Нефтегазоносные комплексы и пласты-резервуары Западно-Сибирского осадочного бассейна

 

Осадочный бассейн расчленен на водоносные комплексы, которые представляют собой природные резервуары регионального ранга. Границы их в вертикальном разрезе проведены по подошве перекрывающих их ре-гиональных флюидоупоров. В книге "Геология нефти и газа Западной Си-бири" (1975) излагается концепция авторы: (Ю.Г.Зимин, А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Б.П.Ставицкий), согласно которой в юрско-меловой части разреза выделяются три водоносных комплекса: неокомский, юрский, апт-альб-сеноманский. Комплексы подразделены на водоносные горизонты,

 

 

259

разделенные друг от друга флюидоупорами субрегионального и зонально-го рангов. В юрском водоносном комплексе выделены нижне-среднеюрский и верхнеюрский горизонты. Неокомский комплекс подраз-делен на три водоносных горизонта: берриас-валанжинский, валанжин-готеривский, готерив-нижнеаптский.

 

Часть водоносного (артезианского) бассейна, содержащая нефтя-ные и газовые залежи, называется нефтегазоносным бассейном. Нефте-газоносный бассейн разделен на нефтегазоносные области и районы. В границах нефтегазоносного бассейна юрско-меловые водоносные ком-плексы и горизонты (подкомплексы) содержат нефтяные или газовые и газоконденсатные скопления, называются нефтегазоносными комплек-сами, подкомплексами, горизонтами. Верхняя часть осадочного бас-сейна, начиная от туронского яруса до нижнего олигоцена включитель-но сложена глинистыми и кремнисто-глинистыми формациями общей мощностью около 500м, играющими роль регионального флюидоупора. Над этим флюидоупором залегает самый верхний, среднемиоцен-антропогеновый комплекс песчано-глинистых отложений, насыщенный пресными водами. Водоносные (они же нефтегазоносные) горизонты (подкомплексы) состоят из нескольких водонасыщенных пластов, мощ-ность которых обычно составляет 10-20м. В зонах ловушек эти пласты-резервуары могут содержать скопления нефти и газа. Каждый пласт-резервуар разделен от другого такого же пласта пластом-флюидоупором. Иногда проницаемые пласты делятся на пропластки, разделенные друг от друга пропластками-флюидоупорами.

 

12) книге дано определение некоторых геологических терминов, при-меняемых в нефтегазовой геологии (с.78):"Пласт представляет собой одно-родное по литологическому составу геологическое тело сравнительно не-большой мощности и протяженности с четкими литологическими грани-цами в кровле и подошве. Пласт является составной частью пачки, подсви-ты и свиты. Пластам присваиваются буквенные, цифровые и буквенно-цифровые индексы. В каждой свите нумерация пластов производится сверху вниз. В некоторых случаях единая индексация может охватывать две или даже три смежные по вертикали свиты".

На специальных региональных совещаниях в пос. Горно-Правдинск (1965г.) и г.Сургуте (1968г.) для обозначения пластов-резервуаров были приняты следующие буквенно-цифровые индексы:

 

ПК для пластов покурской свиты (верхний апт-альб-сеноман); НП ---,,--- новопортовской толщи (верхний валанжин); ТП ---,,--- танопчинской свиты (баррем-апт); СД ---,,--- суходудинской свиты (валанжин); НХ ---,,--- нижнехетской свиты (готерив);

 

260

Ач	---,,---	ачимовской толщи (берриас);
Ю0	---,,---	баженовской свиты (волжский ярус);
Ю1	---,,---	верхнеюрского отдела (васюганская свита);

Ю2, Ю3 и т.д. ---,,--- средней и нижней юры (тюменская свита);

 

неокомском нефтегазоносном комплексе пласты-резервуары ин-дексируются буквами А - от алымской свиты до пимской глинистой пачки

 

В Б - ниже пимской пачки. При этом для каждого нефтегазоносного района к буквам А и Б добавляется начальная буква названия района (рис.80):

 

Рис. 80. Расчленение осадочного разреза Сургутского нефтеносного района (Западная Сибирь) на пласты-резервуары и покрышки. Составил Е.М.Максимов

 

 

261

АС1, АС2, АС3 и т.д . для Сургутского района; БС1, БС2, БС3 и т .д. для Сургутского района; АВ1, АВ2, АВ3 и т.д . для Вартовского района; БВ1, БВ2, БВ3 и т.д. Вартовского района;

 

Позже такая система индексации была принята для Пурпейского, Уренгойского, Тазовского, Ямальского и Гыданского районов.

Если два и более пласта ввиду отсутствия между ними надежных покрышек объединены в один резервуар, то под индексом ставятся номера объединенных пластов. Например, индекс АВ1-5 означает, что пять пластов объединены в один более крупный резервуар. Если пласт разделен по-крышками на несколько выдержанных пропластков, то для каждого про-пластка ставится номер сверху индекса. Например, БС¹10, БС²10.

 

В флюидоупорам регионального ранга относятся глинистые свиты и горизонты титон-берриасского возраста, нижнего валанжина, туронского яруса, сенона и палеогена. Толщина титон-берриасского флюидоупора со-ставляет около 100м, турон-палеогенового - около 500м. Флюидоупорами субрегионального ранга являются глинистые свиты и горизонты келловей-ского яруса, чеускинской (верхний валанжин), пимской (верхний готерив) пачек, алымской (нижний апт) и ханты-мансийский (нижний альб) свит. Толщина их составляет 10-100м. Примерами флюидоупоров зонального ранга являются глинистые слои-покрышки, залегающие над каждым пла-стом-резервуаром групп А и Б неокомского нефтегазоносного комплекса. Они имеют изменчивую мощность (от 5 до 30м), но прослеживаются от площади к площади в границах одного сводового поднятия или большей его части. Флюидоупоры локального ранга прослеживаются в пределах одного-двух локальных поднятий.

 

Одним из основных свойств пластов – резервуаров является не-однородность, которая обусловлена условиями среды их образования. Физически неоднородность пласта выражена появлением внутри него практически непроницаемых, плотных пород. В песчаных пластах не-однородность проявляется наличием внутри него слоев и прослоев гли-нистых пород. Каждый пласт в той или иной степени неоднороден. За-дача заключается в том, чтобы на фоне этой неоднородности выявить положительные и отрицательные аномалии. В нашем случае положи-тельными аномалиями являются зоны улучшенных коллекторов, а от-рицательными - зоны глинизации пласта. Для выявления этих аномалий нам нужно делать измерения и вычисления по скважинам коэффициен-тов песчанистости, глинистости, пористости, проницаемости пласта, построить карты изолиний этих параметров. После таких построений будет видно, в каком направлении коллекторский пласт теряет свои ка-чества или выклинивается полностью.

 

 

262

Таблица 39