«Розбаева Галина Леонидовна ДЕТАЛЬНАЯ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕХЕТСКОЙ СВИТЫ В СУЗУНСКОМ НГР (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ) Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений ...»

1

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Институт геологии и нефтегазодобычи

ООО « Тюменский нефтяной научный центр»

На правах рукописи

Розбаева Галина Леонидовна

ДЕТАЛЬНАЯ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ

ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕХЕТСКОЙ СВИТЫ В СУЗУНСКОМ НГР

(ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ) Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель кандидат физикоматематических наук, доцент В.А. Белкина Тюмень -

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ Геологическое строение нижнемеловых отложений Сузунского нефтегазоносного района История изучения Сузунского нефтегазоносного района 1.1 Геологическое строения нижнемеловых отложений Сузунского 1. нефтегазоносного района Обзор региональных литофациальных исследований 1.3 Методы литолого-фациального моделирования 1.4 Комплексное литолого-фациальное моделирование отложений нижнехетской свиты исследуемого района 2.1 Обоснование методики комплексного литолого-фациального моделирования 2.2 Анализ данных керна отложений нижнехетской свиты исследуемого района 2.3 Анализ последовательности залегания осадочных фаций в разрезе Детальная корреляция и выделение объектов исследования 2.4 Обоснование поверхности несогласия по данным керна и ГИС 2.5 Схема формирования отложений нижнехетской свиты 2. исследуемого района Использование 3D сейсмических данных для задач комплексного 2. фациального анализа Построение и анализ литолого-фациальных карт пластов Нх-I, 2. Нх-III, Нх- IV, Нх-V Классификация типов коллекторов с целью повышения точности 2. прогноза фильтрационно-емкостных свойств Построение трехмерных геологических моделей пластов отложений нижнехетской свиты Структурное моделирование 3.1 Построение литологических моделей продуктивных пластов 3.2 Подтверждение результатов моделирования пластов 3.3 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. В настоящее время, когда основные крупные залежи углеводородов на месторождениях Широтного Приобья находятся в поздней стадии разработки, одним из важнейших источников прироста запасов углеводородов являются еще не разрабатываемые месторождения нефти и газа севера Западной Сибири.

Труднодоступность большинства из них не позволяла получить достаточно информации, для адекватной оценки геологического строения и размеров залежей углеводородов, и как следствие, провести достоверную оценку запасов, возможности их рентабельной добычи и транспортировки потребителем.

Основные разведанные запасы нефти и газа севера Западной Сибири приурочены к меловым и верхнеюрским отложениям. Вопрос изучения детального строения разведанных месторождений, выявления на них новых нефтеносных горизонтов, как в нижележащих отложениях, так и, возможно пропущенных, вышележащих отложениях приобретает все большую актуальность.

Сузунский НГР имеет значительный потенциал для восполнения ресурсной базы нефтегазодобывающей отрасли, однако, в связи с труднодоступностью, перспективы нефтегазоносности этого района остаются до настоящего времени, оцененными не в полной мере. Добыча углеводородов из нижнемеловых отложений, доказанная региональная продуктивность верхнемеловых отложений свидетельствуют о значительных перспективах этого региона. Общие закономерности геологического строения отложений Сузунского нефтегазоносного района заложены в работах В.А. Балдина, В.П. Игошкина, А.Э. Конторовича, Н.Х. Кулахметова, Д.П. Куликова, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, З.З. Ронкиной, В.Н. Сакса, Д.Б. Тальвирского, А.А. Трофимука и др.

В последние годы в Сузунском НГР проводятся значительные геологические исследования, в результате которых получен большой объем новой геологогеофизической информации. Особую актуальность приобретает комплексирование геологической информации с различным диапазоном точности, что повышает достоверность интерполяции коллекторов в межскважинном пространстве.

Детализация геологического строения продуктивного пласта приобретает особую значимость на этапе проектирования разработки месторождения. Это повышает эффективность разработки залежей: геологические объекты целесообразно рассматривать не как единое целое, а выделять в них составные части, для выбора приоритетных объектов и направлений эксплуатации. Детальные трехмерные геологические модели, на основании комплекса геолого-геофизической информации являются надежным инструментом для решения этих задач.

предопределяет построение собственно цифровой трехмерной геологической модели, является ее основанием. Концептуальная модель - это формализованное на основе имеющегося фактического материала представления о геологическом строении моделируемого объекта. В КМ реализованы представления о стратиграфии, тектонике, генезисе отложений, их морфологии и закономерностях пространственного изменения фильтрационно-емкостных свойств пород с учетом физико-механического постседиментационного преобразования.

Такие исследователи, как В.Н. Бородкин, Ю.В. Брадучан, С.Г. Галеркина, Т.А. Веренинова, Т.Н. Герман, Г.П. Евсеев, Ю.Н. Карогодин, В.И. Кислухин, А.Э. Конторович, Н.В. Мельников, Г.П. Мясникова, Д.В. Наливкин, А.А. Нежданов, И.И. Нестеров, В.В. Огибенин, З.З. Ронкина, В.Н. Ростовцев, В.Н. Сакс, А.А. Трофимук, Г.Г. Шемин, Г.С. Ясович и др. занимались вопросами детальных палеогеографических реконструкций, фациального анализа и изучения геологического строения продуктивных пластов. В работах этих авторов заложены методологические основы фациального моделирования продуктивных пластов месторождений Западной и Восточной Сибири. Седиментационное моделирование представляет собой одну из ветвей историко-геологических исследований, опирающуюся на комплексное использование фациального и циклического анализов. Его становление и развитие связаны, с не потерявшими своего значения до настоящего времени работами, Н.Б. Вассоевича, Ю.А. Жемчужникова, Г.Ф. Крашенинникова, Д.В. Наливкина, Л.В. Пустовалова, Л.Б. Рухина, Н.М. Страхова, Е.М. Смехова, С.В. Тихомирова и др.

Цель работы - Совершенствование методики построения литолого-фациальных моделей, на основе комплексного использования седиментологического анализа керна, данных ГИС и 3D сейсморазведки, для интерполяции коллекторов в залежах углеводородов (на примере продуктивных пластов нижнемеловых отложений).

Основные задачи исследований:

- выполнить седиментологический анализ данных керна для диагностики условий осадконакопления нижнемеловых отложений нижнехетской свиты;

- выявить поверхности несогласия по комплексу ГИС и керна, с использованием ихнофациального анализа;

- провести детальную корреляцию разрезов скважин по комплексу ГИС, для обоснования седиментационно-стратиграфической модели отложений нижнехетской свиты;

- установить форму каротажных диаграмм, соответствующую выделенным по данным керна фациям, с целью определения аналогов в скважинах, с отсутствующими данными керна;

- создать литолого-фациальные модели продуктивных пластов нижнехетской свиты исследуемого месторождения на основе комплекса данных:

седиментологического описания керна, ГИС и результатов сейсморазведки 3D;

- внедрить полученные результаты при построении трехмерных моделей, с учетом специфики внутреннего строения пластов и характера изменения отложений по разрезу и площади.

­ усовершенствована методика построения литолого-фациальных моделей на основе метода цикличности с учетом комплекса данных: седиментологического анализа керна (с применением анализа ихнофоссилий), ГИС и 3D сейсморазведки;

­ установлены перерывы в осадконакоплении в кровле продуктивных пластов нижнемеловых отложений нижнехетской свиты в Сузунском НГР, не представленные в региональных стратиграфических схемах нижнемеловых отложений Западной Сибири, на основе использования: седиментологического анализа керна (с применением анализа ихнофоссилий) и данных ГИС;

­ впервые построены литолого-фациальные модели продуктивных пластов нижнехетской свиты Сузунского месторождения на основе комплекса данных:

седиментологического описания керна, ГИС и результатов сейсморазведки 3D;

Защищаемые положения:

- установленные перерывы осадконакопления в кровле продуктивных пластов нижнемеловых отложений нижнехетской свиты в Сузунском НГР, не представленные в региональных стратиграфических схемах нижнемеловых отложений Западной Сибири, позволяют использовать выделенные поверхности несогласия в качестве маркирующих уровней внутри границ стратиграфических подразделений, что повышает достоверность расчленения и корреляции отложений;

- созданные на основе комплекса данных: седиментологического описания керна, ГИС и сейсморазведки 3D литолого-фациальные модели, изменили представление о строении продуктивных пластов нижнехетской свиты. Результаты комплексного литолого-фациального анализа повысили достоверность трехмерных моделей при интерполяции коллекторов в межскважинном пространстве.

Практическая ценность работы:

Разработаны литолого-фациальные модели продуктивных пластов отложений нижнехетской свиты Сузунского месторождения. Результаты работы использованы в ООО «ТННЦ» при построении трехмерных цифровых моделей пластов нижнехетской свиты исследуемого месторождения, на базе которых построены гидродинамические модели. Применение методики построения литолого-фациальных моделей возможно на других месторождениях Западной Сибири с аналогичными условиями формирования отложений.

Фактический материал и методы исследований и личный вклад автора:

Для решения поставленных задач проведено седиментологическое описание керна по восьми скважинам исследуемого месторождения, проведена детальная корреляция по комплексу ГИС по 30 скважинам изучаемого и рядом расположенных участков, учтены результаты сейсмической интерпретации ЗD, результаты петрофизических исследований керна (более 2500 образцов) по 30 скважинам изучаемого участка, полученные ООО «ТННЦ».

В процессе работы использовались методики фациального анализа (Ю.А. Жемчужников), метод электрометрических моделей B.C. Муромцева, методики литогенетического моделирования (Л.Б. Рухина, А. Пассега и др.), методы построения дискретно-непрерывных моделей (А.А. Дорошенко, В.А. Белкина), метод ихнологии (Д. Пембертон), методы изучения цикличности, предложенные В.П. Алексеевым, Ю.Н. Карагодиным, Г.П. Мясниковой, А.А. Неждановым, и др., а также метод сиквенс стратиграфии R.M. Mitchum, P.R.Vail, S. Thompson, T. Handford, J.F. Sarg, J.C. Van Wagoner, H.W. Posamentier, D.P. James.

Лично автором выполнен анализ всех перечисленных выше фактических материалов. Реализована методика комплексной интерпретации данных керна, ГИС и сейсморазведки для отложений нижнехетской свиты исследуемого месторождения.

Построены карты литофаций.

Работа по данной тематике выполнялась в течение пяти лет.

Апробация работы: Результаты диссертационной работы по методике выделения несогласий и принципов корреляции с их учетом докладывались на 73Й совместной конференции и выставке EAGE и SPE, г. Вена, 23-26 мая 2011 г., на научно-практической конференции ТюмГНГУ в 2012г. (г. Тюмень) и неоднократно на НТС ООО «ТННЦ».

Публикации: Основные положения диссертации опубликованы в четырех статьях, поименованных в списке ВАК РФ и в других изданиях, в том числе с соавторами.

Структура и объем работы: Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на страницах, включая 65 рисунков и 4 таблицы. Список литературы насчитывает наименований.

Диссертация выполнена под руководством кандидата физико-математических наук, профессора В.А. Белкиной, которой автор искренне признателен за поддержку, научные консультации и помощь при вьполнении работы.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ООО «ТННЦ»

А.А. Евдощуку, А.А. Натеганову, С.Е. Боброву за сотрудничество, к. г.-м. н.

