Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских отложений Сахалинского лицензионного участка (западная Сибирь)

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ НЕФТЕНОСНОСТИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ САХАЛИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА

И.М.Кос (ОАО “Сургутнефтегаз”),

А.А.Поляков, В.Н.Колосков, Е.Б.Беспалова

Берриас-нижнеаптские отложения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ), так называемый неокомский клиноформный комплекс, в настоящее время являются основным объектом наращивания запасов и добычи УВ. В то же время это один из наиболее сложно построенных нефтегазоносных комплексов в Западно-Сибирском НГБ, что нашло отражение в чрезвычайном многообразии и продолжительной эволюции взглядов на его строение и условия формирования [1]. Модель геологического строения неокома развивалась, уточнялась и детализировалась в работах Ю.В.Брадучана, Л.Ш.Гиршгорна, Ф.Г.Гурари, Ю.Н.Ка-рогодина, В.А.Корнева, О.М.Мкртчя-на, А.А.Нежданова, М.Я.Рудкевича,

В.С.Славкина, Н.С.Шик, Г.С.Ясови-ча и многих других. Естественно, что на ранних этапах изучения прогноз нефтеносности клиноформного комплекса осуществлялся на региональном уровне на основании эмпирических сейсмогеологических соображений с последующей проверкой рабочих гипотез поисково-разведочным бурением, однако наряду с явными удачами 80-х гг. накапливались и вопросы, ответы на которые могли дать только системная детализация и уточнение существующих модельных представлений.

Наиболее полная литолого-фа-циальная модель клиноформы, счи-

тающаяся архетипической вплоть до сегодняшнего дня, сложилась в начале 90-х гг. по результатам разведки Приобского и соседнего Приразломного месторождений. Соответствующие клиноформы, точнее, клиноформные макрообъекты — региональные седиментационные тела субмеридионального простирания, на территории Западно-Сибирского НГБ уверенно прослеживаются по данным сейморазведки. Разными исследователями выделяется до 30 клиноформных сейсмических комплексов. При сочетании благоприятных седиментационных и тектонических факторов здесь возможна аккумуляция уникальных по запасам залежей УВ, локализованных, впрочем, в существенно разных по добычным свойствам природных резервуарах. Так, к Приобскому клиноформному макрообъекту на границе Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов приурочено высо-кодебитное Средне-Хулымское нефтяное месторождение, Приразломному клиноформному макрообъекту принадлежит несколько крупных месторождений нефти в пределах Ханты-Мансийского АО. Именно поэтому Сахалинский лицензионный участок, западная часть которого приурочена к Приобской, а восточная — к Приразломной клинофор-мам, не без основания считается высокоперспективным. Однако результаты последующего бурения на этой

площади не подтвердили оптимистических ожиданий.

Опираясь на накопленный опыт исследований клиноформного комплекса, в том числе с использованием авторских методик, разработанных специалистами ЗАО “МиМГО" в рамках методологии структурно-литологической интерпретации (СЛИ), данных бурения и сейсморазведки [2], авторами статьи была создана модель геологического строения ансамбля нефтеносных клиноформных природных резервуаров Сахалинского лицензионного участка. Постепенно переходя от субрегионального (зонального) анализа к решению вопросов локализации и геометризации нефтяных полей, удалось построить единый стратиграфический каркас изучаемого клиноформного макрообъекта, создать структурно-морфологические модели продуктивных и потенциально продуктивных природных резервуаров с последующим количественным и качественным прогнозом их емкостных и добычных свойств, оценкой запасов нефти и обоснованным выделением активной (экономически рентабельной) их доли.

Известно, что особенностью неокомского нефтегазоносного комплекса Западно-Сибирского НГБ является то, что все изначально шельфовые пласты к западу неизбежно приобретают клиноформный облик, а затем сменяются синхронны-

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22004

ми фондоформными (депрессион-ными), так называемыми ачимов-скими отложениями. Кроме того, наряду с фронтальной (субширот-ной) изменчивостью имеет место изменчивость латеральная (субмери-диональная), выраженная в ундуля-циях кромок палеошельфа, связанных с неравномерным поступлением обломочного материала по простиранию клиноформы. Подобная сложность геологического строения определяет первоочередную задачу моделирования — создание единого стратиграфического каркаса клиноформного макрообъекта. Конкретным воплощением служит корреляционная схема изучаемых отложений, составленная по взаимоувязанным данным бурения и сейсморазведки с использованием сейсмостратиграфических и палео-геоморфологических критериев.

