Новая сейсмогеологическая модель Яро-Яхинского месторождения

   В настоящее время практически на всех значимых месторождениях Западной Сибири проведены сейсмические работы 3D, результаты которых показывают, что реальное геологическое строение залежей, во многих случаях, является намного более сложным, чем представлялось ранее, на стадиях разведки и, даже, первых этапах разработки. Объемная сейсморазведка дала принципиально новые возможности решения проблем геологического моделирования, одной из которых является проблема «наклонных контактов». Эта проблема в полной мере проявилась на Яро-Яхинском месторождении, где в скважинах отмечается перепад гипсометрического положения контактов газ-нефть (вода) до 13,0 м (пласт БТ6), а водо-нефтяного контакта – до 30,0 м (пласт БТ10). Ранее, при подсчете запасов по этому месторождению разное положение контактов представлялось даже не наклоном поверхностей ГНК и ВНК, а их сложной, малообъяснимой конфигурацией. Попытки решения этой проблемы традиционными методами, а именно: разделением единого резервуара на два и более самостоятельных, а так же конструирование неких геологических тел клиноформного типа на основе прослеживания тонких, не выдержанных по площади аргиллитовых или алевролитовых прослоев, выделяемых на разных стратиграфических уровнях в скважинах, успеха не принесли. Очевидным стал вывод, что адекватные геологические модели залежей могут быть построены только с использованием латеральных флюидоупоров, в качестве которых традиционно рассматриваются два типа экранов – литологические и тектонические. Поскольку залежи на месторождении содержатся в достаточно мощных резервуарах (по пласту БТ7-8  до 60,0 и более м), выдержанных по площади и сложенных преимущественно песчаными породами, литологическое экранирование представляется маловероятным. В связи с этим нами рассмотрено влияние  тектонического фактора, как наиболее вероятного, определяющего распределение УВ в залежах.

      Яро-Яхинское месторождение в тектоническом отношении приурочено к Яро-Яхинскому локальному поднятию, осложняющему одноименный структурный нос, расположенный в пределах восточного борта Нижнепурского мегапрогиба.

   В процессе своего исторического развития территория, на которой находится  Яро-Яхинское локальное поднятие, претерпела сложные тектонические трансформации. Так, на современном структурном плане по отражающему горизонту А, отождествляемому с кровлей фундамента (рис.1),  Яро-Яхинское локальное поднятие не выражено, на его месте отмечается моноклинальный склон юго-западного простирания, осложненный небольшими террасами. В центральной части площади (район скважин 41,51,21,53,43) склон пересекается достаточно контрастным структурным погружением, которое отделяет южную приподнятую зону (район скважин 42,38,10,17) от небольшого локального поднятия в северной части площади работ (район скважин 49,52,44,57). Указанное структурное погружение обусловлено тектонической раздробленностью фундамента - наличием опущенных блоков, разделенных тектоническими разломами и образующих грабенообразную структуру. В осадочном чехле границы подвижных блоков фундамента отражаются зонами деструкции (дробления пород). Сказанное иллюстрируется композитными временными разрезами (рис. 2,3), на которых видны амплитудные дизьюнктивные нарушения, обусловившие блоковое строение фундамента и зоны деструкций в осадочной толще пород.

                                                                                            рис-1-Структурная-карта-по-.jpg

Рис. 1. Структурная карта по отражающему горизонту А

  

рис 2 Композитный временной разрез по линии скважин 38-56-30-1106-21-401-501-44-57.jpg

Рис. 2. Композитный временной разрез по линии скважин 38-56-30-1106-21-401-501-44-57

                                                                                         рис 3 Фрагмент амплитудного куба в целевом интервале с наложением результатов Ant Tracking.jpg

          Рис. 3. Фрагмент амплитудного куба в целевом интервале с наложением результатов Ant Tracking

