Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири

Пятая глава.

В пятой главе выявляются особенности и рассматриваются возможные причины блокового строения исследуемого месторождения. В первой части главы оценивается степень влияния зон карбонатизации на блоковое строение месторождения. Зоны карбонатизации, выделенные в ряде скважин, делятся на два типа: 1) пропластки, коррелируемые на схемах сопоставления; 2) пропластки, "плавающие" по отношению к кровле и подошве и расположенные, как правило, на одной (или весьма близкой к ней) гипсометрической отметке. Первые связаны, по-видимому, с процессами наложенного эпигенеза, вторые - с процессами в зоне водонефтяных контактов. С процессами в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов связано формирование зон уплотнения, существенно влияющих на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Большую роль в изменении пород-коллекторов играет приход в ловушку углеводородов в свободном состоянии, т.е. формирование залежи. По мере заполнения ловушки и перемещения (опускания) водонефтяного контакта, в него вовлекаются новые части пласта сверху вниз. На границе углеводороды-пластовая вода образуется большой спектр органических растворителей. Продукты растворения минералов удерживаются в растворе длительное время. При стабилизации геохимической обстановки из раствора выпадают новообразованные минеральные агрегаты, заполняющие поровое пространство пород-коллекторов. Все эти процессы в зоне контакта изменяют минеральный состав, структуру порового пространства и физические свойства пород-коллекторов на водонефтяном контакте. Так существенно изменяется их плотность, пористость, проницаемость, извилистость пор и т.д. Это в итоге приводит к образованию зон карбонатизаций на ВНК (Пономарев В.Е., 2006). Изучение минеральных новообразований в этих зонах дает возможность оценивать динамику образования, стабилизации и разрушения скоплений углеводородов. Зоны карбонатизации обнаружены в ряде скважин месторождения как в нефтенасыщенной части пласта выше уровня современного ВНК*, так и в водонасыщенной части пласта ниже уровня современного ВНК*. Несмотря на ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в зонах уплотнений, карбонатизированные песчаники не выполняют роли внутренних литологических барьеров.

Далее анализируются условия осадконакопления изучаемых отложений. Восстановление конкретных обстановок производилось на основе интерпретации кривых ПС и ГК по методикам, разработанным В.С. Муромцевым, Р.Ч. Селли и др. (Муромцев В.С., 1984; Селли Р.Ч., 1989). В целом, можно выделить следующие разновидности кривых ПС (Рис. 6):
1. трапециевидные кривые с увеличением размера частиц к кровельной линии;
2. трапециевидные кривые блочного типа;
3. трапециевидные кривые с уменьшением размера частиц к кровельной линии;
4. треугольные кривые в форме прямоугольного треугольника с увеличением размера частиц к кровельной линии;
5. кривые прямоугольной формы.

Изучение результатов исследования керна (отсутствие в разрезе раковинного детрита и глауконита и, наоборот, наличие в песчаниках и алевролитах большого количества углистого растительного детрита) и результаты палеотектонического анализа показывают, что для васюганской свиты условия формирования, вероятно, соответствовали дельтовым или мелководно-морским прибрежным обстановкам.

Для каждого продуктивного горизонта месторождения свойственны свои определенные формы каротажных кривых ПС и ГК. Практически все разрезы пласта Ю₁^3В представлены четвертым типом кривой ПС (Рис. 6, Г). Вероятно, эти отложения соответствуют фронтальной части дельты и представляют собой серию наложенных друг на друга приустьевых баров. Отложениям пласта Ю₁^3Б отвечают 1-3 типы кривых (Рис. 6, А-В).

Рис. 6. Типы кривых ПС (А - трапециевидные кривые с увеличением размера частиц к кровельной линии; Б - трапециевидные кривые блочного типа; В - трапециевидные кривые с уменьшением размера частиц к кровельной линии; Г, Д - треугольные кривые в форме прямоугольного треугольника с увеличением размера частиц к кровельной линии; Е - кривые прямоугольной формы).

Из них наиболее развит первый тип, который возникает при проградации фронтальной части дельтового комплекса. Второй и третий типы кривых можно ассоциировать с фациями потоковых отложений основных распределительных каналов. В терригенных породах пласта Ю₁² наиболее распространен четвертый тип формы кривой электрометрии (Рис. 6, Д), который отвечает отложениям мелководных баров. Реже встречаются пятый и второй типы (Рис. 6, Е, Б). Пятый тип соответствует отложениям приливно-отливных межбаровых проток, а второй тип - потоковым отложениям.