Сложный, но закономерный характер размещения природных резервуаров в теле клинофоромы определяет необходимость тщательного анализа площадного распределения коллекторских свойств с последующим прогнозом фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) природных резервуаров в межсква-жинном пространстве по комплексу методов, включающих:

определение границ развития типов разреза с различными ФЕС на основе спектрально-временного анализа (СВАН) сейсмической записи с использованием эталонных скважин;

решение обратной динамической задачи сейсморазведки по технологии ПАРМ;

количественное определение эффективной удельной емкости коллекторов на основе корреляционных зависимостей между указанным параметром и сейсмическими динамическими параметрами.

Метод прогноза площадного распределения типов разреза по результатам СВАН запатентован и детально описан в многочисленных

статьях и отчетах ЗАО “МиМГО". Отметим только, что под типом разреза понимается совокупность содержательных для нефтяной геологии признаков природного резервуара или их ансамбля, обусловленных генетическим единством их формирования и вторичных процессов преобразования горных пород.

Важную роль играют и такие методы оптимизированного решения обратной динамической задачи сейсморазведки как ПАРМ (ВНИИ-геофизика), которые позволяют экстраполировать эталонные скважинные сейсмопараметрические модели по сейсмическим профилям, в результате чего получаются разрезы псевдоакустических жесткостей (ПАЖ) в исследуемом интервале разреза. Скважины, модели которых не используются в расчете, являются контрольными. Этот “тяжелый" метод применяется, как правило, для прослеживания пластов-коллекторов в особо сложных случаях. На многих месторождениях Западной Сибири установлено соответствие результатов опробования методик ПАРМ и базовой геологической концепции строения клиноформного макрообъекта. Здесь находят отображение и мелкоцикличный характер разреза в шельфовой части, и крупные склоновые линзы, и вскрытые контрольными скважинами песчаные тела.

И наконец, метод сейсмического прогноза эффективной удельной емкости (произведение эффективной толщины на коэффициент пористости) в межскважинном пространстве [3] решает две взаимосвязанные и исключительно важные задачи.

Прежде всего результаты районирования природных резервуаров по типам разреза, решение обратной динамической задачи и данные прогноза емкости позволяют более уверенно оконтуривать зоны замещения коллекторов. Одним из применяемых критериев выделения зон

литологического замещения коллекторов латеральными флюидоупо-рами является получение нулевых значений эффективных удельных емкостей (эффективных толщин).

Кроме того, в пределах залежей карта эффективных удельных емкостей простейшими и известными способами легко пересчитывается в карту эффективных удельных нефтенасыщенных емкостей, или эффективных нефтенасыщенных толщин, что способствует более объективной оценке аккумулированных в залежах запасов по сравнению с использованием аналогичных карт, построенных интерполяцией скважинных значений.

Рассчитать емкости по данным сейсморазведки в межскважинном пространстве и построить карты эффективных удельных емкостей позволяет получение устойчивых корреляционных зависимостей между данными каротажа скважин (акустические скорости КАК и емкости коллекторов) и псевдоакустически-ми трансформациями волнового поля в точках скважин (псевдоакусти-ческие скорости КПАк).

Таким образом, с применением комплекса описанных геолого-гео-физических процедур возможны не только современный прогноз распределения нефтеносности, но и вычленение, и локализация экономически актуальной составляющей ресурсной базы изучаемого нефтегеологического объекта.

Итак, как отмечалось, в пределах Сахалинского лицензионного участка располагаются два клиноформных макрообъекта, с одним из которых связано Приобское, а с другим — Приразломное месторождения, расположенные южнее. Далее будем их называть соответственно Приобская и Приразломная клиноформы. Эти клиноформы разделены пимскими глинами и приуроченным к их подошве регионально прослеживаемым отражающим горизонтам (ОГ) Дп.