    Проведенные палеотектонические реконструкции показали, что на месте сводовой части современного  Яро-Яхинского локального поднятия на протяжении достаточно продолжительного геологического времени накопления осадочной толщи пород, вплоть до палеогенового времени, существовала устойчиво погружающаяся тектоническая зона.  В осадочном чехле она обусловила наличие палеодельты, которая хорошо видна на палеосрезах по кубу когерентности (рис. 4). Эта зона, типа грабена, значительно интенсивней заполнялась осадками, чем более консолидированные приподнятые участки в северной и юго-восточной части площади работ. Сказанное иллюстрируется картой  изохор  между кровлей заполярной свиты и отражающим горизонтом БТ10 (рис.5), на которой видно, что в зоне палеодельты толщина указанного интервала разреза существенно больше, чем в северной и юго-восточной части площади. Очевидно, что по границам зоны палеодельты проходят и фациальные границы осадков, формирующих продуктивные пласты.

 рис 4 Палеосрез по кубу когерентности 2448 мс (ниже уровня пласта БТ11 на 80 мс).jpg

рис 5 Изохоры между кровлей заполярной свитой и ОГ БТ10.jpg

Рис. 4. Палеосрез по кубу когерентности 2448 мс (ниже уровня пласта БТ11 на 80 мс)

Рис. 5. Изохоры между кровлей заполярной свиты и ОГБТ10

    Главная фаза формирования Яро-Яхинского локального поднятия приходится на палеогеновое время. В этот период в результате тектонического сжатия произошло воздымание  опущенных блоков фундамента в грабенообразной зоне, что и привело к формированию единой Яро-Яхинской структуры, которая носит явно выраженный инверсионный характер (рис.2). Очевидно, что при блоковых инверсионных движениях фундамента, в осадочном чехле по границам блоков происходили подвижки, которые сопровождались дизьюнктивными и (или) пликативными деформациями пород в осадочном чехле. Поскольку амплитуда инверсионных подвижек блоков фундамента, скорее всего, была относительно не велика, то слои осадочного чехла подверглись малоамплитудным разрывным нарушениям, либо имели место локальные тектонические подвижки, выразившиеся в образовании зон деструкции (дробления) и катакластических изменений пород. Очевидно, по этой причине на сейсмических разрезах не отмечается явных признаков амплитудных разломов в традиционном их понимании, однако по результатам  Ant Tracking хорошо видны деструктивные зоны, которые образованы в результате подвижек тектонически активных блоков (рис.2,3). На композитном временном разрезе, пересекающем активную тектоническую зону с юго-запада на северо-восток (рис.2) отчетливо выделяется центральный тектонический блок (район скважин 56, 30, 1106, 21, 401, 501), по краям которого отмечаются зоны дробления (районы скважин 38 и 44).  Аналогичная картина волнового поля в приразломных зонах наблюдается и на  других временных разрезах, пересекающих грабенообразную зону в субмеридиональном направлении (рис.3).

    Таким образом, на временных разрезах по результатам  Ant Tracking наблюдаются зоны деструкции горных пород осадочного чехла, которые приурочены к границам активных тектонических блоков фундамента. В продуктивной части разреза зоны дробления характеризуются сложным распределением, они выделяются на различных стратиграфических уровнях, хотя на границах основных тектонических блоков, как правило,  полностью охватывают всю продуктивную часть разреза (рис. 2,3). Характер распределения зон деструкции по площади показан на срезах по кубу  Ant Tracking по кровлям пластов БТ7-8 и БТ10 (рис. 6,7). На картах видно, что центральный тектонический блок, который испытывал интенсивные инверсионные подвижки в процессе формирования Яро-Яхинской структуры, является более консолидированным, зоны дробления в его пределах наименее интенсивны и количество их значительно меньше, чем по границам его обрамления, которые испытывали наибольшее дезинтегрирующее воздействие тектонических процессов. Северная часть площади (район скважин 49, 52, 44, 57) затронута процессами деструкции несколько больше, чем центральная, что отражается на плотности зон деструкции, которая незначительно выше, чем в районе центрального блока. Интенсивная деструктивная зона, вытянутая в меридиональном направлении,  наблюдается в восточной части площади (район скважин 43, 19, 34, 43, 33, 17, 50, 58, 14, 17).



