ачимовские отложения откладывались в условиях лавинной седиментации и имеют турбидитную природу образования, что подтверждается автором. Обломочный материал перерабатывался течениями, и максимальные значения обломочного материала приурочены к конусам выноса. В строении конусов выноса ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны выделяются разные условия седиментации. В формировании конусов принимали участие придонные склоновые течения, контуриты и нередко формировались оползни, что подтверждается сортировкой зерен и текстурными особенностями пород

Представлена относительно глубоководная, турбидитна5 модель седиментации в пользу которой свидетельствует следующее:

1. Присутствие в захоронении большого количества раковин белемнитов головоногих моллюсков, рыб, доминирующее присутствие ядег. пелицыпод, а не целых раковин, что свидетельствует об обстановка) литификации осадка вблизи критических глубин карбонатонакоплени? (слайд).

2. Отсутствие фораминифер в отложениях толщи, согласие исследованиям Богомяковой и др. донные разновидности их ниже 200iv не обитают.

3. Обилие текстур, характерных для турбидитных образований формирование которых происходило в относительно глубоководны) обстановках, отсутствие каких-либо индикаторов прибрежной волновой переработки осадка (слайд).

4. Разница времени - Ato между ундоформными и фондоформнымь* отражениями (слайд) на сейсмических разрезах (более 300 мл сек), чте подтверждается палеобатиметрическими реконструкциями методов «скользящего нуль-уровня моря».

18. Тип коллекторов в отложениях ачимовской толщи.

Ачимовская толща находится в нижней части меловой системы до кровли баженовской свиты. Толщина ачимовских отложений составляет 400 м, в которых выделены пять продуктивных пластов. Породы-коллекторы представлены трещинно-поровыми, порово-трещинными коллекторами, при вскрытии которых бурением могут отмечаться газопроявления, поглощения бурового раствора, прихваты инструмента.

19. Принципы выделения границ резервуаров неокома, характер распределения промышленной нефтегазоносности в составе резервуаров.

Задача выделения сложнопостроенных объектов неокома решалась с помощью комплексной интерпретации всех имеющихся геолого – геофизическиз материалов. В основу комплексной интерпретации: стратиграфич.привязка осадочных горизонтов к разрезам скважин , корреляция опорных и целевых осадочных горизонтов синхронно в межскважинной корреляции, интерпретация ГИС.

По сейсмическим данным морфологические элементы комплексов и их границы картируются достаточно уверенно.

На картах временных толщин для каждого клиноформного комплекса западная граница ундоформы – бровка шельфовых террас, картируется по началу резкого градиента уменьшение толщин комплекса. Сама зона резкого градиента приурочена к клиноформе. Далее на запад или северо – запад переход их клиноформы в фондоформу фиксируется по изменению градиентной области склона в область более плавного распределения изохор с низкими значениями толщин.

Область ачим.песч. тел ограничена присклоной линией глинизации с востока с соответствующ значением изопахит 100милли секунд, а на западе – дистальной линией замещения, со значен. изопахит 15мс. (значения с надыма).

Существует сложность прямого выделения по сейсмич. данным границ песч-х тел.

Основной метод площадная сейсморазведка!!!