OIL AND GAS GEOLOGY, 22004

Рис. 2. ПОЛОЖЕНИЕ КРОМОК ПАЛЕОШЕЛЬФОВ ВО ВРЕМЯ НАКОПЛЕНИЯ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

ПРИРАЗЛОМНОЙ И ПРИОБСКОЙ КЛИНОФОРМ

б< ,, бс5 ._»..*-1ас/2

2 б< , 3 . ^*-'БС4 АСц 4

АС/

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22004

Нижняя Приразломная клиноформа снизу ограничена ОГ, прослеживаемым у подошвы сармановской глинистой пачки. Верхняя Приобская клиноформа сверху ограничена бы-стринскими глинами, с подошвой которых связан ОГ Дб. Проведенные сейсмогеологические исследования позволяют рассматривать Приобскую и Приразломную клино-формы как иерархические системы седиментационных тел, отвечающих циклам осадконакопления разного порядка (и соответствующих сейсмостратиграфических единиц): пачки, пласты и песчаные тела (рис. 1 см. на с. 3 обложки).

Как видно, обе изученные кли-ноформы имеют сходное строение. Каждая из них начинается глинами, в средней части сложена преимущественно песчаниками и алевролитами, а в верхней — ритмичным переслаиванием алевролитовых и глинистых пластов. Такое строение клиноформ дает основание считать их отложениями регрессивно-трансгрессивного цикла и выделить в их составе три пачки — А, В и С, отличающиеся по песчанистости и степени перспективности.

Нижняя пачка А отвечает начальной стадии развития регрессив-но-трансгрессивнного ритма I порядка. Средняя пачка В формировалась при максимуме регрессии и обильном поступлении в бассейн обломочного материала. Здесь развиты наиболее крупные и продуктивные песчаные тела. И наконец, верхняя пачка С, отвечающая трансгрессивной стадии развития седи-ментационного цикла, формировалась при ограниченном поступлении обломочного материала и в условиях, когда непродолжительные регрессии, формирующие преимущественно алевролитовые пласты, часто сменялись трансгрессиями.

Зоны максимального развития в разрезе регрессивных и трансгрессивных пачек по мере накопления закономерно сменяют друг друга вкрест простирания клиноформы. Границы зон соответствуют местоположению кромок палеошельфа к началу и окончанию формирования соответствующей пачки. Проведенные с этих позиций исследования позволили выделить в пределах Сахалинского лицензионного участка две зоны, представляющие определенный интерес в нефтегеологическом отношении (рис. 2). Во-первых, это зона развития в разрезе регрессивной пачки А+В Приобской клиноформы, ограниченная на востоке кромкой шельфа к началу формирования пластов группы АС12 (линия шБС1) и кромкой шельфа к окончанию формирования пласта АС11 (шАС11) на западе. Во-вторых, это зона развития пачки В Приразломной клиноформы, ограниченная с запада кромкой шельфа к моменту окончания формирования пласта БС4 (шБС4).

Кроме того, известно, что по простиранию клиноформ друг друга сменяют участки резкого опес-чанивания и участки, на которых клиноформа сложена преимущественно глинисто-алевролитовыми породами с редкими песчаными прослоями. Опесчанивание клиноформ на отдельных участках обусловлено поступлением части обломочного материала непосредственно на склон по каналам транспортировки с образованием конусов выноса. Такие инъекции обломочного материала происходили главным образом во время накопления регрессивной пачки В. Они приводили к увеличению толщины

пачки, более интенсивному наращиванию склона и формированию здесь песчаных тел разного возраста и различных генетических типов, что отражается в характерном, с образованием депоцентра, изгибе кромки шельфа к окончанию накопления пачки В. Сближение кромок шельфа к началу и окончанию формирования пачки и уменьшение ее мощности свидетельствуют об общем снижении степени перспективности как функции песчанистости.

Очевидно, что важнейшей задачей начального этапа изучения является картирование кромок палеошельфа в различные этапы накопления клиноформного комплекса, поскольку без анализа поведения регрессивных и трансгрессивных пачек на Сахалинском лицензионном участке не могут быть адекватно оценены перспективы его нефтеносности и рационально размещены скважины глубокого бурения.

Впрочем, все перечисленные сейсмогеологические соображения имеют место лишь при условии существования корректной геологической модели, тщательно разработанного стратиграфического каркаса исследуемого объекта. Это определяет необходимость, во-первых, контроля корреляции ОГ корреляцией разрезов по ГИС, а во-вторых, использования при корреляции теоретических представлений, сформированных в процессе многолетнего изучения клиноформ в Западно-Сибирском НГБ. Неверная корреляционная схема при работе с клиноформными объектами может стать источником последующих модельных противоречий и невязок. Это можно проиллюстрировать следующим.