Если пласт Ю₁^3В фациально однороден, то проградационный комплекс пласта Ю13Б фациально более неоднороден. Кривые ПС в большинстве случаев демонстрируют увеличение размера частиц в кровле. Однако, в ряде скважин кривая имеет блоковое строение и иногда показывает уменьшение размера частиц в подошве. Увеличение размера частиц вверх возможно обусловлено проградацией фронтальной части дельты. Увеличение частиц вниз и однородное блоковое строение пласта можно ассоциировать с фациями основных распределительных каналов аллювиально-дельтовой равнины. Каналы составляют единый с фронтальными песками резервуар, не прорезают устьевые бары и не разделены глинистыми барьерами. Песчаный пласт Ю₁² представлен мелко-среднезернистыми песчаниками с многочисленными ходами и норками роющих организмов, песчаники часто карбонатизированные. Формирование песков Ю₁² проходило в условиях приливно-отливного побережья с широко развитой барьерно-баровой системой, разделенной приливно-отливными протоками (Рис. 7, цветная вкладка). На фоне относительно небольших мощностей горизонта Ю₁² в ряде скважин по данным ГИС фиксируется резкое увеличение мощности продуктивного горизонта. Одновременно вид кривых ПС меняется с "треугольного", соответствующего мелководным отложениям барового типа, на "блочный", который обычно отвечает отложениям потоков различного генезиса. Помимо этого, в этих же скважинах отсутствуют глинистый пласт в подошве горизонта, в то время как в соседних скважинах он присутствует и составляет по толщине от 2.5 м до 4 м. На сейсмических атрибутах через эти скважины проходит узкое, извилистое тело, вытянутое в северо-западном направлении. Суммируя все имеющиеся данные можно предположить, что в данном случае мы имеем дело с отложениями, сформировавшимися либо во время, либо позже накопления осадков пласта Ю₁². На потоковый генезис указывает блочный характер кривой ПС и закономерное отсутствие глинистого пласта, который должен быть эродирован в процессе образования и развития долины потока. Сопоставление положения ВНК* и границ фаций пласта Ю₁² не дает оснований утверждать, что именно фациальная изменчивость является определяющим фактором разноуровневого положения ВНК* залежи и уровня свободной воды. Границы блоков с единым положением зеркала свободной воды не определяются границами фаций.

Рис. 7. Фациальная схема на момент окончания формирования пласта Ю12. Условные обозначения к Рис. 7:

В заключительной части пятой главы приводятся результаты анализа сейсмического материала. Структурные карты поверхностей фундамента, кровли тюменской и горизонтов васюганской свит при общем сравнении характеризуются четко выраженным единым морфологическим рисунком. Структурно-морфологические единицы I-го и II-го порядков отчетливо выделяются на всех структурных планах и их местоположение стабильно. Это дает возможность предполагать общую причину возникновения единого структурного рисунка. Вместе с тем, в мелких деталях все структурные планы различаются, что, скорее всего, связано с особенностями осадконакопления.

Особый интерес представляют выявленные тектонические нарушения. Поверхность фундамента осложнена рядом разноранговых разрывных нарушений. В северной части площади прослеживается крупный разлом сбросовой кинематики с опущенным южным крылом и имеющий северо-восточное простирание поверхности сместителя. На северном крыле наблюдается перемена структурного рисунка, морфология поверхности фундамента более сглаженная. На склоне поднятия прослеживается система более мелких разрывов трещинного типа северо-восточного простирания. В тюменское время северный разлом поменял свою кинематику. До тюменского времени он работал как сброс с опущенным южным крылом, а к окончанию тюменского времени по нему произошли левосдвиговые смещения. Другой характерной чертой структуры является серия кулисных разломов. Разломы субпараллельны между собой, имеют небольшую протяженность и под острым углом выстраиваются вдоль общей оси северо-восточного простирания. Причина их появления в чехле, по-видимому, связана с активизацией сдвиговых зон в фундаменте плиты. Наблюдаемая в кровле тюменской свиты система сдвигов север-северо-восточного простирания позволяет предполагать наличие в строении фундамента левосторонней сдвиговой зоны (или крупного разрывного нарушения) северо-восток - юго-западного простирания. Разрывные нарушения являются устойчивым элементом в морфоструктуре всех горизонтов васюганской свиты (Рис. 8, а, б, цветная вкладка) и баженовской свиты. Их ориентировка и положение устойчивы от карты к карте, что указывает на их постседиментационный характер.