М.В. Лебедеву, к. г.-м. н. Н.В. Янковой за полезные практические советы и рекомендации.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ НИЖНЕМЕЛОВЫХ

ОТЛОЖЕНИЙ СУЗУНСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА

1.1 История изучения Сузунского нефтегазоносного района Согласно схеме нефтегеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (И.И. Нестеров, А.В. Шпильман и др.2010 г.) рис.1.1, Сузунский нефтегазоносный район расположен на севере Красноярского края.

Начало нефтегазопоисковых работ в северных районах Красноярского края, имеется в виду территория, которая по особенностям тектонического строения и географическому положению выделялась как Усть-Енисейский район [84] относится к середине 30 годов. Основанием послужило оценка этого района в числе перспективных на нефть и газ в связи с обнаружением здесь естественных выходов газа и нефти [75]. С целью изучения геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности района в 1936 г. была организована УстьЕнисейская экспедиция ГГУ Главсевморпути. За период деятельности экспедиции (1936-1953 гг.) в результате выполненных работ, включающих в себя комплекс геофизических (гравиразведка, магниторазведка, сейсморазведка) исследований, геологической съемки, структурного и глубокого бурения, собран и обобщен значительный объем фактического материала по стратиграфии, тектонике и нефтегазоносности юрско-меловых отложений. Основным недостатком работ этого периода является малый объем региональных исследований. В этот период изучались отдельные площади (Малохетский вал и др.), а общее тектоническое положение района оставалось недостаточно ясным. Нефтепоисковые работы были прекращены, как экономически нецелесообразные, хотя проблема промышленной оценки нефтегазоносности исследуемой территории осталась нерешенной[96].

В 1941-1943 гг. В.Н. Сакс на основе геологических исследований в бассейне рек Мессо, Пура и низовьях Таза обосновал прогноз нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений севера Западной Сибири.

Рис.1.1 Схема нефтегеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (И.И. Нестеров, А.В. Шпильман и др. 2010 г., выкопировка) В 1956г. начался второй этап нефтепоисковых работ на севере Красноярского края, которые проводились силами Игарской геофизической и Северной комплексной нефтеразведочной экспедициями (1956-1961гг.) в ЕнисейТазовском междуречье. В 1959 -1964 гг. НИИГА совместно с Красноярской конторой разведочного бурения начата геологическая съемка масштаба 1:200000 в сопровождении колонковым бурением. В этот же период рассматриваемая территория была покрыта аэромагнитной съемкой такого же масштаба. На основе исследований по стратиграфии, литологии, тектонике и нефтегазоносности, выполненных геофизических, геологических и тематических работ в период до 1961 г сделаны выводы о высокой перспективности севера Красноярского края[96].

В 1961г. в Енисей -Хатангском прогибе начинает проводиться глубокое поисковое бурение. В это время (вплоть до открытия месторождения) 1966на территории, которая в соответствии с современным 1974гг.

нефтегеологическим районированием охватывает Пур-Тазовскую нефтегазоносную область (в пределах Красноярского края), по данным сейсморазведки МОВ с привлечением материалов грави - магниторазведки выявлены и исследованы в региональном плане структуры I порядка – Большехетский мегавал, Пендомаяхская впадина, Пакулихинская моноклиналь, и подготовлены к глубокому бурению 9 локальных поднятий: Сузунское, Токачинское, Чарское, Большелайдинское, Вадинское, Туколадинское, Ванкорское, Лодочное, Тагульское. Непосредственно на Сузунской площади подготовка локального поднятия сейсморазведкой МОВ осуществлена в 1968гг. В настоящее время здесь открыты: Сузунское (1972г.), Лодочное (1985г.), Ванкорское (1988г.) и Тагульское (1988г.) нефтегазоконденсатные месторождения. В 2010 году начата разработка Ванкорского месторождения.

1.2 Геологическое строения нижнемеловых отложений Сузунского В геологическом строении Сузунского нефтегазоносного района принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-среднепалеозойского, позднепалеозойскогораннемезозойского и мезозойско-кайнозойского возраста[78]. В работе приведена краткая характеристика только отложений нижнемеловой системы, так как они являются объектом исследования.

Осадочные толщи пород меловой системы в настоящее время являются основными объектами нефтегазопоисковых работ и вследствие этого более детально изучены.

Общие закономерности геологического строения нижнемеловых отложений Сузунского нефтегазоносного района заложены в работах Н.И. Байбародских[7], Д.Б. Тальвирского [80], В.Н. Сакса [75], З.З. Ронкиной [75], А.Э. Конторовича [44, 65], И.И. Нестерова [64], А.А. Нежданова [63], В.А. Балдина [9, 10], В.П. Игошкина А.А. Трофимука [81], Д.П. Куликова[48,49], Н.Х. Кулахметова [47], [100], Г.Н. Карцевой [38-40] и других. Их исследования охватили широкий круг задач по вопросам стратиграфии, тектонике, литологии и палеогеографии, миграции и формирования залежей.

территория изучаемого месторождения по нижнемеловым отложениям входит в состав Енисей-Хатангского фациального района (Малохетский подрайон), располагаясь вблизи границы с Тазовским фациальным районом (рис. 1.2).

Малохетский тип разреза (стратотип скважина Малохетская 10) вскрыт скважинами на Сузунской, Тагульской, Лодочной и Ванкорской площадях. В составе этого типа разреза выделяются (снизу-вверх): нижнехетская, суходудинская и малохетская свиты.

Хатангском фациальном районе [72]. Согласно залегает на яновстановской свите и перекрывается суходудинской свитой (рис.1.3, 1.4). Отложения свиты вскрыты Рис.1.2 Схема структурно-фациального районирования нижнемеловых отложений, (рабочий вариант, 2004г.) Рис. 1.3 Схема структурно-фациального районирования нижнего мела ЕнисейХатангского района Малохетского подрайона Западно-Сибирской равнины (рабочий вариант, 2004г.) Рис. 1.4 Сводный геолого-геофизический разрез юрских и меловых на многих площадях, в прибортовых частях бассейна, а также в центральной, наиболее погруженной части Енисей-Хатангского регионального прогиба.

Сложена свита преимущественно глинистыми и алевритовыми породами, неравномерно карбонатизированными. Песчаные и песчано-алевритовые отложения имеют подчиненное развитие. Общая толщина отложений достигает 600 м. К нижней части свиты приурочены песчаные отложения, являющиеся аналогом ачимовской пачки, выделяемой в разрезе Западно-Сибирской плиты.

Мощность песчаников меняется от первых метров до 30-35м. Песчаники представлены мелко-среднезернистыми разностями, серого и светло-серого цвета, косослоистой и флюидальной текстуры, содержат тонкие прослои алевролитов часто известковистых. Берриас-ранневаланжинский возраст свиты установлен по аммонитам (Рис.1.5).

Рис.1.5 Стратиграфический разрез мангазейской толщи по скв.3 (З-Сидоровская), 1986г, Н.Х.Кулахметов.

Сортировка пород хорошая и средняя, цемент глинисто-слюдистый, порового и пленочно-порового типа, реже коррозионного.

характеризующиеся фациальной изменчивостью, мощностью от 1 до 10-15 м.

Коллекторские свойства невысокие, открытая пористость не превышает 16%.

Для верхней части свиты характерно тонкое переслаивание глинистоалевритистых пород с песчано-алевритистыми с повышенной карбонатностью, что выражается “пилообразной” записью кривой КС.

мелкозернистого состава в разной степени песчанистые или глинистые, слюдистые, с тонкой косой, волнистой и линзовидной слоистостью. Аргиллиты темно-серые, прослоями алевритистые, реже однородные, плотные, слюдистые. В породах отмечены многочисленные органические остатки, обугленный детрит, ходы илоедов.

В раннемеловое время происходит постепенное уменьшение морского бассейна с миграцией его береговой линии в западном направлении и процессы лавинной седиментации за счет привноса терригенного материала в основном с восточных зон обрамления (Енисейский кряж) обусловили формирование сложного взаимоотношения континентальных, прибрежно-морских, шельфовых, присклоновых и морских осадков[9].

Современный структурный план Западно-Сибирской плиты является в подавляющей своей части унаследованным. Положительные формы доюрского рельефа отражаются по всем вышележащим осадочным комплексам, лишь снижаются амплитуды поднятий и впадин, отмечается обобщение мелких разрозненных структур в общие структурные элементы. В соответствии с этой структурно-тектонической диспозицией изменяется и мощность мезозойских отложений.

Согласно тектонической карте Западно-Сибирской плиты (под ред. В.И.

Шпильмана, 1998г. (рис. 1.6) район исследования приурочен к Сузунскому мегавалу меридионального простирания, разделяющему Большехетскую Рис.1.6 Тектоническая карта Западно-Сибирской плиты (под ред. В.И.

Шпильмана, 1998г., выкопировка) Сузунское месторождение расположено в пределах одноименного валообразного поднятия, которое в пределах лицензионного участка осложнено Сузунским и Токачинским локальными поднятиями. Оба поднятия ориентированы вдоль оси валообразного поднятия в субширотном направлении и по ОГ Н500 (рис.1.7) по кровле отложений нижнехетской свиты объединяются.

Рис.1.7 Структурная карта Сузунского месторождения по отражающему горизонту Н500(кровля нижнехетской свиты).

Структурные карты по опорным отражающим горизонтам характеризуются унаследованным строением и субмеридиональным простиранием структур с юговостока на северо-запад[98].

1.3 Обзор региональных литофациальных исследований Формирование неокомских отложений в пределах Западной Сибири, в том числе и пластов нижнехетской свиты исследуемого месторождения, осадконакопления, что определило резкую литологическую неоднородность разреза.

По данным З.З. Ронкиной и В.Н. Сакса (рис. 1.8) формирование отложений нижнехетской свиты на территории изучаемого месторождения происходило в морском бассейне с нормальной соленостью. Согласно региональным исследованиям И.И. Нестерова и других[3,20,62], район исследований в берриасранневаланжинское время представлял собой область мелководного шельфа на западе и денудационно-аккумулятивную равнину на востоке (рис.1.9).

седиментационный бассейн терригенного материала концентрировался в наиболее глубокой части Большехетской депрессии. Южнее, где глубина моря была значительно меньше, а углы наклона в клиноформной подзоне были более пологими, существовала обширная шельфовая зона. На юго-востоке, за пределами рассматриваемой территории располагалась денудационно-аккумуляционная равнина.

В валанжине кромка шельфа продвигалась с востока на запад, и на восточной части территории начали устанавливаться условия прибрежных равнин. Ширина шельфовой области уменьшается, форма депоцентров (участков увеличенных толщин) в шельфовой области меняется от изометричной к более вытянутой конформно кромке шельфа. Перепад глубин моря в области шельфового склона становится более контрастным и у подножия клиноформ образуются ачимовские тела. Вместе с тем на большей части Западно-Сибирской геосинеклизы преобладают условия глубокого моря с отметками более 200 метров, причем морской бассейн был раскрыт в северном направлении, а кромки шельфа для клиноформных комплексов валанжина, также как и берриаса, прослеживаются на северо-восток в Енисей-Хатангский мегапрогиб [66,100].

Рис. 1.8 Схема фаций и возможных источников сноса в валанжине (Сакс В.Н., Ронкина З.З., 1957г.