м----------------------

1 - пробуренные скважины; 2 - линии сейсмических профилей; положение кромок палеошельфа: 3 - к началу накопления клиноформ, 4 - к концу накопления пачек, 5 - к концу накопления пласта; 6 - граница Сахалинского лицензионного участка

OIL AND GAS GEOLOGY, 22004

Разработанная ранее схема корреляции предполагала, что кромка палеошельфа к окончанию формирования пласта АС11 (основного продуктивного пласта Приобской клиноформы) располагается западнее западной границы Сахалинского лицензионного участка (рис. 3). Считалось, что на северо-западе площади пласт АС11 во всех скважинах залегает субпараллельно шельфовым пластам. Соответственно пласт АС11, развитый в песчаных фациях в скв. 19; 501, сопоставлялся в северо-западной группе скв. 296; 435; 409 с алевро-литовым пластом, также залегающим непосредственно под шельфовым пластом АС-ю.

Принимая такой вариант корреляции и прослеживания кромки палеошельфа к окончанию формирования пласта АС11, мы имеем картину, явно противоречащую модельным представлениям, изложенным ранее. Действительно, ширина зоны развития регрессивной пачки В в таком варианте вполне соизмерима с шириной ее развития в районе Приобского месторождения, и, следовательно, эта пачка должна была бы характеризоваться сходной песчанистостью и развитием крупного кромкошельфового песчаного тела пласта АС11. Вместо этого наблюдается необъяснимое замещение песчаников в пласте АС11 в северозападной группе скважин.

Гносеологической основой такого варианта корреляции являлась неправильная, на взгляд авторов статьи, расшифровка картины сейсмических клиньев, при которой в противоречие с механизмом про-градационного наращивания клино-форм отрабатывалась версия не падения более древних пластов на запад, а выклинивания слоев под сейсмическое отражение, обычно отождествляемое с пластом АС11.

По палеореконструкциям временных разрезов нами установлено, что пласты разных скважин, ин-

дексируемые ранее как АС11, привязываются к разным отражающим горизонтам. В районе северо-западной группы скважин на временных разрезах между ОГ АС1о и АС11 фиксируется серия отражений, связанных с отложениями более молодого, чем пласт АС11, возраста, в то время как ОГ, отождествляемый в скв. 19; 501; 3702 и др. с кровлей пласта АС11, на северо-западе территории приобретает резкий седиментационный наклон, а северо-западная группа скважин (18; 296; 435; 447; 409) оказывается за кромкой палеошельфа к окончанию формирования пласта АС11 и соответственно замещение песчаников пласта АС11 в них становится вполне понятным.

Такой волновой картине полностью соответствуют и данные ГИС, демонстрирующие принципиально разное строение разреза ниже пласта АС10 в скважинах, располагающихся западнее и восточнее от-картированной кромки палеошельфа (шАС11). Если в первой группе скважин в этом интервале мы видим достаточно мощную преимущественно алевролитовую толщу с песчаными пластами, характерную для регрессивной пачки В, то во второй группе — частое ритмичное переслаивание алевролитовых и глинистых пластов, что является обычным для трансгрессивной пачки С.

В соответствии с рассмотренными выше критериями перспектив развития мощных и высокопродуктивных клиноформных песчаных тел следует сразу учесть, что такие перспективы по ансамблю пластов регрессивной пачки В (пласты АС11, АС12) на Сахалинском лицензионном участке существенно снижены. “Схлопывание” кромок шельфа (см. рис. 2, 3) убедительно свидетельствует о скудости осадочного материала для проградации склона, что, по-видимому, обусловлено удаленностью от основного канала выноса песчаного ма-

териала. Подтверждением этому служат достаточно плохие ФЕС распространенных здесь коллекторов, в отличие от коллекторов Приобского месторождения. Таковы общие результаты зонального анализа.

Переходя непосредственно к локальному прогнозированию нефтеносности, необходимо обратиться к внутреннему строению клино-формого объекта, а затем и к обзору результатов применения методологии, способной адекватно отобразить это строение, иными словами, способной подготовить клиноформный макрообъект к геоло-го-разведочным работам.

Мы выделяем 4 морфологических типа песчаных тел — шельфовые, кромкошельфовые, склоновые и депрессионные (см. рис. 1 на с. 3 обложки) [4, 5].

