CC BY
79
ХМАО отложения, которые севернее, на территории ЯНАО, мы выделяем в медвежью толщу, хорошо известны много лет и входят в верхнюю подсвиту тутлеймской свиты (бер-риас-ранний валанжин). Различия касаются, главным образом, толщин этих стратонов — до 300 м медвежья толща и 15-20 м — верхняя подсвита тутлеймской свиты, а также несколько большая битуминозность последней. В сейсмическом волновом поле развитие тутлеймской свиты подчеркивается появлением дополнительного высокоамплитудного отражающего горизонта БШ (рис. 4).
Сопоставление зоны распространения тутлеймской свиты (и медвежьей толщи) со строением неокомских клиноформ свидетельствует, что последние ее не контролируют и налегание на баженовскую свиту, например, глубоководных пимских глин не приводит к появлению в разрезе описываемых стратонов (верхней подсвиты тутлеймской свиты и медвежьей толщи). Зоны их
распространения расположены несогласно относительно фациальной зональности неокомских клиноформ.
Прослеживание глинисто-битуминозных берриас-валанжинских слоев выполнено по системе региональных сейсмических профилей на основании увеличения амплитуд и периода верхней предфазы ОГ Б, увеличения амплитуд цуга баженовских отражений. Авторы статьи также обратили внимание на тот факт, что зоны увеличения толщин верхней подсвиты тутлеймской свиты и верхней юры, которые характеризуются увеличением амплитуд и периода ОГ Б, окаймляются зонами ухудшения прослеживания этого ОГ, резким ослаблением его динамики с утерей свойств опорного ОГ. В таких зонах, по данным ГИС, установлено резкое уменьшение толщин верхнеюрских битуминозных отложений, отсутствие глинисто-битуминозных слоев неокомского возраста (рис. 5). Скорее всего, эти зоны связаны с размывом
как берриас-валанжинских, так и (частично) верхнеюрских отложений.
На рисунке следует обратить внимание на вертикальные амплитуды неокомских клиноформ, которые в первом приближении отражают глубину бассейна осадконакопления. В районе скв. 545 (в центре рисунка) эта амплитуда (от ОГ Б) составляет 210 мс, а на запад и восток она возрастает до 240-260 мс, что свидетельствует о существовании палеопод-нятия в районе скв. 545, в которой баженов-ская свита имеет небольшую толщину (всего 15 м), видимо, за счет размыва.
При значительном по площади размыве глинистых берриас-валанжинских отложений возможно и переотложение раковин аммонитов с их залеганием в готеривских отложениях. Рассматриваемая зона имеет еще одну особенность, подмеченную А.Л. Наумовым, — здесь нижняя граница ачимов-ской толщи занимает аномально высокое гипсометрическое положение относительно кровли баженовской свиты, что установлено на Приобском месторождении. На севере зоны, на Новопортовском месторождении, новопортовская толща, идентичная ачимов-ской по условиям формирования, в своде поднятия размывает баженовскую свиту, а на его крыльях ложится на медвежью толщу. По мнению А.Л. Наумова (1987), рассматриваемая зона перспективна для формирования литологических ловушек УВ в неокомских отложениях именно за счет воздымания, что приводило к созданию «бокового подпора», удерживающего песчаные наносы. Это подтверждено открытием Приобского нефтяного месторождения с залежами литологического типа, литологических залежей нефти в ново-портовской толще Новопортовского нефтега-зоконденсатного месторождения.
Главный «стратиграфический» вывод из вышеизложенного: недоучет особенностей тектонического развития отдельных частей ЗСБ в позднекиммерийское время привел к непониманию последующих седиментационных процессов в неокоме. Это вылилось, в конечном итоге, в неприятие КМ неокома РСС 2004 г., которая по этой причине является объективным тормозом на пути научного прогресса.
