3.2. Типы ловушек и залежей углеводородов Западной Сибири

Основные запасы нефти и газа Западной Сибири связаны с меловым нефтегазоносным мегакомплексом и приурочены к крупным антиклинальным структурам второго порядка. Однако крупные и даже гигантские по запасам скопления нефти в неокомском комплексе большей частью относятся к комбинированному, структурно-литологическому типу (например, Усть-Балыкское, Повховское месторождения, неоком Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и др. месторождений).

Собственно неантиклинальные и комбинированные (структурно-литологические и структурно-стратиграфические) залежи нефти и газоконденсата распространены в Западной Сибири исключительно широко. Начиная с первых этапов освоения нефтегазоносности Западносибирского бассейна (структурно-стратиграфические залежи нефти и газа в вогулкинской толще Шаимского и Березовского районов), они приобретают все возрастающее значение в структуре подготавливаемых запасов УВ сырья.

К структурно-литологическому типу относятся залежи нефти в пласте БС₁₀ Западно-Сургутского (открыто в 1964 г.) и Южно-Сургутского (1973 г.) месторождений. Залежь нефти в пласте БП₁₂⁰ на Восточно-Вынгаяхинском, Губкинском и Северо-Губкинском (Присклоновом) месторождениях, относящаяся к литологическому типу, протягивается с севера на юг на расстояние около 100 км.

В 1979 г. было открыто уникальное по запасам нефти Талинское месторождение, продуктивность которого связана со структурно-стратиграфическими залежами в нижней юре (пласты Ю_10-11 шеркалинской свиты). Литологические залежи нефти в неокоме (пласты АС_10-12), практически не контролируемые структурным планом, открыты в 1982 г. в Приобской нефтеносной зоне, гигантской по запасам. С литологическим типом залежей связано крупное Сугмутское нефтяное месторождение (1990 г.).

Уникальные запасы нефти, газа и газоконденсата установлены в литологических залежах ачимовской толщи Самбургско-Восточно-Уренгойской зоны (1986 г.).

Высокодебитные фонтанные притоки нефти, газа и газового конденсата получены из залежей сложного экранирования в верхней части доюрского основания на Горелом (Хантымансийском), Северо-Варьеганском, Новопортовском и др. месторождениях. Перспективы выявления новых промышленных скоплений УВ неантиклинального и комбинированного типов остаются в Западной Сибири весьма высокими, в связи с чем более детально рассмотрим основные их разновидности, здесь установленные.

Наряду с общими классификациями НАЛ и КЛ УВ, имеющими теоретическое и общеметодическое значение, существуют и региональные классификации тупиковых ловушек, учитывающие специфику их образования и строения в конкретных бассейнах. Для Западной Сибири такие классификации были разработаны в 60-70-х г.г. И.И.Нестеровым, Н.Ф.Бересневым, Ф.Г.Гурари, Ю.Н.Карогодиным, О.А.Ремеевым, А.И.Сидоренковым и др.

К настоящему времени накоплен значительный материал о новых типах НАЛ и КЛ УВ, установленных в Западной Сибири (ЗС), коренным образом изменились представления о строении и условиях формирования пород основных нефтегазоносных комплексов. Проблема прогноза и поисков НАЛ УВ является сейчас для нефтегазовой геологии ЗС одной из наиболее актуальных.

Широкое развитие сейсмостратиграфических исследований требует также уточнения сейсмических образов ловушек разных типов для уверенного выявления и картирования их с помощью приемов качественной и количественной сейсмостратиграфии.

В 1994 г. нами была разработана морфогенетическая классификация НАЛ и КЛ УВ ЗС 4. Хотя эта классификация базируется на современных представлениях о строении продуктивных отложений и объектов, она является сугубо специальной, генетической и слишком сложна для использования в практике нефтегазопоисковых работ.