На Сахалинском лицензионном участке отчетливо выделяются две зоны — западная и восточная. В пределах западной зоны реальная нефтеносность связана с кромкошельфовыми природными резервуарами АС11, АС^ и АС12, входящими в состав регрессивной пачки А+В Приобской клиноформы.

В восточной зоне промышленная нефтеносность тяготеет к кромкошельфовому пласту БС4 и склоновым природным резервуарам БС5, формирующим регрессивную пачку В Приразломной клиноформы. Вместе с тем на востоке аккумулированы скопления УВ в пласте АС11 шельфового генезиса.

Кромкошельфовые песчаные тела регрессивной пачки В являются наиболее перспективными. В составе Приобской клиноформы это пласт АС11 (см. рис. 1 на с. 3 обложки), а Приразломной — БС4. Эти тела интересны не только широким площадным распространением (от кромки палеошельфа к началу формирования пласта до кромки палеошельфа к окончанию его формирования), но и повышенными эффективными мощностями и вполне удовлетворительными ФЕС.

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22004

Рис. 3. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПЕСЧАНИКОВ КРОМКИ ШЕЛЬФА ПЛАСТА АС„

Г / 0 а б В

/ 0171 г f 1 • о 1 гЮ

а б

3 ***

1 - скважины (числитель - номер, знаменатель - мощность песчаников, м, цифры в квадратах - дебит нефти > 20 м3/сут): а -нефтяные, б - сухие, в - невыявленного характера флюидонасыщения; 2 - изолинии мощности песчаников, м; 3 - граница распространения песчаников; 4 - положение кромки шельфа к началу накопления пачек: а -С (выделенное авторами), б -С (выделенное ранее), в - В; 5 - граница Сахалинского лицензионного участка

OIL AND GAS GEOLOGY, 22004

Рис. 4. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТИПОВ РАЗРЕЗА ПЛАСТА АС„

Дебит нефти из кромкошельфового песчаного тела пласта АС^ Приобского месторождения на этапе разведки составлял более 60 м3/сут, а пласта БС4 Приразломного месторождения — около 50 м3/сут. На Сахалинском лицензионном участке дебит пластового флюида из кромкошельфовых песчаников значительно скромнее — в пласте АСц до 23 м3/сут, а в пласте БС4 до 16 м3/сут.

Поскольку, несмотря на географическую и возрастную разобщенность кромкошельфовые природные резервуары АСц и БС4 имеют сходное геологическое строение, при работе с ними использован единый методологический подход. Он заключается в районировании территории по типам разреза на базе комплексирования описанных гео-лого-геофизических процедур. В целом надо отметить, что в кромкошельфовой зоне прогноз типов разреза принципиально неважен с геологической точки зрения (поскольку здесь коллекторы развиты везде), а необходим для качественной дифференциации (в соответствии со скважинами-эталонами) природных резервуаров по добычным свойствам и соответствующего площадного распределения подсчетных параметров (КИН, Нэф, Кп, Кн).

Выполненный для пласта АСц прогноз по данным СВАН в кромкошельфовой зоне местами неоднозначен, поэтому здесь карта типов разреза синтезирована из прямых определений по СВАН сейсмической записи, сейсмического прогноза эффективной удельной емкости, данных решения обратной динамической задачи методом ПАРМ

(рис. 4). Например, на западе, в створе между скв. 3702 и 3704, зона неопределенности по СВАН разрешена в пользу “плохих” III и IV типов разреза. Основанием для этого являются картирование здесь низких (< 0,25 м) эффективных емкостей и, очевидно, выделяемая зона пониженных значений импе-дансов по разрезам ПАЖ. В северной части лицензионного участка зона неопределенности по СВАН разрешена в пользу “хорошего” типа разреза. Здесь закартированы высокие эффективные емкости и достаточно высокие импедансы по разрезам ПАЖ. В целом картина распределения типов разреза представляется достаточно простой и логичной. Удовлетворительный II и отрицательные III и даже IV типы разреза с востока, в шельфовой области, сменяются на запад в кромкошельфовой области наиболее благоприятным I типом разреза, что находится в полном соответствии с теоретическими представлениями о строении шельфовых и кромкошельфовых природных резервуаров и еще раз подтверждает в целом закономерное ухудшение коллекторов пласта АСц на север от Приобского месторождения, от центрального источника поступления обломочного материала.