Рис. 1.9 Литолого-палеогеографическая карта Западно-Сибирской равнины.

Меловой период, берриасский и ранневаланжинский века (под ред. Нестерова 1.4 Методы литолого- фациального моделирования Выявление фациальных типов отложений, их локализация в пространстве, уточнение зон распространения литологической неоднородности и обоснование перспективных объектов для поиска углеводородов является необходимым этапом эффективной разработки месторождений[15].

Н.Б. Вассоевича, Ю.А. Жемчужникова, Г.Ф. Крашенинникова, Д.В. Наливкина, Л.В. Пустовалова, Л.Б. Рухина, Н.М. Страхова, С.В. Тихомирова и др, получившего развитие в процессе изменения представлений геологов о процессах осадконакопления.

моделирования (гранулометрический анализ, методы Л.Б. Рухина, Р. Passega и др.), метод электрометрических моделей B.C. Муромцева, R.H. Nanz, методы построения дискретно-непрерывных моделей (А.А. Дорошенко, В.А. Белкина), метод ихнологии (Д. Пембертон), методы изучения цикличности, предложенные В.П. Алексеевым, Ю.Н. Карогодиным, Г.П. Мясниковой, А.А. Неждановым, и др.

или метод сиквенс - стратиграфии (R.M. Mitchum, P.R.Vail, S. Thompson, T. Handford, J.F. Sarg, J.C. Van Wagoner, H.W. Posamentier, D.P. James.) и др.

Основной для выделения коллекторов, установления их генезиса, ФЕС, границ и прогноза зон развития литологических ловушек является методика литогенетического моделирования, в состав которого входит и фациальный анализ.

стратиграфического горизонта, отличающиеся от соседних одновозрастных частей совокупностью литологических, палеонтологических и различных формирования.

Термин «фация» впервые встречается в работе А. Грессли (1838г.), он формулирует основные моменты понятия «фация»: изменения состава пород происходят в одновозрастных отложениях и заключенных в этих породах фаунистических остатков; в основе этих изменений лежат генетические причины, а именно - условия образования осадков.

В России эти идеи развивали Н.А. Головкинский (1869г.), А.А. Иностранцев (1872г.) и А.Д. Архангельский (1912г.). Н.А. Головкинский, назвал фациями различные по составу пород и организмов одновозрастные отложения [19]. По И. Вальтеру (1894г.) фация представляет "совокупность первичных признаков осадочной породы" и отражает связь между остатками организмов и условиями образования породы, ее петрографическими признаками.

Его заслугой является формулирование принципа "корреляции фаций":

"Только такие фации и фациальные обстановки могут залегать друг на друге в геологическом разрезе, которые в современных условиях лежат рядом". Иными словами вертикальный ряд фаций повторяет латеральный. Этот принцип совпадает с формулировками Н.А. Головкинского и А.А. Иностранцева, поэтому в отечественной геологии этот закон получил название закона ГоловкинскогоВальтера [46].

Д.В. Наливкин (1955г.) писал, что «фация - это не только осадочная порода, т.е. литологическое понятие, но одновременно определенная однородная часть суши или моря, т.е. географическое или палеогеографическое понятие». Д.В. Наливкин (1955-1956гг.) [60], определяет фацию как «осадок литологическим составом и заключающий в себе одинаковую фауну и флору».

генетического) существуют понимание фаций как особенностей среды осадконакопления.

В диссертационной работе, под фацией понимаются определенные типы осадочных горных пород, возникающие в определенных физикогеографических условиях (В.Е. Хаин [86]).

Раздел геологии, рассматривающий физико-географические обстановки образования осадочных горных пород, получил название учение о фациях (Д.В. Наливкин), а способы реконструкции этих обстановок для прошлых (Ю.А. Жемчужников), последний является одним из главных методов исторической геологии.

Таким образом, под фациальным анализом понимается комплекс методов выявления и изучения фациальной изменчивости одновозрастных отложений для определения обстановок осадконакопления.

Принцип актуализма является основой фациального анализа. По Ч. Лайелю это означает, что современные явления есть ключ к познанию таких же процессов в прошлые эпохи, то есть современные явления происходят примерно таким же образом и с той же скоростью, как и в прошлом.

В Западной Сибири фациальным анализом, изучением обстановок осадконакопления мезозойско-кайнозойских отложений занимались:

И.И. Нестеров, Г.П. Мясникова, А.А. Нежданов, В.В. Огибенин, В.П. Алексеев, Л.Н. Ботвинкина, В.Н. Бородкин, В.С. Бочкарев, Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари, В.Г. Елисеев, Н.Х. Кулахметов, Л.С. Чернова, Г.С. Ясович и др. [1, 13, 32-37, 47, 49, 58, 61, 66, 87].

В Восточной Сибири с этой темой связаны работы А.Э. Конторовича, Д.П. Куликова, Г.Г. Шемина, Н.В. Мельникова, А.А. Трофимука, Л.Н. Константиновой, Т.К. Баженовой, Л.Е. Старикова, В.Г. Худорожкова, Т.А. Веренинова, Л.С. Черновой и др. [44, 48, 49, 87] На определение фаций по вещественному составу и по структурным и текстурным признакам пород опирается литолого-фациальный анализ. [1] Для литолого-фациального анализа необходимо провести:

анализ первичных осадочных текстур;

анализ гранулометрического состава осадков: размер зерен, их формы и окатанности, структуры поверхности. Эти параметры отражают динамику и способ переноса осадков и в, незначительной степени, условия отложения.

Информацию об условиях образования обломочных пород содержат как обломки, различающиеся по: размеру, составу, сортировке, форме, степени окатанности [46,74], так и цементирующий материал. Это позволяет судить о степени удаленности обломочного материала от источника.

Среди текстур различают слоистые и поверхностей напластования [1] и др.

отсутствие слоистости отражает стабильный режим осадконакопления.

Выделяют два основных типа слоистости: параллельную и косослоистую.

Впервые Л.Б. Рухин (1937г.) предложил использовать для фациальных реконструкций гранулометрию песков [74].

Для литофациальной характеристики исследуемых отложений используют геологическую интерпретацию данных каротажа, которая проводится с учетом результатов литологического и палеонтологического изучения пород. Если в скважинах обнаружены аналогичные разрезы какого-либо горизонта, каротажная характеристика которых весьма похожа, можно предполагать, что на изучаемой площади этот горизонт представлен одной фацией. Существенные изменения каротажной характеристики изучаемого горизонта в сопоставляемых скважинах предполагают литофациальную изменчивость отложений, позволяют определить направление этих изменений и определить границы литофациальных зон. Все это возможно только на базе увязки отложений сопоставляемой части разреза [23, 29].

Детальное исследование керна является фактографической основой для определения литотипов и фаций по данным ГИС. Для проведения детальных палеогеографических реконструкций необходимо проведение в больших объемах комплексных литологических исследований, для которых требуется значительное количество кернового материала, поскольку при ограниченном количестве керна эти методы оказываются малоэффективными.

Изучение шельфовых отложений с использованием данных ГИС началось еще в 50-60 годы прошлого столетия. В 1963г. Ф.Ф. Сабине установил, что песчаники морского происхождения, накапливаясь на морском дне, имеют тенденцию к увеличению размеров обломочного материала вверх по разрезу по мере роста бара.

В 1966г. И.К. Хармс (I.C. Harms) в своих работах приводит характерные каротажные диаграммы ПС для морских и аллювиальных (русловых) отложений.

И.Л. Кеннон (1966г.), в 1967г. Ю.В. Шелтон, а в 1969г. Г.С. Вишер установили ряд принципиальных различий для распознавания по диаграмме ПС песчаных отложений континентального и морского генезиса, основываясь на общей характеристике осадконакопления, особенностях внутреннего строения, морфологии песчаных тел и.т.д.

Отечественными геологами используется методика фациального анализа по данным ГИС B.C. Муромцева с использованием диаграммы потенциалов собственной поляризации горных пород [57].

В работах В.С. Муромцева отмечено, что выявление песчаных тел, установление их фациальной природы и пространственного размещения представляют собой сложный научно-исследовательский процесс, который в значительной мере затруднен из-за недостатка информации в связи с ограниченным выходом керна или его отсутствием. Поэтому Муромцевым В.С.

разработаны седиментологические модели фаций, в основу которых положен формировались в условиях меняющихся гидродинамических режимов (уровней).

Изучая зависимость между ПС и медианным размером зерен, B.C. Муромцев палеогидродинамические уровни среды седиментации.

Седиментологические модели фаций положены в основу определения электрометрических моделей фаций, позволяющих определять генезис осадков и проводить реконструкцию палеогидродинамических обстановок по электрометрическим разрезам скважин без использования керна.

Работы Я.И. Гильманова, А.В. Ахиярова, В.Б. Белозерова, Н.А. Брылиной, Е.Е. Даненберга, В.А. Долицкого, Л.С Черновой, Р.Ч. Селли и др. [23, 87, 76] посвящены изучению условий осадконакопления пород по данным ГИС.

В работе Дементьева Л.Ф. и др. [22, 24, 29] предложена методика проведения седиментологического анализа по данным ГИС и примеры ее использования при региональном, зональном и локальном прогнозе коллекторов нефти и газа.

Одним из эффективных методов восстановления фациальных условий является методом ихнологии - анализ следов жизнедеятельности ископаемых организмов.

Во второй половины 20 века появилась топономическая классификация биотурбидированных структур Симпсона (1957г.), Зейлахера (1953, 1964гг.), Мартинсона (1965, 1970гг.), Чемберлена (1971г.) и др.

С. Джорджем Пембертоном [90,91] разработан метод прикладного использования следов жизнедеятельности ископаемых организмов для целей поисковой и промысловой геологии. Следы жизнедеятельности ископаемых организмов, как показатель условий осадконакопления, можно рассматривать как седиментологические текстурные единицы. Разработанная С. Джорджем Пембертоном система классификации и интерпретации текстур биотурбации, основана на принципе актуализма. Рассматриваемый метод удобен и эффективен, потому что не требует никакой технической обработки образцов. Выводы о фациальных условиях образования пород, установление типа ихнофации, делается в процессе описания керна.

По методу, разработанному С. Дж. Пембертоном:

Биотурбация – видоизменение осадочных отложений в результате деятельности различных организмов.

Текстура биотурбации (или «ихноматериал») – отчётливая текстура, полученная в результате масштабной биотурбации. Обычно состоит из плотных, изогнутых или взаимопроникающих ходов или иных следов, немногие из которых обладают чёткой морфологической узнаваемостью. Если масса ходов несколько менее концентрирована, вследствие чего каждый из них становится лучше различим, текстура называется «испещрённая ходами».

Ихнофация заключает в себе комплекс текстур биотурбации, характерный для определенных условий осадконакопления. Ихнофации представляют собой один из видов биофаций. Исследование ихнофаций является составной частью фациального анализа. Следы жизнедеятельности ископаемых организмов являются первичными особенностями фаций, которые передаются организмами, обитающими в осадочной среде, или связаны с изменениями палеосреды.

Некоторые из них могут соответствовать стратиграфическим перерывам.

Ихнофации пассивно связаны с глубиной бассейна седиментации. Они регулируются условиями, которые имеют тенденцию к изменению в зависимости от глубины: стабильность субстрата, пищевые ресурсы, энергетические условия в придонной зоне, минерализация, насыщение кислородом, температура, и т.д.