Хотя в практике геологоразведочных работ разновозрастность ачимовских резервуаров в разных частях бассейна — факт, давно принятый, утверждение ачимовских моделей залежей УВ, например, в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) РФ зачастую становится непреодолимой проблемой именно из-за несоответствия их РСС 2004 г. По нашему мнению, РСС неокома ЗСБ 2004 г. [2] нуждается в исправлении. Ее фрагмент, реально отражающий КМ неокома Широтного Приобья, показан на рис. 6.
Стратиграфическое несогласие между глинисто-битуминозными и более молодыми ачимовскими (преимущественно песчано-а-левритовыми) отложениями (косая штриховка на рис. 6) представляет собой диастему (ВагеИ, 1917), — перерыв в осадконакоплении без размыва ранее накопившихся осадков, обычно связанный с низкими скоростями седиментации в глубоководно-морских условиях и дефицитом терригенного материала. Локализация повышенной битуминозности берриаса-ранне-го валанжина в пределах тектонически активных прогибов свидетельствует об ее эндогенном источнике, что отмечает Г.А. Беленицкая [9].
Рис. 3 — Фрагмент временного сейсмического разреза по РП 46 (п-ов Ямал), выровненный по ОГ Б (кровля верхней юры). В красном овале — раздув временных толщин, связанный с распространением медвежьей толщи
Fig. 3 — Fragment of lateral time section 46 (Yamal Peninsula) flattened with reference to RH B (Late Jurassic top). Red oval indicates increase of time thickness associated with Medvejie
formation occurrence
lOUOD 2U0UU 'J'JUOU -1UUUO ZDOGO 3UÎXJU 4UUOO 5OCG0 ЗМЮО | 40СЮ11 ' 'ЛЮ:1 DOOOO 1UUOU ZOqOO
. ММ ; ;; ^ ЩЁштШ^
..'¿¿■'вш
1 иш1йи11
Щ' з
Ш
- ОГ, связанный с кровлей тутлеймской свиты (показан красным). Б - ОГ, приуроченный к баженовской свите, Н - ОГ, связанный с песчаным пластом АС
Рис. 4 — Фрагмент разреза по РП 9, выровненный по ОГ М (апт) Fig. 4 — Fragment of lateral time section 9 flattened with reference to RH M (Aptian)
М
Н
АС11
Б
Итоги
Выполненное авторами сейсмогеологиче-ское изучение особенностей строения и изменения толщин ранненеокомских отложений по площади ЗСБ показало наличие своеобразных тектонических палеоструктур позднекиммериджского заложения, контролирующих эти толщины. Для этих структур характерна сложная история тектонических движений — начальное прогибание, сменившееся в отдельных участках активным воздыманием, которое сопровождалось размывом ранее накопившихся осадков. Анализ размещения таких структур показал, что они группируются в линейную зону, которая протягивается субпараллельно Уральской складчатой системе и ее северному продолжению, к которому относятся Новая Земля и Таймыр [10]. Наличие такой зоны позволяет по-новому интерпретировать некоторые особенности строения неокома ЗСБ.
Выводы
Уточнение закономерностей строения ранненеокомских отложений ЗСБ позволило:
• Более обоснованно выполнять картирование ачимовских глубоководно-морских песчаных отложений неокома и связанных с ними ловушек и залежей УВ по сейсмоге-ологическим данным.
• Подтвердить клиноформную модель неокома ЗСБ, предложенную А.Л. Наумовым, и в отношении ачимовской толщи, песчаные пласты которой на востоке ЗСБ имеют бер-риасский возраст, а в центре бассейна и на западе — готерив-барремский.
• Наличие тектонически обусловленных прогибов позднекиммерийского заложения, в которых берриас-ранневаланжинские отложения имеют повышенные толщины (до 300 м) и битуминозность, позволяет предполагать эндогенный характер этой битуминозности и связанной с ней редкоземельной минерализации.
Литература
1. Онищук Т.М., Наумов А.Л., Векслер Л.А. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НГО // Геология нефти и газа. 1977. №6. С. 32-37
2. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. Новосибирск: СНИИГГиМС. 2004. 114 с.