В кромкошельфовой зоне пласта БС4 данные по скважинам свидетельствуют о более низких ФЕС коллекторов, чем на Приразломном месторождении. Из полученной карты типов разреза (рис. 5) следует, что в пределах наиболее интересной (кромкошельфовой) части пласта развит II тип разреза (О0 = 0,26-0,45 м3/(сут • МПа),

Нтф = 1,4-5,4 м), типичным представителем которого является единственная продуктивная скв. 5. На фоне зон II типа разреза выделяется обширное кольцо положительного

I типа (О0 = 0,75-1,35 м3/(сут • МПа), Нэф = 5,2-11,4 м), заверенное, к сожалению, только водными скважинами. Карта типов разреза показала, что практически вся кромкошельфовая зона пласта БС4 представлена I и II положительными типами разреза, т.е. прогноз весьма оптимистичный, хотя в целом демонстрирует такое же ухудшение на север приразломных коллекторов пласта БС4, как и приобских в пласте АС11.

Шельфовые песчаные тела могут формироваться в любом пласте, но более широко развиты в пластах регрессивных пачек. Но и шельфовые пласты регрессивных пачек характеризуются резкой фациальной изменчивостью, линзовидным или шнурковообразным развитием песчаных тел, как правило, небольшой мощности. Картирование и прогноз шельфовых песчаных тел весьма сложны и могут быть осуществлены только в результате применения тонких и весьма трудоемких сейсмических технологий.

Изучение ундаформной зоны пласта АС11 показало мозаичное распределение типов разреза, что согласуется с представлениями о строении шельфовых пластов — резкая фациальная изменчивость, линзовидное или шнурковообраз-ное развитие песчаных тел.

По мнению авторов статьи, на-

_ и____ П « _ )}

личие хороших или плохих типов разреза на сводах поднятий определяется соотношением их амплитуды и глубины бассейна.

м----------------------

Зоны распространения различных типов разреза: 1 - по данным СВАН: а - I; б - II, в - III, г - IV, д - неопределенный (СВАН-эталоны отсутствуют), 2 -по сейсмостратиграфическим и палеогеоморфологическим критериям: а -1; б -II, в - III, г -IV; 3 - положение кромок палеошельфа к окончанию формирования пластов АСц (а) и АС22 (б); Q - коэффициент продуктивности, м/(сут • МПа); остальные усл. обозначения см. на рис. 2, 3

Рис. 5. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТИПОВ РАЗРЕЗА ПЛАСТА БС4

6 км

Характеристика типов разреза пласта БС4 Сахалинского лицензионного участка

Тип разреза "эф, м К, доли ед. м Ож, м3/сут м3/сут-МПа Номер скважины

I 5,2-11,4 7,9 0,193-0,252 0,222 1,16-2,20 1,72 15,9-16,2 (вода) 0,75-1,35 1,05 9,11,1

II 1,4-5,4 3,5 0,16-0,247 0,21 0,35-1,18 0,71 3,8 (нефть) 4,47 (вода) 0,26-0,44 0,35 23,17,5,186

т 0,6-1,6 0,95 0,155 0,09-0,25 0,15 6,4,3502,177

IV 2,0-17,4 5,9 0,16-0,22 0,176 0,34-3,57 1,05 сухо-0,9 (нефть) 0,039-0,071 0,055 16,18,19,20, 3520,3702

У 0 0 21,296,402, 410,435,447,450, 3,3703,14,437

Поэтому вполне естественно, что в восточной, относительно более мелководной, зоне улучшенные коллекторы окаймляют поднятия, а западнее, в более глубоководных зонах, своды малоамплитудных поднятий опесчаниваются.

Наиболее интересной особенностью распределения типов разреза в шельфовой части пласта является наличие хорошо отслеживаемой длинной полосы развития ухудшенных коллекторов практически вдоль всей линии шАС22 (см. рис. 4). Может ли служить зона развития коллекторов со столь низкими ФЕС в качестве латерального флюидо-упора, разобщающего залежи восточной и западной частей пласта? По-видимому, в геологическом масштабе времени должен действовать принцип, что не всякий плохой коллектор является изолятором. Однако в процессе будущей разработки залежей восток и запад, конечно же, будут разобщены.