Ниже рассмотрен более простой, морфологический вариант классификации НАЛ и КЛ УВ ЗС (рис. 23). В отличие от ранее существовавших классификаций в ней (как и в классификации 1994 г.) выделено новое семейство ловушек - литостратиграфические ловушки. Это сделано с целью подчеркнуть роль первичных, стратиграфических несогласий в формировании зон выклинивания терригенных резервуаров. Кроме того, выделены семейства тектонических и вторичных, гипергенных ловушек. Всего рассмотрено одиннадцать морфологических типов НАЛ и КЛ УВ, установленных в продуктивных отложениях ЗС:

1. Структурно-стратиграфические ловушки, экранируемые несогласием по восстанию, имеют в плане кольцевую и козырьковую форму. По падению резервуар замещается практически непроницаемыми глинисто-алевритовыми породами. Резервуары залегают непосредственно в основании мезозойского разреза, на доюрском основании, т. е. над стратиграфическим несогласием. Ловушки характерны для юрских отложений ЗС. Наиболее изучен этот тип ловушек в Шаимском и Березовском районах ЗС (Приуралье), где они приурочены к вогулкинской толще (келловей-кимеридж).

Песчаный материал локализуется у выступов доюрского основания, где в мелководно-морских условиях, в пределах отмелей, происходило накопление обломочного материала, поступавшего в бассейн вследствие интенсивного размыва материнских пород доюрского основания. В сторону бассейна, при увеличении глубины моря, песчаники замещались глинистыми породами. В сводовых частях палеоподнятий песчаники не накапливались, они оставались "лысыми" и при последующей трансгрессии в волжском веке были перекрыты глинистыми породами, играющими роль покрышки вогулкинских резервуаров.

Главным условием для формирования резервуара являлось наличие контрастного выступа фундамента, на склонах которых существовали гидродинамически активные мелководно-морские условия седиментации, и которые являлись местными источниками сноса обломочного материала. Вогулкинские резервуары сложены песчаниками с хорошими коллекторскими свойствами, а в Березовском районе - обломками толстостенных раковин двустворок, спикулами губок и остатками других морских организмов.

Ловушки этого типа довольно уверенно картируются сейсморазведкой МОГТ по появлению на склонах антиклинальных структур дополнительных осей синфазности (ОС). Ловушки являются мелкими по размерам и запасам, распространены в западной, Приуральской части ЗС, а также в южных ее районах (например, Тобольский район), т.е. на территориях, характеризовавшихся в юрское время стабильным тектоническим режимом и наличием мелких поднятий унаследованного развития.

Кроме вогулкинской толщи такие ловушки характерны и для базальных горизонтов тюменской свиты (средняя юра), в зонах выклинивания которых происходило некоторое улучшение коллекторских свойств пород за счет наличия делювиально-пролювиальных источников сноса обломочного материала. Такие ловушки установлены в Красноленинском районе ЗС, на погружении антиклинальных структур в Шаимском и Березовском районах. Отложения тюменской свиты характеризуются низкими коллекторскими свойствами, поэтому структурно-стратиграфические ловушки в этих отложениях имеют ограниченный промышленный потенциал.

Диагностические признаки ловушек на временных разрезах аналогичны вышеописанным. По сути, ловушки этого типа маркируются на разрезах МОГТ сейсмофацией подошвенного налегания, появлением дополнительных осей синфазности (ОС).

2. Стратиграфические и структурно-стратиграфические ловушки линейной (полосовидной), реже изометричной формы, залегающие в основании разреза осадочного чехла и приуроченные к прибортовым частям палеопрогибов. Экранирование резервуара, как и в ловушках типа 1, происходит за счет причленения к стратиграфическому несогласию (эродированная поверхность доюрского основания).

Такие ловушки широко распространены в Приуральской части ЗС, где с ними связаны стратиграфические (структурно-стратиграфические) залежи нефти в базальных (нижних, залегающих на доюрском основании) горизонтах юры. Наиболее важное значение имеют залежи такого типа в нижней юре, в пластах Ю_10-11 шеркалинской свиты гигантского по запасам Талинского нефтяного месторождения.

Ловушки имеют удлиненную, руслообразную и заливообразную в плане форму и приурочены к палеопрогибам и палеоканьонам, на бортах которых песчаные пласты нижней юры выклиниваются за счет "прислонения" к выступам доюрского основания (см. рис. 23). В сейсмическом волновом поле зоны выклинивания нижней юры "маркируются" прекращением прослеживания (терминацией) юрских горизонтов за счет подошвенного налегания на ОГ А, связанный с кровлей доюрского основания.

Резервуары нижней юры имеют аллювиальный и мелководно-морской генезис. Песчаные пласты перекрыты выдержанными глинистыми пачками, которые накапливались в морских условиях (тогурская, радомская пачки).

Ловушки этого типа довольно уверенно картируются сейсморазведкой МОГТ. Но в Красноленинском районе, где установлена их промышленная продуктивность, нижняя юра содержит породы-коллекторы с удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами, а в других районах ЗС промышленных пород-коллекторов в нижней юре практически нет.