Влияние разрывных нарушений прекращается на карте поверхности нижнемелового горизонта К₁. Наблюдаемые особенности свидетельствуют о том, в период после завершения формирования баженовских отложений и до начала накопления горизонта К₁ произошло тектоническое событие, которое привело к смене седиментационного режима в регионе.

Таким образом, к началу формирования юрских отложений в пределах исследуемой площади существовал расчлененный овражно-балочный рельеф с амплитудой превышения водоразделов над днищем долин более 118 м. Приведенная цифра отображает реально зафиксированную в разрезе чехла (запечатанную) амплитуду палеорельефа. В действительности это значение было больше. В современной структуре мы видим уже результат длительной эрозии и выравнивания предъюрской поверхности. Наибольшее сглаживание рельефа произошло в тюменское время параллельно с накоплением одноименной свиты. К началу накопления васюганских слоев перепад между вершинами поднятий и днищем долин составлял около 10 м. На протяжении васюганского времени территория имела равнинный рельеф. Увеличение изменения вертикальной амплитуды рельефа в начале васюганского времени свидетельствует об изменении базиса эрозии. Анализ структурных карт и карт мощностей позволяет считать причиной развития расчлененного рельефа тектонические подвижки по северному разлому. На протяжении второй половины васюганского времени происходила постепенная нивелировка рельефа, его сглаживание.

При сопоставлении данных по выявленному в ряде скважин положению зеркала свободной воды и структурных карт по кровлям пластов Ю12 и Ю13Б выявляются закономерности в распределении поверхности зеркала свободной воды в пределах структуры (Рис. 8, б, в, цветная вкладка). Предполагаемые блоки, выделенные по положению зеркала свободной воды, разделяются тектоническими нарушениями, зафиксированными по сейсмическим материалам (Рис. 8, а, цветная вкладка). Следовательно, границами блоков с единым зеркалом свободной воды являются тектонические нарушения. Значительное количество карбонатного цемента в песчаных отложениях васюганской свиты позволяет предполагать, что экранирование обеспечивается за счет цементации ранее проницаемых пород в плоскости тектонического нарушения. Прямым несейсмическим доказательством существования тектонических нарушений является наличие зеркал скольжения в породах согласно описаниям керна.

Рис. 8. Карта атрибута Dip azimuth (а), структурная карта пласта Ю12 (б) и схема изменения уровня зеркала свободной воды в залежи пласта Ю12 (в)

Процесс формирования залежей исследуемого месторождения выглядел, видимо, следующим образом. В период раннемеловой тектонической активизации образовались блоки, которые удалось локализовать с помощью сейсмических данных. Далее с постепенным погружением и разогреванием нефтематеринских пород, началось заполнение тектонически-экранированных ловушек. По-видимому, размеры палеозалежи были шире современной залежи. Об этом свидетельствует наличие зон карбонатизации в водонасыщенной части пласта Ю₁^3Б ниже уровня современного водонефтяного контакта. В связи с тектонической активизацией в эоцен-неогеновое время произошло разрушение залежи, а далее "залечивание" зон дезинтеграции в эпоху относительной тектонической стабилизации. После того, как нарушения приобрели экранирующие свойства, начался этап формирования современных залежей.

Комплексный анализ изменения положения ВНК*, уровня зеркала свободной воды, структурных карт по кровлям пластов Ю₁² и Ю₁³ и сейсмических атрибутов позволил разбить исследуемое месторождение на блоки по линиям тектонических нарушений (Рис. 9, цветная вкладка). В пределах одного блока положение ВНК* незначительно варьирует вследствие изменения капиллярных свойств коллекторов, между блоками - меняется скачкообразно (Рис. 10, цветная вкладка).

Рис. 9. Положение блоков на схеме исследуемого месторождения. Условные обозначения к Рис. 9:

Рис. 10. Геологический разрез по линии скважин 352-328-319-315-360-387-507-455-483-501-490-532-534

На основании предложенной блоковой модели месторождения выявлены два основных направления продолжения геолого-разведочных работ: в пласте Ю₁² в палеоканале и в Ю₁³ в западном направлении блоков 2 и 3 в зоне превышения кровли пласта над водонефтяным контактом.