3. Кислухин В.И. Историко-геологический анализ формирования и нефтегазоносность юрско-меловых отложений северных районов Западной Сибири. Автореферат диссертации
на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Тюмень: ТюмГНГУ. 1999. 43 с.
4. Геологический словарь. В трех томах. Издание третье, переработанное и дополненное. СПб: ВСЕГЕИ, 2010. 1352 с.
5. Сакс В.Н., Ронкина З.З. Юрские и меловые отложения Усть-Енисейской впадины. Труды НИИГА. М.: Госгеолтехиздат, 1957. Т. 90. 231 с.
6. Нежданов А.А., Герасимова Е.В., Халиулин И.И. Особенности строения верхней юры на северо-западе
Рис. 5 — Волновая картина в интервале развития верхнеюрских-нижнемеловых отложений Фроловской мегавпадины (фрагмент регионального профиля 13). ОГ Б соотносится с кровлей баженовской и нижней подсвиты тутлеймской свит, Б0 - кровля тутлеймской свиты, НАС7, НАС10, НБС1 формируются вблизи кровли соответствующих пластов. Линия профиля показана на фоне тектонической карты ЗСБ под ред. В.И. Шпильмана
Fig. 5 — Wave pattern within Upper Jurassic-Lower Cretaceous deposits of the Frolov megadepression (fragment of regional profile 13). RH B corresponds to Bazhenov top and lower subformation of Tutleym, B0 is Tutleym formation top, NAS7, NAS10, NBS1 are formed near corresponding strata tops. The profile line is shown against WSB tectonic map, ed. V. I. Shpilman
Р А й 0 H ы
ЯРУС при оеско-ф рола всмий САЛЫМСКИЙ сургутский НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ВОСТОЧНОЕ ПРИОБЬЕ
АПК КИЙ (НИЖНЯЯ ЧАСТЬ) ВИКУЛОВСНЛЯ (НИЖНЯЯ ЧАСТЬ) ПОКУРСКАЯ (НИЖНЯЯ ЧАСТЬ)
киидшк.у) л ы
БАРРЕМСКИЙ ^ m 0 1 в •1 X s 3 —' 'S Е= CÇ < < se и CÙ
X X О
ГОТЕРИВОШ Дчиы. 3" У MJ
Ачим - АХСКАЯ X а.
чим S < <
m ей
ВАЛАНЖИНСКИЙ // С0РТЫМСКАЯ
7? ft 'IHW
У" Ачии > 5 ТАРСКАЯ 2!-у
У V , " • Ачнм - и X
? КУЛОМЗИНСКАЯ
БЕРРИАСКИЙ у
► Ù у У £ АЧИИ '.•;"■
ТУТЛЕЙМСКАЯ §
7 ,-.-.,■■-• •
1ИТОНСКИЙ (ВЕРХНЯЯ ЧАСТЬ) to- к- - БАЖЕНОВ ► ► СКАЯ w
Рис. 6 — Фрагменты региональной стратиграфической схемы неокома ЗСБ, реально отражающей клиноформное строение неокома Широтного Приобья (омоложение ачимовской толщи с востока на запад)
Fig. 6 — Fragments of the WSB Neocomian regional stratigraphie scheme reflecting clinoform structure of the Neocomian in Middle Ob area (east to west rejuvenation of Achimov formation)
Западной Сибири //Актуальные проблемы нефтегазоносных бассейнов. Новосибирск: НГУ, 2003. С. 127-133.
7. Кислухин В.И. Особенности геологического строения юрских отложений в Надымском районе (Западная Сибирь) //Закономерности распространения продуктивных горизонтов в мезозое центральной части Западно-Сибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. С. 50-54.
8. Кулахметов Н.Х., Кислухин В.И., Зининберг П.Я. Литолого-фациальное
районирование верхней юры севера Западной Сибири как оценка основы нефтегазоносности //Геология и оценка нефтегазоносного потенциала Западной Сибири. М.: Наука. 1994. С. 59-72.