Несомненный нефтегеологический интерес представляют и склоновые песчаные тела (см. рис. 1 на с. 3 обложки). Они выделяются только в регрессивной пачке В, образуют достаточно крупные линзы большой мощности и обеспечивают на участках максимальных мощностей вполне удовлетворительные дебиты нефти. На Приобском месторождении выделяется склоновое тело АС12 с дебитом около 50 м3/сут. Лучшим представителем морфологического типа склоновых тел на Сахалинском лицензионном участке является промышленно-продуктивный пласт БС5. При рассмотрении структуры и генезиса пласта БС5 мы опирались на сейсмические материалы и прежде всего на результаты

решения обратной динамической задачи сейсморазведки методом ПАРМ. В районе скв. 9 пласт БС5 четко и однозначно привязывается к сейсмической фации, характеризующейся значительной временной толщиной и повышенными значениями акустических жесткостей

(рис. 6 см. на с. 3 обложки). Эта сейсмофация имеет отчетливое западное падение с заметным угловым несогласием с ОГ Б. Исходя из генетических и морфологических критериев, мы относим эту сейсмофацию к сейсмическому образу склонового песчаного тела, что хорошо согласуется с высокими толщинами и удовлетворительными коллекторскими свойствами пласта в разрезе скв. 9. К востоку от скв. 9 отмечается очевидное прекращение прослеживания рассматриваемой сейсмофации, что, по-видимому, связано с восточной границей склонового песчаного тела. Это положение неплохо согласуется с данными бурения скв. 5 и

11 — на соответствующих временных разрезах сейсмофация склонового песчаного тела не отмечается.

Депрессионные песчаные тела (так называемая ачимовская толща) соответствуют фондоформным частям клиноформ (см. рис. 1 на с. 3 обложки). Они, как известно, имеют весьма большую мощность, содержат значительные запасы, но характеризуются, как правило, низкими добычными свойствами. Дело в том, что неплохие суммарные эффективные толщины складываются здесь из совокупности тонких пропласт-ков, что, по-видимому, и предопределяет отсутствие промышленных притоков. Дебит нефти из таких тел как на Приобской, так и на Приразломной клиноформах не превышает

5 м3/сут, часто встречаются сухие или дающие непромышленные притоки скважины. В депрессионных песчаных телах применение современных сейсмических технологий, как правило, позволяет откартиро-вать участки с более или менее приемлемыми ФЕС коллекторов, обеспечивающих рентабельную добычу нефти, однако в депрессионных отложениях Сахалинского лицензионного участка, к сожалению, нет ни одной реально продуктивной скважины, а по материалам сейсмического прогноза — и не будет. По мнению авторов статьи, учтенная здесь сегодня ресурсная база — это исключительно пассивный, экономически абсурдный балласт.

Выводы

Таковы основные представления о геологическом строении клиноформных макрообъектов, отработанные на их архетипических представителях и экстраполируемых на геологическое строение Сахалинского лицензионного участка.

Общая угнетенность коллекторов Сахалинского лицензионного участка, подтвержденная как результатами зонального анализа (“схлопывание” клиноформы), так и материалами сейсмического прогноза, безусловно, определяет здесь пониженные добычные возможности основных продуктивных пластов соседних месторождений. Однако применение современных сейсмогеологических технологий позволяет и в этой ситуации выявить благоприятные участки и зоны, рекомендованные как первоочередные объекты для постановки опытно-промышленной эксплуатации.

и----------------------

Зоны распространения различных типов разреза: 1 - по данным СВАН: а -1; б -II, в - III, г - 1У-У, д -неопределенный, 2 - V по сейсмостратиграфическим и палеогеоморфологическим критериям; 3-положение кромок шельфа к окончанию формирования пластов БС4 (а), БС5 (б), БС6 (в); 4 - подножие склона к окончанию формирования пласта БС4; 5 - граница прекращения прослеживания ОГ БС4; остальные усл. обозначения см. на рис. 2, 3

Исключительная сложность геологического строения участка потребовала существенной адаптации общей методологии структурно-литологической информации и тонкой настройки параметров отдельных технологий для того, чтобы добиться совокупности содержательных и геологически интерпретированных результатов. По результатам последующей доразведки получена высокая сходимость результатов бурения с прогнозными. В итоге сегодня есть все основания для продолжения здесь научно обоснованных геолого-разведочных работ.

