5.4.2. Литологические и структурно-литологические

ловушки и залежи УВ в шельфовых пластах

С шельфовыми песчаными пластами неокома связаны структурно-литологические и литологические ловушки и залежи УВ. Первые имеют одностороннюю (западную) линию (зону) глинизации (выклинивания) пласта-коллектора на бровке палеошельфа и приурочены обычно к восточным склонам антиклинальных структур (морфологический тип 5 на рис. 23). Залежь УВ в таких ловушках удерживается в резервуаре за счет наличия литологического экрана, расположенного по восстанию пласта.

Л

Рис. 36. Фрагменты временных сейсмических разрезов (выровненных по ОГ Б) через конус выноса в ач5, показанный на рис. 35. На широтных разрезах (а-в) фиксируется клиноформа, продвинутая в центральной части конуса на запад (б). На меридиональных разрезах (г-д) заметна выпуклая к верху форма конуса.

итологические ловушки связаны с песчаными резервуарами, запечатанными глинами со всех сторон. В шельфовых литологических ловушках западная зона глинизации (выклинивания, фациального замещения песчаников глинами) также связана с бровкой палеошельфа, существовавшего на момент накопления пласта. Восточная зона выклинивания резервуара связана с мелководными, лагунными условиями осадконакопления. Это ловушки морфологического типа 6 (см. рис. 23).

Выделяются сравнительно узкие, полосовидные песчаные тела, сложенные баровыми песками (бары открытого моря). Эти бары приурочены непосредственно к бровке палеошельфа и сложены хорошо отсортированными песками, обладающими сравнительно высокими коллекторскими свойствами. С такими ловушками связаны залежи нефти на Восточно-Таркосалинском, Северо-Губкинском, Сорымско-Иминском и др. месторождениях.

При наличии аллювиально-дельтового источника питания шельфа обломочным материалом формируются гигантские песчаные линзы, имеющие изометричную форму. Они также экранируются глинами практически со всех сторон. С такими телами связаны залежи нефти на Южно-Сургутском, Западно-Сургутском, Приобском месторождениях.

В сейсмическом волновом поле полосовидные ловушки имеют характерный сейсмический образ и картируются весьма уверенно. Зона развития резервуара имеет на широтных разрезах вид четкой сигмоиды с резко очерченным переходом на запад в клиноформу и непротяженной субгоризонтальной частью, прекращающей прослеживаться в восточном направлении. Зона резкого уменьшения амплитуд или прекращения прослеживания ОВ, контролирующей пласт, довольно точно совпадает с восточной зоной глинизации резервуара.

Перегиб ОГ в клиноформу на запад совпадает с западной границей резервуара. В западном направлении, за точкой перегиба ОГ в клиноформу, амплитуда ОВ практически не уменьшается. Связано это с тем, что акустические жесткости глинистых песчаников, замещающих коллектор в сторону глубоководья, являются более высокими, чем у проницаемых песчаников. Поэтому на границе с перекрывающими низкоскоростными глинами и формируется высокоамплитудная отраженная волна.

Рассматриваемые ловушки и залежи УВ приурочены к трансгрессивным частям клиноформных сейсмокомплексов неокома. Их конституционной чертой является наличие субгоризонтальной ОВ, расположенной над сравнительно крутой клиноформой. По литогенетическим и сейсмостратиграфическим данным эти ловушки связаны с глубоководным шельфом и формировались в этапы трансгрессий.

На рис. 37 приведены временной сейсмический и геологический разрезы через Сугмутское нефтяное месторождение, связанное с пластом БС₉, или БС₁₀^А. Характерно, что общие толщины сейсмокомплекса Н_ч-Н_БС10^А изменяются согласованно с толщинами продуктивного песчаного пласта.

Полосовидные залежи нефти в пластах группы БП₁₂⁰ на Северо-Губкинском месторождении подчеркиваются на сейсмических разрезах динамическими аномалиями типа "яркое пятно", но также связаны непротяженными, слабо наклоненными на запад осями синфазности. В целом для полосовидных ловушек и залежей характерны динамические аномалии.

На Южно-Сургутском месторождении пласт БС₁₀ имеет несколько иную сейсмофациальную характеристику. Общим признаком с Сугмутской ловушкой является появление новых, субгоризонтальных осей синфазности над подстилающей клиноформой. По данным эксплуатационного бурения верхняя часть пласта БС₁₀ имеет субгоризонтальное залегание, а нижняя – клиноформное (рис. 38). Из-за тонкослоистости и малых размеров отдельных косослоистых линз (углы наклона 1,5-2,5^) они не разрешаются на сейсмическом разрезе, однако западная (переход в клиноформу) и восточная (прекращение прослеживания ОГ, контролирующего пласт БС₁₀) зоны глинизации пласта выделяются (рис. 39).

Рассматриваемые ловушки и залежи УВ картируются по сейсморазведочным данным с высокой точностью, а их прогноз, благодаря характерным сейсмическим образам, может проводиться и на поисковой стадии геологоразведочных работ.