9. Беленицкая Г. А. Последствия нефтяных катастроф глазами седиментолога // Природа. 2010. №2. С. 25-34.
10. Пучков В.Н. Образование Урало-Новоземельского складчатого пояса — результат неравномерной косоориентированной коллизии континентов // Геотектоника. 1996. №3. С. 66-75.
ENGLISH
GEOLOGY
The influence of late cimmerian folding upon stratification UDC 550.834+553.98(571.1)
of early neocomian deposits in West Siberia
Authors:
Alexey A. Nezdhanov — Sc. D., deputy head of centre for research LLC1; [email protected] S.F. Kulagina — leading geophysicist2
Elena V. Gerasimova — leading geologist3; [email protected]
1Engineering and Technical Center (ETC) LLC Gazprom geologorazvedka, Tyumen, Russian Federation 2V.I. Shpilman Research And Analytical Centre, Tyumen, Russian Federation 3LLC Gazprom geologorazvedka, Tyumen, Russian Federation
Abstract
The article reviews consistent pattern of thickness variation of Berriasian-Lower Valanginian in West Siberia. The paper specifies expansion zones related to palaeodepressions of Late Cimmerian deposition. The presence of such depressions became crucial in perception of Neocomian sedimentation trends. It resulted in justification of Achimov formation variative ages (deep-sea Neocomian sands) and reiterated validity of Neocomian structure clinoform model for West Siberia.
Materials and methods
Authors employed CDP seismic reflection data — regional to high-density 3D, processed via advanced software and hardware packages along with well records, and sequence stratigraphy analysis practices.
Results
Geoseismic review by the authors of structural features and thickness variation
of Early Neocomian deposits within West Siberian Basin revealed the presence of peculiar tectonic paleostructures of Late Cimmerian deposition affecting said thicknesses. These structures exhibit intricate history of tectonic movements, i.e. initial downwarping to be replaced - in selected areas - by active uplift accompanied by washing-out of earlier sediments. Distribution analysis confirmed that the structures congregate as a linear zone subparallel to the Ural fold system and its northern extension including Novaya Zemlya and Taimyr Peninsula [10]. The existence of such zone gives way to fresh interpretation of certain structural features of Neocomian deposits within West Siberian Basin.
Conclusions
Updating the morphology of Early Neocomian deposits within West Siberian Basin permitted: • More reasonable mapping of deep-sea
Neocomian sands of Achimov formation and associated traps and reservoirs based on geoseismic data.
• Confirmation of Neocomian structure clinoform model for West Siberia proposed by A.L Naumov validity
for Achimov formation whose sand beds in the east of West Siberian Basin are of Berriasian age, while central and western sands are Hauterivian- Barremian.
• Occurrence of tectonic Late Cimmerian depressions with substantial Berriasian-Lower Valanginian deposits (up to 300 m thick) and bitumenosity lead to assume internal generation and related REE.
Keywords
West Siberia, geotectonics, sequence stratigraphy, Neocomian stratigraphy, Achimov formation, oil and gas
References
1. Onishchuk T.M., Naumov A.L., Veksler L.A. Korrelyatsiya produktivnykh plastov nizhnego mela vSredneobskoy NGO [Correlation of productive layers of Lower Cretaceous in Sredneobskoye NGO]. Geologiya nefti igaza, 1977, issue 6, pp. 32-37.
2. Reshenie 6-go Mezhvedomstvennogo stratigraficheskogo soveshchaniya po rassmotreniyu iprinyatiyu utochnennykh stratigraficheskikh skhem mezozoyskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri, Novosibirsk, 2003 g. [Decision of the 6th Interdepartmental Stratigraphic Meeting to Consider and Adopt Refined Stratigraphic Schemes of the Mesozoic Deposits of Western Siberia, Novosibirsk, 2003]. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 2004, 114 p.