Литература

1. Карогодин Ю.Н. Фациально-палеогеоморфологические условия формирования песчаных тел клиноформ-циклитов Приобской зоны нефтенакоп-ления / Ю.Н.Карогодин, С.В.Ершов,

А.И.Конышев, Р.К.Рязапов // Геология нефти и газа. — 1995. — № 5. — С. 11-16.

2. Славкин B.C. Геолого-геофизи-ческое изучение нефтеносных продуктивных отложений. — М.: МГУ, 1999.

3. Славкин B.C. Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения / В.С.Славкин, Е.А.Копиле-вич. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

4. Славкин B.C. Сейсмолитоло-гические модели неокомских клино-форм Приобско-Салымской зоны /

В.С.Славкин, Н.С.Шик, А.А.Гусей-нов, Е.А.Давыдова, Т.М.Редькина // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1994. — № 5-6.— С. 47-52.

5. Slavkin V. Reservoir prediction for 3D sedimentary bodies by lithofacies and seismic stratigraphy analyses: EAPG, 5th Conference and Technical Exhibition / V.Slavkin, N.Shick, A.Gusei-nov, E.Kopilevich, E.Davydova, I.Zazuli-na. — Stavanger, Norway, 7-11 June, 1993.

© Коллектив авторов, 2004

The main ideas about geological structure of clinoform macroobjects examined on their archeotypical examples and being extrapolated on geological structure of Sakhalin license area are considered.

General reservoir depressiveness of Sakhalin license area confirmed both by results of zonal analysis and seismic prognosis materials is absolutely responsible for reduced production possibilities of the main production strata of adjacent fields. However, application of modern seismogeological technologies allows even in such situation to reveal favourable zones and localities recommended as first-priority targets.

Вниманию читателей!

В издательстве “Геоинформмарк” вышла книга профессора, академика РАЕН, председателя ГКЗ Ю. П.Ампилова “Стоимостная оценка недр”. Это первый в России труд, в котором в доступной форме рассмотрены и систематизированы различные методы стоимостной оценки месторождений полезных ископаемых и участков недр. Проанализированы области применения детерминированных и вероятностностатистических методов, их преимущества и недостатки при решении конкретных прикладных задач. Предложен ряд оригинальных способов и методик геолого-экономического анализа. Приведены примеры их использования в различных регионах России для решения разномасштабных задач: от экономических оценок ресурсов нефтегазоносных районов до оценки целесообразности освоения разведанных небольших месторождений. Кратко проанализированы особенности оценки месторождений твердых полезных ископаемых. В приложениях (текстовых и электронных) приведены справочные таблицы, принципы классификации запасов и рекомендуемые ГКЗ отчетные формы при технико-экономических расчетах. Книга предназначена для специалистов, занимающихся инвестиционным проектированием в области поисках, разведке и освоении месторождений полезных ископаемых, а также для независимых оценщиков, специализирующихся на оценке участков недр и расчетах величин капитализации добывающих компаний.

Книга может быть скомплектована с пакетом нормативно-методической документации по геолого-экономической оценке в электронном виде на СБ.

Цена - 500 р.

Кроме этого, Вашему вниманию предлагается книга:

Зоны нефтегазонакопления окраин континентов / Ю.Н.Григоренко, И.М.Мирчинк, М.Д.Белонин, В.С.Соболев и др. // Под ред. Ю.Н.Григоренко, И.М.Мирчинка. - М.: ООО “Геоинформмарк”, 2002. - 432 с.; ил. 67.

Книга представляет собой одну из первых развернутых публикаций по детальному (зональному) прогнозу нефтегазоносности недр акваторий. Она содержит монографическое описание результатов изучения почти 500 зон доказанного нефтегазонакопления в хорошо освоенных нефтегазодобывающих бассейнах мира. Результаты разработок, включая их методические аспекты, позволили осуществить прогноз зон нефте-и газонакопления в первоочередных для освоения районах континентального шельфа России. Приводятся итоги этого прогноза с оценкой ресурсов, фазовой специализации УВ и крупности ожидаемых открытий в зонах возможного нефтегазонакопления на Печорском шельфе, в Карском море и на шельфе о-ва Сахалин.

Книга ориентирована на совершенствование научных основ детального прогноза нефтегазоносности субаквальных районов и может быть использована в качестве справочника по крупнейшим нефтегазоносным зарубежным бассейнам на окраинах континентов.

Цена-300р.

EJ

РМ