 

рис 6 Срез по кубу Ant Tracking вдоль кровли пласта БТ7-8.jpg

рис 7 Срез по кубу Ant Trecking вдоль кровли пласта БТ10.jpg   

Рис. 6. Срез по кубу Ant Tracking вдоль кровли пласта БТ7-8

Рис. 7. Срез по кубу Ant Tracking вдоль кровли пласта БТ10


       В южной части площади интенсивность раздробленности пород существенно выше, чем на остальной части площади.  С севера граница зоны повышенной раздробленности проходит примерно между скважинами 1501-33, 1202-59, 45-10, 56-38.

   Как видно на срезах по кубу  Ant Tracking, раздробленность более интенсивно выражена по пластам БТ7-8, чем по пласту БТ10 (рис. 6,7).  Это объясняется тем обстоятельством, что амплитуда структуры по вышележащим пластам БТ7-8 почти на 20% превышает амплитуду по нижележащему пласту  БТ10, что характерно для инверсионных структур, соответственно и степень тектонической деформированности пластов БТ7-8 выше.   

   Таким образом, формирование Яро-Яхинской структуры сопровождалось инверсионными подвижками блоков фундамента, которые отчетливо видны на временных разрезах. Самый подвижный - центральный блок, инверсионные подвижки которого сформировали сводовую часть Яро-Яхинской структуры, является наиболее консолидированным, более интенсивно процессы  деструкции проявились по периферии центрального блока, где в осадочном чехле сформировались зоны деструкции, в пределах которых на временных разрезах отмечаются безамплитудные и малоамплитудные дизьюнктивные дислокации,  которые выделяются на временных разрезах по ряду сейсмических критериев: резкому изгибу осей синфазности коррелируемых отражающих горизонтов, аномалиям волнового поля на временных разрезах, разрывам корреляции и наличию зон интерференции волн, существенной разнице волновой записи по обе стороны от дизъюнктивной дислокации и др. Наиболее интенсивно процессы дезинтеграции проявилась в восточной и южной частях площади. 

  Рассмотрим, каким образом рассмотренная система зон деструкции горных пород в продуктивной части разреза может влиять на распределение углеводородов в ловушке, и, соответственно, на положение контактов флюидов.

  Согласно традиционной теории экранирования, для формирования латерального флюидоупора необходимо, чтобы проницаемые породы по разлому были выведены встык с непроницаемыми породами. Однако, в последние годы многими исследователями (Н.А.Еременко, В.С.Славкин, П.Аллен и др.) показано, что дизьюнктивные дислокации являются экранами не в результате контактирования проницаемых пород-коллекторов и непроницаемых, а вследствие формирующихся в окрестности тектонического нарушения зон дезинтеграции (дробления) горных пород. В этом случае эффект экранирования возникает за счет вторичного ухудшения фильтрационных свойств пласта-коллектора, которое обуславливается, в основном, процессами катакластического метаморфизма (динамометаморфизма) горных пород. В условиях сильного однонаправленного тектонического давления возникают интенсивные механические деформации горных пород. Влияние давления оказывает разрушающее воздействие не только на породу в целом, но и на слагающие ее минералы. Породы разбиваются многочисленными трещинами, вдоль которых происходит смещение одних частей относительно других.  Хрупкие минералы подвергаются дроблению, в то время как пластичные (слюды, хлорит, карбонаты) сминаются, гранулируются. Интенсивность катакластических изменений ослабевает по мере удаления от зон разломов.

   Вторым фактором, определяющим ухудшение проницаемости пород в зонах деструкции, являются процессы залечивания трещин карбонатами и другими минералами.

   Очевидно, что степень ухудшения фильтрационных свойств может быть разной в  зависимости от многих факторов, таких как начальные ФЕС и литологический состав пород, интенсивность тектонического воздействия и др.

   В практике работ на месторождениях наблюдаются зоны дезинтеграции различной степени проницаемости, некоторые из них не полностью утратили проницаемость для УВ, но затрудняют перетоки флюидов при переформировании залежей в результате неотектонических движений, в этом случае отмечаются залежи со ступенчатыми контактами. Встречаются тектонически раздробленные зоны непроницаемые для нефти, но не являющиеся барьером для газа. Такого рода зоны, на наш взгляд, наблюдаются на Яро-Яхинском месторождении по пластам БТ6, БТ7-8 и БТ10.