осадкообразования, различных глубин и различных энергетических режимов.

предложенные В.П. Алексеевым, Ю.Н. Карогодиным, А.А. Неждановым, Г.П. Мясниковой и др., или метод сиквенс-стратиграфии (Mitchum, 1977; Vail, Thompson, 1977; Hag, Handford, Vail, 1987, Sarg, 1988; Sea-Level Change, 1988;

Van Wagoner, Posamentier, 1988; James, 1993;) является одним из ведущих методов изучения строения осадочных бассейнов и приобрел широкую популярность.

Модели бассейна, построенные с использованием сиквенсстратиграфического метода, формируются на определенных принципах, которые применяют в конкретной геологической обстановке, систематизируя и обобщая имеющиеся геологические данные. Для этого проводится анализ взаимодействия 4-х основных факторов: эвстазии, тектоники, источника сноса осадочного материала и физико-географических условий[25].

Расчленение осадочного разреза на сиквенсы и его составные части – осадочные системы обеспечивает основу для корреляции разнофациальных отложений в различных бассейнах. При смене условий седиментации в осадочном бассейне метод позволяет выявить: характер распределения в разрезе и по латерали осадочных комплексов, образующих сиквенсы; поверхности несогласий, связанные с перерывами в осадконакоплении, вследствие размыва или ненакопления осадка, эрозионные границы с признаками субаэральности, фиксирующие перерывы в осадконакоплении, трансгрессивные поверхности, отражающие рост аккомодационного пространства, связанного с повышением относительного уровня моря (и как их частный случай - поверхности максимального затопления), пласты «индекс-литотипы» - индикаторы условий накопления и/или преобразования осадков; выделение и пространственновременное размещение различных фациальных зон, характеризующих определенные части сиквенсов.

Реконструкция фаций основывается на трех главнейших методических приемах [25].

Один из них базируется на известном законе Головкинского-ИностранцеваВальтера, согласно которому последовательность наслоения разнофациальных осадков в разрезе отражает закономерности их распределения по латерали. То есть залегать друг на друге могут лишь те фации, которые образовались рядом, и это позволяет восстановить генезис того или иного типа отложений, зная фациальную обстановку его ближайших «соседей».

Второй - это метод «исключения», позволяющий из нескольких вариантов возможного генезиса отложений, обладающих сходными первичными признаками, исключить наименее вероятные для данной палеогеографической обстановки.

Третий методический прием, основывающийся на законах аккомодации, включает диагностику генезиса осадочных совместно с перекрывающими их толщами.

Найденные закономерности в распределении литотипов в разрезе скважин, охарактеризованных керновым материалом, используются для прогноза фаций в тех частях разреза, где керн отсутствует, и имеются лишь данные каротажа.

Разработка моделей каротажных фаций возможна потому, что практически каждой фации свойственен своеобразный вещественный состав (например, наличие глинистой примеси и «форма» ее присутствия – слоистая или рассеянная), особенности строения пустотного пространства, текстурные параметры [14,16,57,76].

Задача расчленения и корреляции разрезов скважин является одной из основных задач геологии в плане создания геологического пространства по данным разрезам скважин. При построении концептуальных геологических моделей практически основное значение приобретает детальная корреляция геологических разрезов скважин, поскольку уже на этом этапе закладываются основные концепции геологического строения продуктивных пластов. На этом этапе необходимо выделить не только границы продуктивных пластов, но и границы вмещающих отложений, которые являются покрышками пластоврезервуаров.

Изучаемый разрез расчленяется, исходя из состава, окраски, текстуры, характера включений и т.п. на ряд слоев, пачек, отличающихся по этим признакам от выше, - или нижележащих подразделений. При расчленении слоистой толщи, учитывая невыдержанность отдельных, особенно маломощных, слоев, их объединяют по какому - либо характерному признаку, что дает возможность определить границы выделенных подразделений.

По пространственным масштабам исследования, В.А.Бадьянов выделяет следующие виды корреляции: по вертикальному масштабу: общая и детальная.

При общей корреляции исследуется весь разрез, имеющие толщину порядка первых десятков метров. При детальной корреляции объектом исследования выделяется продуктивный горизонт и проводится его расчленение на пласты толщиной порядка единиц метра [4-6].

По горизонтальному масштабу выделяется: внутриплощадная и межплощадная корреляция.

Каротажные методы (труды В.А. Долицкого [1966г.] и С.С. Итенберга [ г.] и др.) изучения скважин составляют основу для сопоставления разрезов скважин. Сопоставление по каротажным данным необходимо увязывать с данными по изучению керна, только тогда данные ГИС позволяют составить надежное представление о геологическом строении месторождения и установить все взаимоотношения пород в пределах изучаемой площади [17, 23,28].

Для исключения возможных ошибок при корреляции, руководствуются не только сходством конфигурации каротажных диаграмм в отдельных интервалах, но и последовательностью чередования выделенных пластов по всему разрезу;

особенно наиболее характерных по конфигурации интервалов, фиксируемых с наибольшей четкостью на данных ГИС по опорным пластам [28].

При изучении отложений используется последовательная корреляции разрезов скважин. На первом этапе проводится общая корреляция:

сопоставляются между собой более крупные объекты - региональные реперы.

Затем увязываются мелкие объекты разреза: части ритмов, продуктивные горизонты, расположенные в пределах уже скоррелированных границ, то есть проводится детальная корреляция разрезов скважин. Для эталонного разреза принимается разрез скважины, отображающий характерные черты геологического строения данной площади.

Затем определяются части разреза с нарушенной последовательностью напластования: наличие выклинивание пластов, размывов, тектонических нарушений.

Прослеживание в разрезах скважин хроностратиграфических границ пластов осуществляется независимо от их литологического состава [21].

Затем коррелируются отдельные слои, пропластки в соответствии со стратотипом.

Такой метод корреляции повышает достоверность сопоставления отдельных слоев и обеспечивает выявление, как крупных песчаных тел, так и тел небольшой толщины.

Конечным итогом корреляции разрезов скважин является схема корреляции – которая позволяет определять закономерности развития пластов, устанавливать характер распространения продуктивных пластов и разделяющих их непроницаемых пропластков по площади и разрезу, а также участки слияния проницаемых прослоев в пределах пласта. При этом, устанавливаются пластовые границы и соответствующие отметки продуктивных пластов. Все это в дальнейшем, служат базой для построения 2D и 3D модели, геометрии залежи и модели ФЕС [30,31].

При проведении корреляции необходимо установить наличие перерывов в осадконакоплении пластов[52,59]. Следует помнить, что наряду с крупными перерывами, которые фиксируются несогласиями, важная роль принадлежит бесчисленным мелким перерывам, которые используются для обоснования поверхностей несогласия в качестве естественных границ стратиграфических подразделений или маркирующих уровней внутри последних.

Установление поверхности несогласия, длительности соответствующего перерыва в осадконакоплении повышает надежность геологической модели.

Технология сейсморазведки 3D также предоставляет дополнительную основу для фациального анализа, поскольку является едва ли не единственным источником геофизической информации в межскважинном пространстве.

В 1975г. появился термин – «сейсмостратиграфия». Во время конгресса Американской ассоциации геологов-нефтяников (AAPG) состоялся первый симпозиум, посвященный геологической интерпретации данных сейсморазведки, или сейсмостратиграфии.

Согласно авторам Seismic Stratigraphy [68], сейсмостратиграфия - изучение стратиграфии и осадочных фаций путем интерпретации данных сейсморазведки.

Сейсмостратиграфия оперирует рядом основных понятий, среди которых сейсмокомплекс (сейсмический комплекс).

Сейсмофациальный анализ - описание и геологическая интерпретация параметров сейсмических отражений, включая их конфигурацию, непрерывность, амплитуду, частотный спектр и интервальные скорости.

С.А. Горбунова, В.Н. Бородкина, В.И. Кислухина, В.А. Корнева, Н.Я. Кунина, В.А. Конторовича, Ю.Н. Карогодина, В.А. Казаненкова, С.А. Рылькова, С.В. Ершова, Н.Б. Вассоевича, В.В. Меннера и др. [18, 45, 50, 53, 55, 56, 62] и зарубежных исследователей Л. Брауна, У. Фишера, Ч. Стюарта, Ч. Каугхея, Р. Ваймера, Т. Девиса, Дж.Б. Сангри, Дж.М. Уидмайер, М. Пейтон [68] восстановления обстановок осадконакопления, палеотектонических и палеогеографических реконструкций. Дополнительные для фациальной модели данные, как правило, представляются трендовым 3 D объемом/картой в виде дискретного свойства (например, коллектор/неколлектор) или непрерывного свойства (эффективные толщины, песчанистость). Основными методами для получения прогнозных/трендовых данных являются регрессионная зависимость искомых параметров с сейсмическими амплитудами и их производными атрибутами (как простая одномерная, так и множественная/многомерная), кластерный анализ 3 D объемов и карт, применение нейросетевых алгоритмов (как для получения прогнозных 3 D кубов и карт, так и для проведения вышеупомянутой кластеризации).

Концептуальная или принципиальная модель (КМ) предваряет и предопределяет построение собственно цифровой трехмерной геологической модели (3D ГМ), является ее базисом (основанием[11]). Концептуальная модель это формализованное на основе имеющегося фактического материала представления о геологическом строении моделируемых объектов.

КМ является основой построения цифровой модели: стратиграфии, тектоники, генезиса отложений, их морфологии и закономерностях пространственного изменения фильтрационно-емкостных свойств пород с учетом их физико-механического постседиментационного преобразования [26,27].

прогностическим потенциалом, позволяя создать 3D ГМ даже в условиях редкой сетки скважин.

Вместе с тем, диагностика условий осадконакопления должна базироваться на критической оценке всех данных, доступных исследователю. На следующем этапе она является базой 3D ГМ, которая служит основой гидродинамической модели и инструментом для выработки эффективных решений разработки залежей.

КОМПЛЕКСНОЕ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕХЕТСКОЙ СВИТЫ ИССЛЕДУЕМОГО РАЙОНА

2.1 Обоснование методики комплексного литолого-фациального Базовой основой литолого-фациального моделирования являются методы литолого-фациального анализа (гл.1.3). Большая часть исследователей практически не разделяет эти понятия, используя в своих работах термины:

фациальный анализ, литолого-фациальный анализ, седиментационная модель, фациальная модель, литолого-фациальная модель для описания одних и тех же наборов выполненных исследований.

В современных геологических словарях нет точного определения ни одного из этих широко используемых терминов, нет определения понятия модель и в других словарях (например, философских).

В настоящей работе термин модель определен как «сумма существенных свойств конкретного объекта» [41]. Литолого-фациальное моделирование – это логическая схема последовательных действий по определению фациальных характеристик объекта, с целью восстановления условий формирования осадочных отложений (определение автора). По определению Алексеева В.П.[2] фация – это «условия + осадок», а характеристика осадка включает в себя определение литологического состава, понятия литолого-фациальная и фациальная модель могут употребляться в одинаковом смысле.

Согласно Большому Энциклопедическому словарю «Литолого-фациальные карты отображают состав и условия образования осадков и позволяют воссоздать физико-географическую обстановку осадконакопления какого либо промежутка геологического времени», то есть литолого-фациальные карты являются 2D литолого-фациальной моделью.