3. Kislukhin V.I. Istoriko-geologicheskiy analiz formirovaniya i neftegazonosnost' yursko-melovykh otlozheniy severnykh rayonov Zapadnoy Sibiri. Avtoreferat dissertatsii na soiskanie uchenoy stepeni doktora geologo-mineralogicheskikh nauk [Historical and geological analysis of the formation and oil and gas content of the Jurassic-Cretaceous sediments of the northern regions of Western Siberia].
The dissertation author's abstract on competition of a scientific degree of the doctor of geologo-mineralogical sciences. Tyumen: TyumGNGU, 1999, 43 p.
4. Geologicheskiyslovar'. V trekh tomakh. Izdanie tret'e, pererabotannoe i dopolnennoe [Geological dictionary. In three volumes. The third edition, revised and supplemented]. St-Petersburg: VSEGEI, 2010, 1352 p.
5. Saks V.N., Ronkina Z.Z. Yurskiye i melovyye otlozheniya Ust'-Yeniseyskoy vpadiny [Jurassic and Cretaceous deposits of the Ust-Yenisei Basin]. Trudy NIIGA, Moscow: Gosgeoltekhizdat, 1957, V. 90, 231 p.
6. Nezhdanov A.A., Gerasimova E.V., Khaliulin I.I. Osobennosti stroyeniya verkhney yury na severo-zapade Zapadnoy Sibiri [Features of the structure of the Upper Jurassic in the northwest
of Western Siberia]. Aktual'nyye problemy neftegazonosnykh basseynov. Novosibirsk: NGU, 2003, pp. 127-133.
7. Kislukhin V.I. Osobennosti geologicheskogo stroyeniya yurskikh otlozheniy v Nadymskom rayone (Zapadnaya Sibir') [Peculiarities
of the geological structure of the Jurassic deposits in the Nadym District
(Western Siberia)]. Zakonomernosti rasprostraneniya produktivnykh gorizontov v mezozoye tsentral'noy chasti Zapadno-Sibirskoy ravniny. Tyumen': ZapSibNIGNI, 1976, pp. 50-54.
8. Kulakhmetov N.Kh., Kislukhin V.I., Zininberg P.Ya. Litologo-fatsial'noye rayonirovaniye verkhney yury severa Zapadnoy Sibiri kak otsenka osnovy neftegazonosnosti [Lithological and facial zoning of the Upper Jurassic of the north of Western Siberia as an assessment
of the basis of oil and gas content]. Geologiya i otsenka neftegazonosnogo potentsiala Zapadnoy Sibiri. Moscow: Nauka, 1994, pp. 59-72.
9. Belenitskaya G.A. Posledstviya neftyanykh katastrof glazami sedimentologa [Consequences of oil catastrophes through the eyes of a sedimentologist]. Priroda, 2010, issue 2, pp. 25-34.
10. Puchkov V. N. Obrazovanie Uralo-Novozemel'skogo skladchatogo poyasa — rezul'tat neravnomernoy kosoorientirovannoy kollizii kontinentov [The formation of the Ural-Novaya Zemlya folded belt is the result of an unevenly skewed collision of continents]. Geotektonika, 1996, issue 3, pp. 66-75.