Поэтому картирование зон выклинивания нижних горизонтов юры, без учета региональных литолого-палеогеографических особенностей их строения, не может считаться достоверным картированием потенциальных ловушек УВ. Опыт бурения поисковых скважин в разных районах ЗС свидетельствует об ограниченном потенциале таких объектов за пределами Красноленинского свода.

В юрских, а особенно в меловых отложениях ЗС, широко распространены литологические, структурно-литологические и литологически экранированные ловушки, в которых латеральный экран создается за счет замещения песчаных коллекторов непроницаемыми глинистыми породами. Выделяется большое количество морфологических (точнее, морфогенетических) типов таких ловушек:

3, 4. Литологические и структурно-литологические ловушки в мелководно-морских и озерно-аллювиальных отложениях (отложения средней юры (тюменская свита), оксфорда (васюганская свита), мелководно-морские, прибрежные и озерно-аллювиальные меловые отложения).

Литологические экраны (зоны глинизации коллекторов) располагаются на склонах антиклинальных структур и имеют в плане обычно сложные очертания. Доминирующий тип ловушек и залежей - структурно-литологический. Залежи такого типа установлены на большинстве известных месторождений ЗС. Нами изучались такие залежи на Яхлинском, Локосовском, Песцовом, Кечимовском, Придорожном, Ютымском, Заполярном, Уренгойском и др. месторождениях.

Опыт их сейсмогеологического изучения свидетельствует, что ловушки этих типов картируются сейсморазведкой МОГТ с низкой достоверностью. Это вызвано тем, что они залегают в тонкослоистых частях разреза, резервуары имеют обычно небольшую толщину, а контраст акустических жесткостей в зонах развития резервуаров и зонах глинизации незначителен. Это не позволяет закартировать зоны выклинивания коллекторов с необходимой точностью.

5. Литологические и структурно-литологические ловушки с односторонней глинизацией коллекторов на бровках неокомских палеошельфов. Имеют исключительно важное промышленное значение, распространены широко и уверенно картируются сейсморазведкой МОГТ. С ними связаны структурно-литологические залежи нефти на Усть-Балыкском (пласт БС₁₀), Восточно-Тарасовском (БП₁₄), Самотлорском (БВ₁₀), Вынгапурском, Покачевском (БВ₆) месторождениях, и многие другие.

Зоны глинизации продуктивных пластов приурочены к бровкам палеошельфов или располагаются на некотором расстоянии от них. Песчаные резервуары имеют покровное распространение либо представляют собой крупные линзы, площадь которых значительно больше площади залежи. В фациальном отношении это осадки пляжей, баров, подводных береговых валов, часто связанные с дельтовыми комплексами.

Так как в неокоме Западно-Сибирский седиментационный бассейн заполнялся песчаными осадками с востока, за счет Сибирской платформы, то региональные зоны глинизации песчаных пластов, связанные с глубоководными условиями (бровки палеошельфов), ограничивают каждый песчаный комплекс с запада, т.е. рассматриваемый тип ловушек имеет западную линию глинизации. В связи с этим ловушки расположены преимущественно на восточных склонах антиклинальных структур и экранируются по восстанию пластов.

Ловушки рассматриваемого типа уверенно картируются сейсморазведкой МОГТ, особенно при наличии скважинной информации. На бровках палеошельфов происходит резкое изменение морфологии неокомских осадочных комплексов, ОГ из субгоризонтального залегания переходят в клиноформу. Именно наличие клиноформных ОГ и "маркирует" зону литологического экрана. Наличие песчаного резервуара обычно подчеркивается присутствием на разрезе самостоятельного ОГ, контролирующего резервуар. Для ловушек этого типа обычно характерна связь динамических параметров ОВ (амплитуда, период) с эффективными толщинами резервуара.

Региональные зоны глинизации песчаных (шельфовых) пластов неокома протягиваются через ЗС в косоширотном направлении (с юго-запада на северо-восток), последовательно смещаясь (от древних к более молодым) в западном направлении. С учетом положения региональных палеобровок и соответствующих им зон глинизации возможен (и осуществляется) прогноз ловушек УВ рассматриваемого типа по сейсмогеологическим данным, а затем, после проведения площадных сейсморазведочных работ МОГТ - их картирование.