Алексеев В.П. [1] представляет структуру необходимых исследований при литолого-фациальном анализе, со ссылкой на П.П. Тимофеева « как цепочку литолого-фациальных – формационных исследований», перечисляя ее составляющие, и приходит к выводу, что в «сумме это дает представление о формации как объемном геологическом теле». Из этого следует, что «комплекс исследований, который отображает состав и условия образования осадков и позволяет воссоздать физико-географическую обстановку осадконакопления какого либо промежутка геологического времени» в объемном геологическом теле является 3D литолого-фациальной моделью.

Деление процесса создания комплексной геолого-физической модели природного резервуара на этапы и стадии предусматривает соблюдение определенных последовательностей проведения на каждом из них рационального комплекса в соответствии с иерархическим уровнем[42]. Литолого-фациальная модель является составной частью комплексной геолого-физической модели и тоже предусматривает соблюдения определенных исследований на каждом этапе[88], которые подробно изложены в гл.1.4.

При построении литолого-фациальных моделей не все этапы являются обязательными, их применимость зависит от наличия исходных данных.

1 этап. Сбор и анализ фактического материала (керн), данные региональной геологии 2этап. Проведение фациального анализа, выделение литофаций, определение условий, в которых формировались исследуемые отложения.

3этап. Построение электрофациальных моделей (электрометрических моделей фаций), распределении литотипов в разрезе скважин, охарактеризованных керновым материалом, используются для прогноза фаций в тех частях разреза, где керн отсутствует, и имеются лишь данные каротажа. Обычно выполняется с использованием методики В.С. Муромцева[57].

4этап. Расчленения и корреляции разрезов скважин. Является одной из основных задач геологии в плане создания геологического пространства по данным разрезам скважин.

5 этап. Сейсмофациальный анализ. Проведение сейсмофациального анализа возможно только при наличии данных сейсморазведки 3D.

палеогеографических карт и использованием всех проведенных исследований.

7 этап. Построение 3D литолого-фациальной модели продуктивных пластов.

Для решения задачи комплексного литолого-фациального моделирования отложений нижнехетской свиты изучаемого района использована вся совокупность данных:

• седиментологическое описание керна по 8 скважинам • характеристики по каротажным диаграммам • прогнозные карты распределения эффективных толщин по данным сейсморазведочных работ по двум пластам • принципиальная схема формирования отложений нижнехетской свиты нижнехетской свиты Сузунского месторождения выполнено в соответствии с принятыми методиками литолого–фациального моделирования и состоит из последовательных этапов[88,89].

На первом этапе выполнено седиментологическое описание керна кернохранилище Тюменского нефтяного научного центра и Института геологии нефти и газа СО РАН (г. Новосибирск).

На основании проведенного седиментологического описания керна по скважинам 24, 25 и 26; 3, 11, 12, 13, 19 выделены основные типы фаций, характерные для прибрежно - морского комплекса отложений (отложений мелководного шельфа).

С целью достоверного построения фациальной модели по площади, определены аналоги фациальных образов, установленных по керну, на каротажных диаграммах, затем выполнена привязка интервалов отбора керна к каротажным диаграммам, приведено соответствие название фаций, употребляемых в различных источниках. Для выполнения привязки, определены (и совмещены), явно выраженные границы изменения литологии по керну и по ГИС.

На изучаемом объекте, выбраны опорные скважины - стратотипы, в которых фациальная принадлежность какой-либо части пласта определена по данным керна (гл.2.2). Затем после определения характерной формы каротажных диаграмм, их тип по аналогии установлен на других скважинах.

На следующем этапе выполнена классификация характерных форм каротажных диаграмм ПС для продуктивных пластов. Анализ формы диаграммы ПС и анализ цикличности разреза позволил создать диаграмму электрофаций в каждой скважине. Затем проведена классификация фаций по характерным формам каротажных диаграмм, выполнен анализ последовательности залегания фаций в разрезе, выделенные литофации сгруппированы по предполагаемым свойствам коллекторов, характерным для описанных литофаций. Так как условия осадконакопления исследуемых отложений прибрежно-морские, полученные результаты позволяют обосновать фации в нижнехетских пластах по соседним скважин. Учитывая сходство соответствующих каротажных диаграмм, фации проинтерполированы по площади по аналогии со скважинами, охарактеризованными керновыми данными.

Проведено выделение поверхности несогласия по данным керна, с использованием методов ихнофациального анализа и каротажных диаграмм.

Выделение поверхности несогласия по данным керна и каротажным диаграммам важно и для построения трехмерной модели пласта, так как на этом основании определяются параметры структурного каркаса и форма нарезки слоев внутри выбранных границ.

Затем автором проведена детальная корреляция отложений нижнехетской свиты по всей площади месторождения. С целью обоснования границ продуктивных пластов выделены хроностратиграфические поверхности Для их выделения использованы каротажные диаграммы потенциала самопроизвольной поляризации (ПС), кажущегося сопротивления (КС) в логарифмическом масштабе, гамма-каротажа (ГК), индукционного каротажа (ИК), диаграммы кавернометрии.

С помощью выполненных детальных схем корреляций и выявлению поверхностей “глоссифунгитов” по керну было установлено эрозионное срезание кровли пласта Нх-I, Нх-III по всему месторождению. По результатам этих работ разработана (К.Шенли) принципиальная модель строения резервуара отложений нижнехетской свиты исследуемого месторождения, которая положена в основу фациальной модели пластов. Пласты проиндексированы согласно стратиграфической схеме 2004 г Нх-I, Нх-III, Нх-IV, Нх-V[71].

Установлена схема формирования отложений нижнехетской свиты на исследуемом месторождении.

Далее выполнен атрибутный анализ (А.А Натеганов) распределения ФЕС вдоль отражающих горизонтов Нх-I и Нх-III (единая индексация с продуктивными пластами) по данным сейсморазведочных работ 3D. Основой для построения являются прогнозные карты Нэфф по данным сейсморазведочных работ 3D, по которым выделены основные границы фациальных областей.

Фациальная принадлежность этих областей определена после типизации каротажных диаграмм (ПС), в которых есть скважины с описанием керна. Для пластов, по которым нет прогнозных карт по данным сейсморазведочных работ 3D, за основу при распространении фаций по площади месторождения приняты карты Нэфф, полученные при трехмерном моделировании по этим пластам из кубов литологии.

В результате комплексного фациального анализа построены литологофациальные схемы продуктивных пластов: Нх-I, Нх-III, Нх-IV, Нх-V отложений нижнехетской свиты для временных срезов, характеризующих фации, внесшие наибольший вклад в формирование этих пластов и корреляционные схемы, отражающих смену фаций по разрезам скважин.

На базе анализа ассоциаций выделенных фаций и их последовательностей (смены фаций по разрезу) проинтерпретированы обстановки осадконакопления и проинтерполированы по площади работ.

Оценки ФЕС терригенных коллекторов с помощью выделения фаций, имеют один и тот же недостаток: данные, полученные по вертикальному разрезу скважины, затем осредняются и соотносятся с двумерной фациальной картой, которая отражает только какой-то определенный период в формировании пласта.

Как уже отмечалось, современные методы динамического моделирования разработки предъявляют высокие требования к дифференциации геологического объекта по разрезу, поэтому для изучаемых отложений, в соответствии с определенными фациями были выделены пять классов - коллекторов с различными ФЕС, классы-коллекторов описаны ниже. Затем было проведено сопоставление классов – коллекторов с различными ФЕС с выделенными типами фаций.

В построенных для всех пластов трехмерных геологических моделях, с целью адекватного распространения свойств как по латерали, так и по вертикали, реализован весь комплекс проведенных исследований. Для оценки закономерностей распространения классов коллекторов по площади продуктивная часть пластов была разбита на вертикальные интервалы, с учетом построенных литолого-фациальных моделей (гл.2.8), в каждом из которых вычислена доля встречаемых классов. Детализация ГМ, состоящая в обосновании дополнительных границ пласта учтено при построении структурного каркаса (его внутренней структуры) в трехмерной модели.

Выделенная эрозионная поверхность обусловила на последующей стадии построения структурно-стратиграфического каркаса 3D сеточной модели задание не традиционной пропорциональной нарезки слоев пласта Нх-I, а нарезки согласно подошве пласта со срезанием в его кровле, для более корректной межскважинной интерполяции литотипов и их ФЕС в пласте.

Несмотря на кажущуюся традиционность выполненных стандартных процедур построения литолого-фациальной модели отложений нижнехетской свиты методика ее реализации усовершенствована в деталях, которые имеют важное значение, и оказали большое влияние на конечный результат.

Усовершенствование методики построения литолого-фациальной модели, в первую очередь, связано с использованием методов ихнофациального анализа, а именно выделение поверхностей несогласия по комплексу: данные керна и материалы ГИС, которая детально описана в гл. 2.6. При выполнении литологофациального моделирования рекомендовано использование методики В.С.

Муромцева[57], которая предполагает использование готовых фациальных образов по ПС. В данной работе представлена выделенная автором классификация фациальных образов по ПС, определенная по описанию керновых данных, что не противоречит широко используемой методике В.С. Муромцева, а расширяет ее применение для обстановок мелководного шельфа. Использование выделенной поверхности несогласия в виде статического репера при выполнении детальной корреляции не описано ранее в методиках литолого-фациального моделирования, для достоверного определения подошвы продуктивных интервалов на основе метода цикличности была выполнена корреляция неколлекторов от поверхности максимального затопления с использованием метода кажущегося сопротивления (КС). Одним из этапов построения литологофациальной модели является проведение палеотектонического анализа по исследуемым отложениям, в данной работе этот метод не применим, так как кровля продуктивного интервала является эрозионной поверхностью и не может быть использована как поверхность выравнивания. Таким образом, установление поверхности несогласия и использование полученных данных практически на всех этапах литолого-фациального моделирования является усовершенствования методики построения литолого-фациального моделирования.

2.2 Анализ данных керна отложений нижнехетской свиты В пределах лицензионного участка пробурено 25 поисково-разведочных скважин и пять эксплуатационных, из которых из отложений нижнехетской свиты керн поднят из 21 скважины.

По данным керна в литологическом отношении разрез представлен осадочными отложениями: песчаником (от тонко - до среднезернистого, иногда сильно карбонатизированным), аргиллитом, алевролитом (таблица 2.1).