ПОЛЕВЫЕ СКЛАДЫ ГОРЮЧЕГО НА БАЗЕ ЭЛАСТИЧНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Удобная транспортировка
Быстрое развертывание
Многократность применения
Условия эксплуатации от -55 до +85°С
Срок эксплуатации 25 лет
ООО НПФ «Политехника»
109316, г. Москва,
ул. Волгоградский проспект,
д. 47, офис 201
+7 (495)783-01-67
www.poli.ru
■ Экологическая безопасность
. __ • ■ Не требуется рекультивация земли
Не подвержены воздействию окружающей среды
Размещение на неподготовленных поверхностях
ГЕОФИЗИКА
УДК 550.3
Опыт внедрения индикаторов притока на Приразломном месторождении для исследования горизонтальных добывающих скважин
О.Н. морозов
главный геолог — заместитель генерального директора1
[email protected] м.А. Андриянов
начальник отдела разработки месторождения и ГТМ1
А.В. Колода
заместитель начальника отдела разработки месторождения и ГТМ1
И.Р. мухаметшин
региональный директор, Россия и СНГ2 [email protected]
м.Т. Нухаев
к.т.н., доцент3
[email protected] А.В. Прусаков
инженер по скважинным технологиям4 [email protected]
1ООО «Газпром нефть шельф», Санкт-Петербург, Россия 2ООО «Ресман Рус», Москва, Россия 3Сибирский Федеральный Университет, Красноярск, Россия 4Resman ДБ, Норвегия
Данная работа описывает опыт компании ООО «Газпром нефть шельф» по внедрению технологии трассерного мониторинга на горизонтальных скважинах Приразломного нефтяного месторождения. В статье представлена технология профилирования притока на основе химических интеллектуальных индикаторов притока, установленных на элементах заканчивания добывающих скважин Приразломного месторождения.
материалы и методы
Для количественной оценки притока флюида по зонам была применена модель вымывания трассерного «заряда» локальным притоком из пласта.
Ключевые слова
мониторинг работы скважины, промыслово-геофизические исследования, горизонтальные скважины, трассерные исследования, профилирование притока
Приразломное нефтяное месторождение — первое месторождение, введённое в эксплуатацию на шельфе Арктики. Оно открыто в 1989 г. и расположено на шельфе Печорского моря в 55 км к северу от материка. Глубина моря в пределах месторождения не превышает 19-20 м. В период 1989-1994 гг. пробурено 5 разведочных скважин, из которых 4 вскрыли продуктивные отложения, а одна была ликвидирована по техническим причинам. Выявленная нефтяная залежь — массивно-пластового типа, тектонически экранированная. В августе 2011 г. установлена морская ледостойкая платформа (МЛСП), которая позволяет осуществлять полный цикл технологических операций. Месторождение введено в эксплуатацию в декабре 2013 г.
Проект разработки включает следующие технологические решения:
• бурение скважин с платформы осуществляется только одной буровой установкой;
• бурение и эксплуатация скважин ведется одновременно;
• принятый диапазон длин горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин— 1000-1500 м;
• все добывающие скважины оборудованы УЭЦН;
• предусмотрено бурение 32 скважин, в том числе 19 добывающих, 12 нагнетательных и 1 специальной нагнетательной скважины для утилизации технологических отходов.
Одной из ключевых задач при разработке Приразломного месторождения стало исследование горизонтальных скважин [1]. Задачи,
стоящие перед промыслово-геофизическими исследованиями в действующих горизонтальных скважинах, включают в себя:
• оценку качества освоения интервалов горизонтальной скважины;
• выделение работающих интервалов, оценку поинтервальных дебитов и состава притока;
• выделение интервалов прорыва воды;
• оценку профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
• определение работоспособности систем заканчивания.
Таким образом, для получения полноценной картины работы горизонтальной скважины требуются не разовые исследования, а серии исследований на протяжении всей жизни скважины. То есть необходимо говорить о системе постоянного мониторинга для возможности оценки эффективности работы горизонтальных скважин [2].
Традиционные промысловые геофизические исследования горизонтальных скважин имеют ряд сложностей, связанных, в первую очередь, со следующими факторами:
• разнообразием способов заканчивания ГС (на данный момент в России внедряются различные системы заканчивания горизонтальных скважин, в том числе, с противопе-сочными фильтрами, заколонными пакера-ми, муфтами ГРП, пассивными устройствами контроля притока, автономными устройствами контроля притока, сдвижными муфтами и др.);
• разнообразием форм траекторий ствола и гравитационным расслоением многофазных
Рис. 1 — Установка полимерных матриц с интеллектуальными индикаторами притока на патрубки Fig. 1 — Installation of polymer matrix with intelligent inflow tracers