          Таким образом, по особенностям тектонического строения и исторического развития Яро-Яхинскую структуру можно разделить на три основные части. Центральная часть площади приурочена к субширотной  грабенообразной зоне, образованной рядом относительно опущенных блоков, разделенных по фундаменту амплитудными тектоническими разломами, а в осадочном чехле – зонами дезинтеграции горных пород. Центральная часть, наиболее тектонически активная, вплоть до кайнозойского времени формировалась в условиях устойчивого погружения блоков фундамента, в ее пределах  отлагались в основном дельтовые фации осадков. В палеогеновое время центральные блоки испытывали инверсионные подвижки, в результате которых обособились северный, южный и восточный блоки, отличающиеся ориентацией и интенсивностью деструктивного воздействия тектонических процессов на породы осадочного чехла.

       При геологическом моделировании залежей Яро-Яхинского месторождения границы латеральных флюидоупоров связывались нами с границами указанных блоков и проводились в зонах деструкции между скважинами с различным уровнем контактов флюидов. Проведенный анализ показал, что в пределах каждого из блоков по данным ГИС и испытания скважин поверхности контактов флюидов практически горизонтальны (рис 8). Как видно на геологическом разрезе, часть смежных блоков имеют практически единые гипсометрические уровни контактов, это в основном контакты газа с нефтью и водой, что говорит о том, что зоны деструкции чаще проницаемы для газа. Для нефти они всегда являются флюидоупором и определяют либо изменение уровня ВНК, либо полное экранирование  нефтяной части залежи. Таким образом, считавшиеся ранее едиными нефтегазоконденсатные залежи в результате сейсмо-геологического моделирования с учетом анализа тектонических процессов на основе новых данных сейсморазведки 3D, представляются как ассоциация относительно более мелких залежей, имеющих свое, отличное от других, фазовое состояние УВ систем и положение контактов флюидов. Так нефтегазоконденсатная залежь пласта БТ6, по новой интерпретации представляет собой ассоциацию трех залежей, основная из которых – центральная, является газоконденсатной, а две другие, северная и южная–нефтегазоконденсатные, причем положение  ВНК в них отличается на 8,0, а ГНК – около 6,0 м. Залежь пласта БТ10 так же разделилась на три самостоятельные залежи, из которых две – центральная и восточная – газоконденсатные и одна, южная залежь – нефтегазоконденсатная. Отметим, что по ранее принятой модели нефтяная оторочка козырькового типа распространялась по всему периметру залежи, кроме ее западной части.

                                                                          рис111.jpg

Рис. 8. Геологический разрез по линии скважин 28Р-16П-45Р-21П-32Р-501-Pilot_52Р-47Р

 

   Новая сейсмогеологические модель месторождения в дизъюнктивно-блоковом варианте позволила адекватно объяснить изменение положения контактов флюидов по площади залежей, считавшихся ранее едиными, определить характер распространения нефтяных оторочек и, соответственно, более достоверно оценить запасы УВ.

  

Выводы

   Формирование Яро-Яхинской структуры в ее нынешнем виде произошло в достаточно молодое палеогеновое время и явилось следствием восходящих подвижек блоков фундамента в центральной тектонически активной зоне. Эти тектонические подвижки отразились в осадочном чехле в виде системы малоамплитудных дизъюнктивов,  которые сопровождаются зонами деструкции горных пород. В пределах этих зон в результате процессов катакластического метаморфизма и, возможно, карбонатизации и образования других, залечивающих трещины минералов,  происходило ухудшение фильтрационных свойств коллекторов и формирование латеральных флюидоупоров (экранов) различной степени проницаемости для УВ. Эти экраны, связанные с тектоникой фундамента,  явились основным фактором, определяющим наличие изолированных блоков, контролирующих самостоятельные залежи, отличающиеся гипсометрическим положением контактов флюидов и, в ряде случаев, фазовым состоянием УВ. Учет блокового строения залежей позволит повысить эффективность работ по дальнейшему изучению месторождения и совершенствованию методов разработки.