Литологическое описание керна отложений нижнехетской свиты (полевое описание) С- 2660-2675 С - 2639-2677 2800,1-2815 известковистый, горизонтально- и волнистослоистый, с растительными остатками и 2870-2881 94, С - 2701,4-2713 90, 2713-2725,8 96, 2725,8-2733,8 2861,5-2869,4 53, 2869,4-2883,4 2900,9-2916,4 96, 2916,4-2929,1 96, С- 2653-2669 81, 2669-2678 86, 2856,4-2873 С - 2656-2667 94, 2667-2682,5 93, 2785,2-2799 57, вышеописанному. Ниже 3,5 м – алевролит тёмносерый, слюдистый, горизонтально-слоистый, с Крупное переслаивание песчаника серого, мелкосреднезернистого, глинистого, слюдистого, линзовидно-слоистого, и алевролита тёмносерого, слюдистого, песчаного, горизонтально- и С - 2641,3-2654,55 80, Песчаник светло-серый, зеленоватый, тонкомелкозернистый, слюдистый, прослоями С- 2815-2830,5 87, 2843,8-2858,7 2873,9-2888,4 2778,6-2792,6 93, волнистая, линзовидная, косая, с углистоглинистыми намывами, с запахом УВ, и 2792,6-2807,6 99, С - 2665-2675 77, 2675-2690 62, 2870-2885 2814-2829 91, С - 2710,4-2724,2 92, Песчаник светло-серый, зеленоватый, тонкомелкозернистый, до среднезернистого, С - остатками раковин. 1,3 м – аргиллит тёмносерый, с остатками раковин. 6 м – алевролит 2836,9-2852,1 86, С- 2685-2689,6 78, 2689,6-2694,3 55, 2694,3-2697,8 94, 2697,8-2704,4 60, 2704,4-2714,5 23, 2878,6-2891,7 2891,7-2906,1 90, 2906,1-2918 С - 2715,8-2724 85, 2724-2736,1 Внизу 0,4 м – песчано-глинистая порода тёмносерая, перемятая, неслоистая, с вкраплениями 2860,2-2874,6 15, линзами углистого аргиллита и песчаника светлосерого, мелкозернистого, с горизонтальной, 2910,4-2924,8 91, 2924,8-2939 88, С - 2805,4-2820,4 98, стяжения пирита. Внизу 2,4 м – алевритоглинистая порода тёмно-серая, комковатая.

С - 2730,6-2735,4 2735,4-2742,4 2742,4-2747,5 2747,5-2754,6 2754,6-2762,6 2762,6-2770,1 2870,6-2880,6 2880,6-2890,8 2890,8-2900,5 2900,5-2908,2 детритом. Ниже 6,1 м – алевролит серый, тёмносерый, песчаный, карбонатный, с аргиллитовыми С- плотный, массивно-слоистый, внизу песчаноалевритовый. Внизу 0,4 м – песчаник серый, 2654,6-2664,6 2800-2808 С - 2680-2692 64, слюдистый, горизонтально- и линзовиднослоистый. Внизу 0,3 м – аргиллит серый, 2692-2701 2792-2795,2 2803,3-2816,1 2816,1-2829,1 2860,3-2866,5 2866,5-2878, 2878,5-2885, 2651- Крупное переслаивание алевролита тёмносерого, глинистого, слюдистого, прослоями 2665- 2822- местами карбонатный, от горизонтальнослоистого до массивного, с углистым материалом 2837- от массивного до горизонтально-линзовиднослоистого, с обугленным детритом и остатками фауны. Внизу 3,7 м – алевролит серый до тёмносерого, глинистый, слюдистый, линзовидноволнисто-слоистый, с растительным детритом и 2714,8-2716, 2716,8-2718, 2850- 2905- 2921- 2934,6-2949, 2620- 2632- 2636- 2770- 2828,9-2841, 2841,8-2854, 2880-2894, 2894,7-2910, 2695- 2710- 2725- По скважинам 3 (рис.2.2, рис.2.3), 11(рис.2.4 - рис.2.8), 12 (рис.2.9- рис.2.12), 13 (рис.2.13- рис.2.18), 19 (рис.2.91- рис.2.21), 25, 26 и 24 (рис. 2.24) автором выполнено седиментологическое описание керна. Оно включало определение литологии пород, цвета, структурных и текстурных особенностей, тренда изменения зернистости, характера переслаивания, наличия и степени биотурбации, изменение количества и состава ихнофаций, толщины пластов и характера переходов между ними.

Рис.2.2 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 3. Пласт Нх-I.

Рис.2.3 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 3. Пласт Нх-III.

Рис.2.4 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 11. Пласт Нх-I.

Рис.2.5 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 11. Пласт Нх-III.

Рис.2.6 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 11. Пласт Нх-III.

Рис.2.7 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 11. Пласт Нх-IV.

Рис.2.8 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 11. Пласт Нх-V.

Рис. 2.9 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 12. Пласт Нх-I.

Рис. 2.10 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 12. Пласт Нх-I.

Рис. 2.11 Описание керна. Привязка данных ГИС.Скважина 26. Пласт Нх-III.

Рис.2.12 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 12. Пласт Нх-V.

Рис.2.13 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 13. Покрышка над Нх-I.

Рис.2.14 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 13. Пласт Нх-I.

Рис.2.15 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 13. Покрышка над Нх-III.

Рис.2.16 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 13. Пласт Нх-III.

Рис.2.17 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 13. Пласт Нх-IV.

Рис.2.18 Описание керна. Привязка данных ГИС. Скважина 13. Пласт Нх-V.

Рис.2.19. Описание керна. Привязка данных ГИС.

Рис.2.20 Описание керна. Привязка данных ГИС.

Скважина 19. Пласт Нх-III.

Рис.2.21 Описание керна. Привязка данных ГИС.

На основании седиментологического описания керна скважин автором выделены фации, которые можно разделить на 2 группы: фации-коллекторы и фации-неколлекторы. К фациям-коллекторам относятся: фация ближней части фронта дельты, фация верхней части берегового склона, фация нижней части берегового склона, фация биотурбированной части фронта дельты.

Ниже приводится характеристика пород каждой фации, распределение которых по скважинам представлено на рисунках 2. 22.Фация ближней части фронта дельты. Песчаник светло-серый, изредка с розоватыми прослоями, мелкозернистый до среднезернистого, горизонтально - и косослоистый, с углистыми прослойками и обугленным растительным детритом, местами наблюдается градационная слоистость, небольшие глинистые интракласты и прослойки, местами слабая биотурбация (Teichichnus, Asterosoma).

Рис. 2.22 Фации-коллекторы: а) ближней части фронта дельты, б) верхней части берегового склона, в) нижней части берегового склона, г) биотурбированной части фронта дельты. Под фотографиями – измеренные глубины образцов и номер скважины в скобках Фация верхней части берегового склона. Песчаник светло-серый, местами с тёмно-серыми глинистыми прослойками, от мелко - до мелкосреднезернистого, слоистость мульдообразная, иногда пологонаклонная; в редких прослоях песчаник биотурбирован (Teichichnus, Chondrites – приурочены к тёмно-серым глинистым прослоям). Рис. 2.22б.

мелкозернистый до очень мелкозернистого, слоистость пологонаклонная, тонкие глинистые прослои, местами наблюдается биотурбация (Teichichnus, Phycosiphon и т.д.). Рис. 2.22в.

Фация биотурбированной части фронта дельты. Песчаник светло-серый, мелкозернистый до очень мелкозернистого, биотурбированный, с богатым видовым разнообразием: Teichichnus, Chondrites, Asterosoma, Diplocraterion, Palaeophycus, Rosselia, Skolithos, остатки раковин. Изредка наблюдаются прослои с субгоризонтальной и пологонаклонной слоистостью за счёт глинистых и углисто-слюдистых намывов, но в основном первичная осадочная текстура породы переработана биотурбацией. Отмечаются мелкие глинистые и карбонатные интракласты. Рис. 2.22г.

внутреннего шельфа, фацию дальней части фронта дельты и фацию перехода от берегового склона к шельфу.

Фация внешнего шельфа. Аргиллит тёмно-серый, плотный, массивный, однородный, слюдистый, с раковистым изломом, местами расколот на обломки.

Следы жизнедеятельности организмов отсутствуют. Рис. 2.23а.

Фация внутреннего шельфа. Аргиллит серый до тёмно-серого, сильно биотурбированный до полной переработки первичной осадочной текстуры, отмечается богатое видовое разнообразие: Palaeophycus, Belemnites, Skolithos, Schaubcylindrichnus, остатки раковин и т.д. Наблюдаются сидеритовые интракласты, редкие прослои и линзы песчаника светло-серого очень мелкозернистого, с субгоризонтальной, пологонаклонной и пологоволнистой слоистостью. Рис. 2.23 б.

Рис. 2.23 Фации-неколлекторы: а) внешнего шельфа, б) внутреннего шельфа, в) дальней части фронта дельты, г) перехода от берегового склона к шельфу.

Под фотографиями – измеренные глубины образцов и номер скважины в скобках Фация дальней части фронта дельты. Переслаивание аргиллита тёмносерого, песчаника серого, очень мелкозернистого, глинистого, сильно биотурбированного, с текстурами оползания и взмучивания, и песчаника светлосерого, очень мелкозернистого, с горизонтальной, пологонаклонной и косой слоистостью, со слабой биотурбацией. Наблюдаются тонкие углистые прослои.

Биотурбация представлена следами жизнедеятельности Schaubcylindrichnus, Palaeophycus, Skolithos, Chondrites. Рис. 2. 23 в.

Фация перехода от берегового склона к шельфу. Переслаивание песчаника тёмно-серого, сильно биотурбированного до полного разрушения первичной текстуры (Palaeophycus, Teichichnus, Skolithos), с текстурами оползания, и песчаника светло-серого, с пологонаклонной, волнистой, косой и мульдообразной слоистостью. Рис. 2. 23 г.

Таким образом, на основании проведенного седиментологического описания керна по скважинам 24, 25 и 26; 3, 11, 12, 13, 19 выделены основные типы фаций, характерные для прибрежно - морского комплекса отложений.

2.3 Анализ последовательности залегания осадочных фаций в разрезе С целью достоверного построения фациальной модели по площади, необходимо определить аналоги фациальных образов установленных по керну на каротажных диаграммах.

Для этого, необходимо привязать интервалы отбора керна к каротажу, а также, учитывая неполный вынос керна (меньше 100%), выполнить привязку керна внутри интервалов. Построенные седиментационные диаграммы по скважинам 3, 11, 12, 13 и 19, увязанные с каротажными диаграммами приведены на рис. 2.2-2.21. По этим скважинам отсутствуют профильные измерения по ГК, поэтому привязка интервалов отбора керна к каротажным диаграммам достаточно условна. Для выполнения привязки, определены (и совмещены) явно выраженные границы изменения литологии по керну и по ГИС. Перераспределения керна внутри интервалов отбора не проводилось. На рисунке 2.24 приведены планшеты по скважинам 24, 25 и 26, на которых представлены результаты совмещения седиментационных и электрических диаграмм ПС и КС. Привязка данных керна и данных ГИС осуществлена на основе профильных измерений ГК по керну и совмещена с каротажной диаграммой ГК по стволу скважины.

На рисунке 2.25 представлена схема распространения фациальных зон мелководного шельфа в разрезе. Фации и поверхности отложений нижнехетской свиты однотипны в парасиквенсах, связанных с формированием отложений пластов Нх-I, Нх-III, Нх-IV и Нх-V. В фациальном отношении это может соответствовать проградационным комплексам, т.е. плавному «обмелению»

фаций снизу вверх по одной из следующих схем: а) внешний шельф – биотурбированный шельф – дальняя часть фронта дельты – биотурбированная часть фронта дельты – ближняя часть фонта дельты, б) внешний шельф – внутренний шельф – переход от берегового склона к шельфу – нижняя часть берегового склона – верхняя часть берегового Рис. 2.24 Сопоставление седиментационных и электрических диаграмм скважин 24, 25 и склона, а затем резкая смена (с выпадением некоторых звеньев фациальной «цепочки») на более глубоководные фации (например, ближняя часть фронта дельты – внешний шельф).