6. Литологические ловушки в неокомских отложениях с двусторонней (с запада и востока) или полной (со всех сторон) глинизацией резервуара. Это полосовидные ловушки глубокого шельфа, связанные с отдельными сравнительно мелкими песчаными линзами, которые объединяются в протяженные цепочки, приуроченные к палеобровкам древних (меловых) шельфов. Ловушки имеют как резко вытянутую, полосовидную форму, так и сравнительно изометричную. Последняя характерна для зон с активным поступлением песчаного материала (палеодельты).

Известны полосовидные залежи, вытянутые с севера на юг на 80-120 км при ширине 3-5 км (залежи в пластах БП₁₆-БУ₂₀ Восточно-Таркосалинского, Южно-Пырейного месторождений, залежи в пласте БП₁₂⁰ Западно-Вынгаяхинского, Губкинского, Присклонового месторождений).

Залежи рассматриваемого типа (с двусторонней глинизацией) установлены также на Западно-Сургутском, Южно-Сургутском, Сугмутском, Тевлинско-Когалымском (пласты группы БС₁₀), Восточно-Уренгойском (БУ₁₈-БУ₁₆⁰), Приобском (АС_10-12) и многих других месторождениях.

Как и предыдущий тип ловушек, уверенно картируются сейсморазведкой МОГТ. Резервуар обычно подчеркивается самостоятельной ОС, западная зона глинизации - переходом этой ОС в клиноформное залегание. Восточное выклинивание резервуара картируется менее достоверно, обычно оно связано с терминацией ОГ, контролирующего резервуар. Ловушки этого типа также расположены в структуре бассейна закономерно и прогнозируются на регионально-поисковой стадии геологоразведочных работ. С ними связаны значительные перспективы нефтегазоносности ЗС.

7. Ловушки клиноформы (клинотемы) неокомских осадочных комплексов. По сравнению с вышерассмотренными ловушками имеют значительно меньшее распространение. Резервуары в склоновых ловушках локализуются на склонах неокомских шельфовых террас, выклиниваясь вверх и вниз по склону. Обычно они приурочены к мелким, менее наклонным участкам склона или террасам и связаны с зонами активного поступления в бассейн обломочного материала (дельтовые комплексы).

С ловушкой рассматриваемого типа связана, например, залежь нефти в пласте АС₁₂² Приобского месторождения. Достоверность прогноза и картирования таких ловушек по данным сейсморазведки МОГТ преимущественно низкая, но при наличии скважин, вскрывающих перспективный объект, точность картирования повышается.

8. Литологические (структурно-литологические) ловушки фондотемы и основания клинотемы неокомских осадочных комплексов имеют исключительно широкое распространение. Песчаные резервуары, залегающие в фондотемах неокомских комплексов, относятся к так называемой ачимовской толще.

Ачимовская толща - это линзовидные песчано-алевритовые пласты прерывистого распространения, залегающие в основании разреза неокома, непосредственно над битуминозными глинами верхней юры-берриаса (баженовская свита). По особенностям строения и положению в разрезе ачимовская толща связывается с осадками глубоководных оползней и мутьевых потоков (турбидитов). К ачимовским отложениям приурочено более 80 залежей УВ в разных районах ЗС. Наиболее известна гигантская по запасам УВ Самбургско-Восточно-Уренгойская зона нефтегазонакопления, связанная с ачимовскими отложениями. Высокодебитные притоки нефти из ачимовских песчаников получены на Малобалыкском, Русскинском, Кальчинском и др. месторождениях. Ачимовские резервуары характеризуются низкими коллекторскими свойствами и невыдержанным по латерали и вертикали строением.

Песчаный материал, локализующийся у подножий склонов шельфовых террас, слагает гидродинамически изолированные линзы. Размеры этих линз изменяются в широких пределах - от первых км² до тысячи км². В сейсмическом волновом поле ачимовские отложения картируются по наличию ОС, причленяющихся к ОГ Б по схеме подошвенного прилегания (см. рис. 23).

В плане ловушки имеют как полосовидную, так и сложную изометричную форму. Достоверность картирования ачимовских перспективных и нефтегазоносных объектов является довольно низкой. Это обусловлено как сложным их строением, так и наличием высокоамплитудного ОГ Б, залегающего непосредственно под этими ловушками и "маскирующего" последние в волновом поле.

