5.3.3. Ловушки ув в пласте ю1а

В северо-восточной части ЗС верхняя юра приобретает клиноформное строение и содержит песчаные пласты в отложениях кимериджа, относимых к верхней части сиговской свиты (пласты Ю₁^А или СГ_1-4). С этими отложениями связаны как пластовые сводовые (Термокарстовое месторождение), так и структурно-литологические (Верхнечасельское месторождение) залежи нефти.

Песчаники локализуются в верхней части клинотемы кимериджского сейсмоциклита, выклиниваясь к зоне сокращения его общих толщин, на запад. Зона нулевых мощностей коллекторов кимериджа совпадает в Кынско-Часельской зоне со значениями временных толщин сейсмокомплекса кимериджа в 40 мс. Поэтому для определения положения зоны глинизации песчаных пластов кимериджского возраста может быть использовано картирование временных толщин вмещающих их отложений.

Этот методический прием широко используется для картирования зон выклинивания шельфовых песчаных пластов в клиноформных неокомских комплексах.

5.3.4. Баженовская свита (резервуар ю0)

Нефтеносность битуминозных глин баженовской и тутлеймской свит установлена в Салымском и Красноленинском районах, а также на отдельных месторождениях в северной части ЗС (например, на Известинском). Залежи нефти приурочены к трещинным глинистым резервуарам, формирование которых связано, вероятно, с тектонической трещиноватостью либо обусловлено естественным гидроразрывом глин в зонах АВПД, что также обусловлено тектоническими процессами. Для залежей характерны высокие дебиты нефти (до 250-500 м³/сут.), наличие АВПД. Продуктивные зоны имеют сложное, мозаичное распространение, а их положение не прогнозируется геологическими методами.

Влияние петрофизических неоднородностей в битуминозных глинах, связанных с наличием резервуаров, на формирование отраженных сейсмических волн было исследовано Р.М.Бембелем и В.И.Кузнецовым с помощью одно- и двумерного сейсмомоделирования. Было установлено, что при стандартной низко- и среднечастотной сейсморазведке МОГТ смена однородных по латерали участков битуминозных глин на неоднородные, содержащие коллекторы, проявляется в волновых полях уменьшением амплитуд отраженных волн.

Вполне вероятно, что продуктивные резервуары с АВПД, акустическая жесткость которых ниже, чем у вмещающих битуминозных глин, при значительных толщинах могут создавать и положительные амплитудные аномалии.

В целом можно заключить, что картирование продуктивных зон в трещинных резервуарах, связанных с битуминозными глинами, может производиться на разведочной стадии (т.е. при наличии скважин) по материалам 3D съемки МОГТ высокой разрешенности.

5.4. Неантиклинальные и комбинированные ловушки ув неокомского мегакомплекса

Основные перспективы выявления новых скоплений УВ в ЗС связаны с НАЛ и КЛ УВ в неокомском нефтегазоносном мегакомплексе. Залежи нефти неантиклинального типа в отложениях неокома имеют большое промышленное значение и разрабатываются в основных районах нефтегазодобычи ЗС.

НАЛ и КЛ УВ неокома связаны с песчаными резервуарами, формировавшимися в различных палеогеографических и палеогеоморфологических условиях. Наибольший интерес представляют собственно литологические ловушки, резервуары в которых запечатаны глинами со всех сторон, а положение ВНК или ГВК практически не контролируется структурным планом. Очень часто в таких залежах пласт-коллектор не содержит подошвенной воды, т.е. полностью заполнен нефтью или газом.

Собственно литологические ловушки и залежи УВ связаны с фондотемами и верхними частями клинотем неокомских клиноформных сейсмостратиграфических комплексов.

Структурно-литологические ловушки и залежи УВ характеризуются наличием зоны глинизации (выклинивания) резервуара, которая располагается вверх по восстанию, обычно на склоне антиклинальной структуры. Наличие такой тупиковой зоны препятствует миграции УВ вверх по восстанию пласта. Структурно-литологические ловушки приурочены преимущественно к ундатемам неокомских клиноформных комплексов, широко развиты они и в субгоризонтально стратифицированной, мелководно-морской и субконтинентальной части разреза неокома. Последние ловушки имеют обычно отдельные, непротяженные литологические экраны и относятся к морфологическому типу 3 (см. рис. 23).

Более типичны неокомские ловушки морфологических типов 4-8. Для них характерно наличие полного выклинивания (замещения глинами) песчаного резервуара. Положение литологического экрана подчиняется палеогеоморфологическому контролю и прогнозируется по данным бурения и сейсморазведки МОГТ с довольно высокой точностью. Принципиальная схема размещения ловушек и залежей УВ в отложениях неокома приведена на рис. 34.