В таблице 2.2 приведено соответствие название фаций, употребляемых в различных источниках[43, 51, 67, 69, 89, 92]. Эти фациальные последовательности учтены при выделении фаций на основе диаграмм ГИС в интервалах, не освещённых керном.

Проведенный анализ показал, что керн отобран из пласта Нх-I по скважинам 11, 12, 13, 24, 25, 26, из пласта Нх-III - по скважинам 3, 11, 12, 13, 19, 24, 25, 26, из пласта Нх-IV -керн по скважинам 13, 19, 25, из пласта Нх-V -керн по скважинам 3, 11, 12, 13, 25, 26 (рис. 2.26 – рис. 2.27).

По этим скважинам выполнено седиментологическое описание керна, выделены характерные границы и поверхности несогласий. Седиментационные диаграммы, сопоставленные на основе литологии пород с электрическими диаграммами ПС и КС, позволяют соотнести фации, выделенные по керну, с соответствующими участками электрических диаграмм и найти подобие по другим скважинам, не охарактеризованным керном. Для этого выбраны опорные скважины - стратотипы. На изучаемом объекте, это скважины, в которых фациальная принадлежность какой-либо части пласта определена по данным керна (гл.2.1). Затем после определения характерной формы каротажных диаграмм, их тип по аналогии установлен на других скважинах.

каротажных диаграмм ПС для продуктивных пластов. Анализ формы диаграммы ПС и анализ цикличности разреза позволил создать диаграмму электрофаций в каждой скважине. Электрофации - это классы, выделенные по типовой форме диаграммы каротажа ПС, которые сопоставлены с определенными фациями по керну.

Выделенные фации можно разделить на 2 группы: фации-коллекторы и фации-неколлекторы.

Рис.2.25 Схема распространения фациальных зон (предфронтальной) зоны (предфронтальной) зоны (биотурбированный) Рис. 2.26 Схема корреляции с привязкой керна по скважинам (24-25-26) Рис. 2.27 Схема корреляции с привязкой керна по скважинам (12-3-11-13-19) На основании визуального анализа на рисунке 2.28, рисунке 2.29 – рисунке 2.31, приведены примеры выделения типов фаций по форме каротажных диаграмм ПС для пластов Нх-I, Нх-III, Нх- IV и Нх -V соответственно.

По скважинам 11, 12, 13, 24, 25, 26 керн отобран из пласта Нх-I. На рисунке 2.28 в каждой группе приведены номера скважин, фациальная принадлежность которой подтверждена керновыми данными.

Для пласта Нх-I к фациям-коллекторам относятся: фация ближней части фронта дельты, фация берегового склона, фация биотурбированной части фронта дельты и фации устьевого бара.

Фация устьевого бара выделена, исходя из визуального отличия формы диаграммы и представлениям о закономерностях условий осадконакопления пласта. Вид каротажных диаграмм примерно идентичен (характерный регрессивный тип), основное отличие: общая толщина и описание керна.

Фация берегового склона выделена в скважинах 1, 18, 23.

Неколлекторы включают отложения фации внешнего шельфа.

Для пласта Нх-III коллекторы представлены фациями фронта дельты и фациями берегового склона. Вид каротажной диаграммы ПС примерно идентичен (характерный регрессивный тип), основное отличие - общая толщина и подтверждение каждого типа описанием керна.

2.28 Выделение типов фаций по каротажным диаграммам ПС.

Фации берегового склона территориально можно разделить на 2 группы, различающиеся по коллекторским свойствам. Фация фронта дельты разделены на фацию ближней и биотурбированной части фронта дельты (24).

Фация перехода от берегового склона к шельфу представляет собой постепенное уменьшение содержания песчаного материала по мере удаления от береговой линии (от 60% до 40%). По виду каротажной диаграммы она отнесена к регрессивному типу и характеризуется меньшим отклонением от нулевой линии.

Неколлекторы представлены отложениями фации внешнего шельфа.

Фациальная принадлежность по пласту Нх-III подтверждается керновыми данными по скважинам 3, 11, 12 13, 19, 24, 25, 26, номера которых вынесены на рисунок 2.29.

Рис. 2.29 Выделение типов фаций по каротажным диаграммам ПС.

Классификация по форме каротажных диаграмм для пласта Нх- IV (рис. 2.30) позволяет выделить тип фаций аналогичный вышеописанному пласту Нх – III.

Фацией-коллектором с наилучшими свойствами является фация ближней части фронта дельты. Фациальная принадлежность по пласту Нх- IV подтверждается керновыми данными по скважинам 13, 19, 25.

Фациальная принадлежность по пласту Нх- V подтверждается керновыми данными по скважинам 3, 11,12, 13, 25, 26. Классификация по форме каротажных диаграмм ПС для пласта Нх-V (рис. 2.31) позволяет выделить типы фаций аналогичный вышеописанному пласту Нх – III.

Переход от берегового склона к шельфу Береговой склон Рис. 2.30 Выделение типов фаций по каротажным диаграммам ПС.

Переход от берегового склона к шельфу Рис. 2.31 Выделение типов фаций по каротажным диаграммам ПС.

Так как условия осадконакопления исследуемых отложений прибрежно-морские, полученные результаты позволяют обосновать фации в нижнехетских пластах по соседним скважин. Учитывая сходство соответствующих каротажных диаграмм, фации проинтерполированы по площади по аналогии со скважинами, охарактеризованными керновыми данными.

При интерпретации фаций по площади учтены следующие закономерности. В каждом из пластов Нх-I, Нх-III, Нх-IV и Нх-V наблюдается сначала постепенное увеличение зернистости вверх по разрезу, а затем резкий переход к глинистым породам. Это прослеживается как по керну (плавный переход от аргиллитов к песчаникам; поверхности Glossifungites, приуроченные к поверхностям затопления), так и по форме каротажных диаграмм (сначала плавное увеличение, а затем резкое уменьшение значений диаграммы ПС снизу вверх). Обоснование реперных поверхностей выполнено по комплексу данных керна и каротажных диаграмм.

На рис.2.32 представлен литостратиграфический пример основного трансгрессивного морского несогласия в интервале Нх-I по трем скважинам.

Резко выраженная поверхность Glossifungites в сочетании с крупнозернистым лагом подтверждает фактическое наличие эрозионной поверхности.

Рис.2.32 Пример выделения поверхностей несогласия по данным керна.

2.4 Детальная корреляция и выделение объектов исследования Эффективность разработки месторождения в сильной степени зависит от достоверности геологической модели. На основе геологической модели решается множество задач, в том числе, подсчет запасов УВ, обоснование бурения новых скважин, прогноз технологических показателей эксплуатации и др.

В свою очередь, достоверность геологической модели пласта определяется корреляцией разрезов скважин. На результатах корреляции базируются все последующие процедуры создания структурного каркаса, статических и динамических моделей залежей, процедуры картопостроения и т.д.

Корреляция представляет собой комплексный процесс, учитывающий целый спектр геолого-геофизической информации, и является одним из важнейших этапов повышения эффективности разработки [4,6,82].

Проведение детальной корреляции, в результате которой выделяются подсчетные объекты, изучается их фациальная принадлежность и выдержанность свойств в разрезе и по площади, основывается на использовании одного или нескольких реперов в разрезе коррелируемой толщи месторождения. Интервалы пород-реперов должны легко распознаваться по материалам ГИС, быть выдержанными на всей или большей части исследуемой площади и наиболее близко расположенными от изучаемых продуктивных отложений. Границы стратиграфических единиц, используемых в сиквенс-стратиграфии, обеспечивают хроностратиграфическую основу для корреляции и картирования осадочных толщ, что дает возможность сопоставлять разнофациальные, но при этом одновозрастные отложения, тем самым, избегая возможных неопределенностей, присущих традиционной лито-корреляции[77].

Для обоснования седиментационно-стратиграфической модели нижнехетского интервала выполнена детальная корреляция разрезов скважин с применением программного комплекса PETREL[99]. Для выделения реперных поверхностей совместно с каротажными характеристиками использовались данные по керну. С целью обоснования границ продуктивных пластов выделены хроностратиграфические поверхности (рис.2.33, рис.2.34). Для их выделения использованы каротажные диаграммы потенциала самопроизвольной поляризации (ПС), кажущегося сопротивления (КС) в логарифмическом масштабе, гамма-каротажа (ГК), индукционного каротажа (ИК), диаграммы кавернометрии. При корреляции учтена косвенная информация - выявленные ранее поверхности несогласия.

На изучаемом месторождении в нижнехетских отложениях продуктивными пластами являются пласты Нх-V, Нх-IV, Нх-III, Нх-I.

Критерии выделения кровли пласта Нх-V: резкое увеличение значений метода ПС (проградационный цикл), увеличение значений метода КС (не всегда чётко прослеживается); по диаграмме ГК наблюдается резкое уменьшение значений показаний ГК сразу после небольшого интервала с высокими значениями ГК, по диаграмме кавернометрии не отмечается ярко выраженных критериев выделения.

Кровля пласта Нх-IV выделяется по следующим признакам: резкое увеличение значений по методу ПС (аградационный цикл), по диаграмме КС расположена несколько выше пика значительного увеличения значений, по диаграмме ГК наблюдается резкое уменьшение значений метода ГК сразу после небольшого интервала с высокими значениями ГК, по диаграмме кавернометрии не наблюдается чётких критериев выделения.

В пласте Нх-III по каротажным диаграммам выделено два отдельных цикла:

Нх-III1, Нх-III2, которые охарактеризованы следующим образом:

В кровле Нх-III1 в северной части месторождения по пяти скважинам (15, 18, 19, 23, 24) отмечается увеличение значений метода ПС, повышение показаний по диаграмме КС и уменьшение значений по диаграмме ГК. По остальным скважинам аналогичные изменения прослеживаются при существенном увеличении горизонтальных масштабов диаграмм. Методика детального расчленения разреза позволяет уверенно проследить эту поверхность по всей площади месторождения.

Кровля Нх-III2 полностью соответствует признакам нового проградационного цикла и уверенно коррелируется по всем скважинам.

Кровля пласта Нх-I выделяется по следующим критериям: заметное увеличение значений на диаграмме КС и резкое увеличение значений по методу ПС, резкое уменьшение значений показаний ГК сразу после небольшого интервала с высокими значениями ГК. По диаграмме кавернометрии кровля пласта Нх-I расположена непосредственно ниже участка, представленного каверной (с резким повышением значений кавернометрии).