Все вышерассмотренные ловушки относятся к семейству литостратиграфических и связаны с литологическим замещением, выклиниванием резервуаров. Выделяются также ловушки тектонические и вторичные, гипергенные, в которых экранирование резервуара связано с проявлениями дизъюнктивных и трещинных дислокаций, а также с процессами выветривания (гипергенеза).

Среди тектонических ловушек в ЗС установлено две разновидности - тектонически экранированые ловушки, в которых экранирование происходит за счет тектонических контактов с непроницаемыми разностями пород (№ 9, см. рис. 23); а также ловушки с тектонически обусловленным пелитовым (глинистым) резервуаром (№ 10).

9. Структурно-тектонические (тектонически экранированные) залежи УВ установлены, например, в ЗС на Русском (пласт ПК₁ , сеноман), Бахиловском (Ю₁, верхняя юра), Новоаганском (Ю₁, ачимовская толща, АВ₃, ПК₁₅), Северо-Комсомольском, Парусовом (ПК₁), Харампурском (Ю₁) и др. месторождениях.

Обычно это структурные залежи, осложненные тектоническими экранами (см. рис. 22). Разрывные нарушения довольно уверенно картируются современной сейсморазведкой МОГТ с большой кратностью перекрытий, но наличие или отсутствие тектонически экранированной ловушки и залежи УВ чаще всего по данным сейсморазведки не устанавливается.

10. Тектонические ловушки, или ловушки с тектонически обусловленным пелитовым резервуаром, характерны для отложений верхней юры Салымского и Красноленинского районов, где из пограничных слоев абалакской (келловей-кимеридж) и баженовской (титон-берриас) свит из большого количества скважин были получены фонтанные притоки нефти дебитом до 500 т/сут. Всего из глинистых отложений баженовской свиты притоки нефти были получены на 23 площадях.

Представляется, что трещинные коллекторы в глинистых породах (так называемые "бажениты" - пропитанные нефтью тонколистоватые глины, на поверхности рассыпающиеся в труху) обусловлены тектоническими подвижками. Экранами для запечатанных со всех сторон залежей являются неизмененные глинисто-битуминозные породы баженовской свиты, которые в обычных условиях являются надежными флюидоупорами. Обычно трещинные явления сопровождаются процессами гидротермальной переработки пород, отложением аутигенных карбонатов, кварца с хорошо ограненными кристаллами.

Ловушки этого типа изучены сейсморазведкой довольно слабо. По результатам моделирования предполагается наличие динамических аномалий в зонах развития трещинных резервуаров в баженовских глинах (Бембель, Кузнецов).

11. К отдельному классу отнесены гипергенные ловушки УВ - т.е. ловушки в древних корах выветривания пород доюрского основания. Такие залежи выявлены как в верхних горизонтах фундамента, непосредственно под осадочным чехлом, так и на глубинах 500-1000 м от подошвы последнего. Более распространен первый случай. Залежи УВ в кровле доюрского основания выявлены более чем на 50 площадях в ЗС. Наиболее изучены такие залежи на Северо-Варьеганском и Новопортовском месторождениях, где они вскрыты большим количеством скважин. Породы-коллекторы представлены химически измененными, трещиноватыми породами фундамента. Тип коллекторов сложный, кавернозно-порово-трещинный. Коллекторские свойства высокие (пористость - до 44 %, проницаемость до 1-2 Д), но очень изменчивые. Очертания резервуаров в плане также сложные. Большую роль в формировании резервуаров и экранов играют, кроме процессов палеогипергенеза, тектонические (разрывные, трещинные) дислокации и эпигенетические гидротермальные явления.

В сейсмическом волновом поле ловушки и залежи рассматриваемого типа картируются по характерным "просадкам" ОГ А и его динамическим аномалиям. Ловушки и залежи подобного типа являются существенным резервом прироста запасов УВ сырья в ЗС.

Характерной чертой тупиковых залежей УВ является слабый гипсометрический контроль (т.е. залежи могут быть приурочены к прогибам, моноклиналям и не контролируются современным структурным планом). Кроме того, для неантиклинальных и комбинированных залежей характерно наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) с коэффициентом аномальности (т.е. отношение замеренного пластового давления к нормальному гидростатическому) до 1,5 - 2. Вследствие этого, из-за резкого понижения акустических жесткостей в зонах АВПД, неантиклинальные залежи УВ могут более уверенно картироваться сейсморазведкой МОГТ по динамическим аномалиям.