С помощью выполненных детальных схем корреляций и выявлению поверхностей “глоссифунгитов” по керну было установлено эрозионное срезание кровли пласта Нх-I, Нх-III по всему месторождению. Были построены схемы корреляции вдоль и вкрест простирания структуры (рис. 2.33). По схемам корреляции, выполненным вкрест простирания структуры, установлено, что в восточном направлении происходит сокращения толщины отложений пласта Нх-I до полного их отсутствия (рис. 2.34). Это позволяет предположить, что пласт Нх-I является стратиграфической ловушкой с элементами экранирования, сформированной в результате эрозионного срезания основного коллектора трансгрессивным несогласием, в то время как ловушки нижележащих пластов могут быть исключительно структурными. В результате морской трансгрессии отложилась непроницаемые глинистые покрышки выше, ниже и в латеральной части основного песчаного тела подводного берегового склона. Таким образом, на исследуемом месторождении по нижнехетским отложениям выделено продуктивных пласта, отделённых друг от друга глинистыми перемычками: Нх-I (толщина от 0 до 52 м), Нх-III (толщина от 28 до 50 м), Нх-IV (толщина от 24 до 37 м) и Нх-V (толщина от 8 до 35 м). Пласт Нх-I отделён от нижележащих Нх -I Нх –III Нх –III Нх -IV Нх -V Рис. 2.33 Схема корреляции по линии скважин: 24 –19 –13 –18 и структурная карта по кровле Нх-I Рис. 2.34 Схема корреляции по линии скважин: 24 –15 –4 –16 и структурная карта по кровле Нх-I 2.5 Обоснование поверхности несогласия по данным керна и ГИС Проблема определения перерывов в осадконакоплении, а также фиксация этого процесса - поверхности несогласия - является актуальной для любых условий осадконакопления. Выделение поверхностей несогласия дает стратиграфических подразделений или маркирующих уровней внутри последних.

В настоящее время не существует методики, позволяющей однозначно решить поставленную задачу, в тоже время это является необходимым как при геологоразведочных работах, так и для повышения эффективности разработки месторождений.

Известно, что горизонты трансгрессии означают изменение процесса осадконакопления при подъеме относительного уровня моря [91]. Изменение энергии волн, которым сопровождается этот подъем относительного уровня моря, приводит к изменению текстурных характеристик (гранулометрия, содержание ила и глины) в отлагаемых осадочных породах, причем это сопровождается изменением характерных следов ископаемых организмов. Кроме того, сокращение поступления осадочного материала, которое происходит при повышении относительного уровня моря, вызывает перерыв в осадконакоплении.

Это может привести к формированию своеобразного комплекса роющих организмов, которые используют повышенное уплотнение морского дна, сопровождающее подобные перерывы. Этими характерными ископаемыми организмами являются Diplocraterion, Skolithos и Thalassinoides (рис.2.35), которые отсутствуют в этих отложениях при иных условиях, так называемые Glossifungites.

Комплекс глоссифунгитов [93] является признаком наполнения твердыми породами в течение относительно продолжительного времени между эрозией и заполнением осадочного бассейна, которые связаны с эрозионной поверхностью.

Рис. 2.35 Пример ходов обитания, питающихся взвесью/илом организмов (атлас по ихнологии, автор Ichnology Research Group,1999г) Горизонты трансгрессии делятся на так называемые « простые» либо «сложные» или составные горизонты трансгрессии[95].

«Простые» горизонты трансгрессии сложены из тонких пластов с проявлением трансгрессивных элементов (углубление фаций выражено изменением в доле ила и/или в типе ископаемых организмов, тонкие остатки материала раковин), однако при этом отсутствует явно указание на связанную с ней поверхность эрозии. Здесь в основном отражается повышение относительного уровня моря, обычно по данным керна представлены комплексом Glossifungites[70,93], последовательностью смены фаций как по вертикали, так и по латерали.

«Сложные» горизонты трансгрессии образуются мелководными морскими фациями берегового склона, которые залегают поверх фаций, типичных для более глубокого расположения на береговом склоне или же на шельфовых фациях.

Наличие трансгрессивных характеристик в покрывающем поверхность эрозии пласте показывает, что верхняя поверхность этого пласта недополучала отложений во время последующего события трансгрессии. Следует отметить, что стратиграфические взаимосвязи, возникающие при преобразовании отложений берегового склона во время последующих трансгрессий, отличаются большой сложностью, а полученное в результате распределение фаций неоднородно и непредсказуемо [95].«Сложные» горизонты трансгрессии формируются в результате неоднократного изменения уровня моря. Это приводит к тому, что в кровле пласта мелководные морские фации берегового склона могут залегать поверх фаций, типичных для более глубокого расположения на береговом склоне или же на шельфовых фациях.

Обоснование поверхности несогласия пласта Нх-I в диссертационной работе основано на взаимоувязанных данных керна и каротажных диаграмм. В исследуемом объекте решение задачи осложнялось тем, что керн отобран не во всех скважинах, и далеко не в объеме всего пласта. За редким исключением, керновым материалом освещена только кровельная часть продуктивного интервала.

Контакт кровельной части песчаника пласта с перекрывающими его стратиграфического несогласия однозначно выделяется практически по всем скважинам изучаемого месторождения в кровле пласта Нх-I и Нх-III. Она трактуется как трансгрессивная поверхность размыва, сформированная в период наступления моря, которая по данным керна представлена комплексом Glossifungites и отражает эрозионное срезание (признак обширной трансгрессии моря), в процессе которого происходило активное разрушение коллектора, вплоть до полного размыва.[73] Отсутствие скважин со 100% отбором керна, означает равновероятное существование как простого, так сложного горизонта трансгрессии. Такая ситуация допускает разные варианты внутрипластовой корреляции и, соответственно, разные варианты структурного каркаса и напластования при построении трехмерной модели пласта.

Исследование типа горизонта трансгрессии («простого» или «сложного») очень важно для уточнения скважинной корреляции. На рисунке 2. представлены два возможных варианта корреляции на одном и том же наборе данных, по линии скважин 24-15-4 в направлении север-юг. Все исследователи данного пласта практически одинаково выделяют кровлю и подошву данного стратиграфического цикла, но внутри пласта возможны различные варианты корреляции (рис. 2.36). Если считать, что в пласте сформировался «сложный»

горизонт трансгрессии, это означает наличие покровного слоя коллектора по всей территории исследуемого участка, который прослеживается в кровле пласта по всему месторождению, как выдержанный однородный интервал с улучшенными коллекторскими свойствами, при этом происходит выклинивание средней части пласта (рис. 2.36а).

Рис. 2.36 Пример вариантов внутрипластовой корреляции по данным керна и каротажных диаграмм При условии, что сформирован «простой» горизонт трансгрессии (рис.

2.36б) - происходит размыв кровельной части пласта, то есть той части, которая характеризуется улучшенными коллекторскими свойствами, и по мере смещения на юг площади происходит ее срезание вплоть до полного исчезновения коллектора. Из этого следует, что на изучаемом объекте, отложения с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами распространены в пласте только в той части, которая подвергалась незначительному размыву и распределены не по всей площади пласта Нх-I.

При планировании методов разработки важно определить, какие части пласта – как по латерали, так и по вертикали представлены лучшими фильтрационно-емкостными свойствами и как они распределены в пласте.

Обоснование варианта корреляции проведено по керновым данным скважины 969 (рис.2.37) со 100% отбором керна. Седиментологический анализ его показал, что в кровле пласта Нх-I встречается только одна граница несогласия. Это подтвердило предположение автора о том, что в кровле пласта сформировался “простой” горизонт трансгрессии, то есть происходил размыв отложений в кровле пласта. Толщина трансгрессивного слоя, выделенного по всем изученным скважинам исследуемого месторождения, изменяется от 0,35м до 0,8м. Представлен этот слой биотурбированными глинистыми песчаниками переходной зоны, от коллекторов, сформировавшихся в средней части берегового склона он отделен карбонатным прослоем. по данным керна и каротажных диаграмм.

Комплексный анализ скважинных данных (скважинная корреляция, седиментологическое описание керна), сейсмического волнового поля установил наличие несогласного перекрытия продуктивных отложений пласта Нх-I глинами, выраженного в виде эрозионного срезания продуктивных отложений и уменьшением общей толщины пласта Нх-I в восточном и юго-восточном направлении. Появление дополнительных границ внутри пласта (то есть фактическое разделение на три линзы) учтено при построении структурного каркаса (его внутренней структуры) в трехмерной модели.

Рис.2.37 Пример эрозионной поверхности пласта Выделенная эрозионная поверхность обусловила на последующей стадии построения структурно-стратиграфического каркаса 3D сеточной модели задание не традиционной пропорциональной нарезки слоев пласта Нх-I, а нарезки конформно подошве пласта со срезанием в его кровле. Это позволяет провести более корректную межскважинную интерполяцию.

В дальнейшем, при построении гидродинамической модели возможны варианты, при которых внутрипластовые границы могут быть как проницаемые, так и непроницаемые. Связано это с тем, что выделение этих границ проведено исключительно по данным керна и ГИС, и степень их гидропроводности на данный момент не изучена.

2.6 Схема формирования отложений нижнехетской свиты По керновым данным в литологическом отношении разрез представлен среднезернистого, иногда сильно карбонатизированным), аргиллитом, алевролитом, которые формировались в мелководно-морских условиях с терригенной седиментацией. По итогам седиментологической интерпретации к фациям-коллекторам отнесены песчанистые разности фации ближней части фронта дельты, фация верхней части берегового склона, фация нижней части берегового склона, фация биотурбированной части фронта дельты.

Неколлекторские фации включают глинистые и алевритистые разности внешнего шельфа, фацию внутреннего шельфа, фацию дальней части фронта дельты и фацию перехода от берегового склона к шельфу. На рисунке 2.38 представлена классическая схема условий формирования пластов такого типа[89], на которой показано местоположение исследуемого месторождения на основании вышеописанных исследований.

Рис. 2.38 Блок-схема условий формирования пластов Осадки такого типа откладываются в период регрессии моря на береговом склоне, углы падения которого изменяются от 0.50 до 20. В наиболее приближенных к береговой линии участках в период трансгрессии моря сформированных отложений. В период наступления моря формируются горизонты трансгрессии, которые по данным керна представлены комплексом Glossifungites исследуемого месторождения в кровле пласта Нх- I и Нх-III.

Строение сиквенса, его литологический и палеонтологический состав и набор фаций зависят от суммы эвстатических колебаний уровня моря и тектонических колебаний земной коры. Таким образом, сиквенс - это фациальный циклит, который сформировался в течение одного этапа развития палеобассейна, за который бассейн приобретает необходимую глубину и заполняется осадками.

Сиквенсы состоят из подразделений – трактов седиментационных систем (системных трактов) [63, 94]. Они представляют собой латеральные фациальные ряды, образовавшиеся в различных условиях седиментации. Выделяется тракт низкого стояния моря, трансгрессивный тракт (TST) и тракт высокого стояния моря (HST) и два типа сиквенсов (соответственно два типа их границ). Сиквенс первого типа содержит нижний, трансгрессивный и верхний системные тракты.

Его нижняя граница четкая и обусловлена значительным снижением относительного уровня моря. Сиквенс второго типа связан с замедлением скорости подъема относительного уровня моря и его стабилизацией. В нем отсутствует типичный тракт низкого стояния уровня моря, и вместо него при низком положении уровня формируется окраинно-шельфовый тракт, представленный пакетом парасиквенсов от проградационной до аградационной последовательности.

Комплекс выделенных фаций (гл.2.2) свидетельствует о том, что в берриасе осадконакопления с влиянием дельты.

осадконакопления[95].

Морской ил и глинистые породы: осадочные породы, образовавшиеся при оседании взвесей и под действием потоков слабой плотности в условиях моря вблизи от крупного комплекса побережья/дельты.

Отложения берегового склона в условиях морского мелководья:

иловатые породы, иловатые песчаники и песчаники с различными видами слоистости и биотурбации, которые откладывались под влиянием обширных волновых явлений в подводной прибрежной части вблизи от крупного комплекса побережья/дельты.