Классификация литологических ловушек Западной Сибири. по А.И. Сидоренкову, 1978). Изучением ловушек литологического, структурно-литологического

Таблица 39. Классификация литологических ловушек Западной Сибири (по А.И. Сидоренкову, 1978)

Палеогеографические регионы, зоны, подзоны области, соот-ветствующие генетическим типам ловушек

Морфологические типы ловушек

шнурковые,

полосовидные

шнурковые, полосовидные полосовидные шнурковые,

полосовидные козырьковые, заливообразные, непра-вильно-полосовидные

козырьковые,

заливообразные, непра-вильно-полосовидные

неправильно-

изометричные, козырь-

ковые

шнурковые полосовид-

ные

козырьковые, заливо-

образные, неправильно-

полосовидные неправильно-изометричные козырьковые, заливообразные, непра-вильно-полосовидные

шнурковые полосовид-ные

неправильно-изометричные

Таблица 40 Классификация стратиграфических ловушек Западной Сибири ( по А.И. Сидоренкову, 1978)

Таблица 41 Генетические типы литологически ограниченных природных резервуаров и ловушек. На примере Западной Сибири. (по Сидоренкову А.И., 1978)

Изучением ловушек литологического, структурно-литологического

В стратиграфического типов в Западной Сибири занимались многие иссле-дователи. Прогнозирование их успешно выполнялось с использованием морфологического (от греч. morphe – форма) и генетического (палеогео-графического) методов. Комплексный анализ и морфогенетическая клас-сификация их были выполнены А.И.Сидоренковым (табл. 39, 40, 41)

1988 году была опубликована книга "Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна", написанная коллективом авторов под ре-дакцией М.Я.Рудкевича. Юрско-меловая часть разреза авторами была рас-членена на восемь нефтегазоносных комплексов: нижне-среднеюрский, верхнеюрский (келловей-кимериджский), верхнеберриас-нижневаланжин-ский, верхневаланжинский, нижнеготеривский, верхнеготерив-барремский, аптский и верхне-альб-сеноманский. Они разделены друг от друга регио-нальными и субрегиональными глинистыми покрышками келловейского, титонско-ранне-берриасского, поздне-валанжинского, раннеготеривского, раннеаптского, ранне-среднеальбского и туронского возраста. В качестве нефтегазоносных комплексов были выделены толщи проницаемых пород, достаточно надежно изолированных снизу и сверху глинистыми покрыш-ками, выдержанными на всей площади провинции или значительной ее ча-сти. Авторы придерживаются точки зрения, что содержащиеся в каждом комплексе скопления нефти и газа образованы в процессе катагенеза соб-ственного рассеянного органического вещества и внутрирезервуарной ми-грации и аккумуляции подвижных его компонентов.

Как и любые геологические тела нефтегазоносные комплексы (НГК) характеризуются неоднородностью состава и строения как по вертикали, так и по латерали. Наиболее сложным строением характеризуется нижне-среднеюрский комплекс, сложенный озерно-болотными и речными отло-жениями.

Песчано-алевритовые пласты этого комплекса плохо прослеживают-ся даже в пределах одной площади, имеют низкую пористость и проница-емость. Лучше всех диагностируется и коррелируется пласт Ю1 верхнеюр-ского нефтегазоносного комплекса. Он состоит из мелко-среднезернистых песчаников мелководно-морского происхождения мощностью до 50м, распространен на огромной территории, нефтегазоносен в Среднеобской и Васюганской областях. В Приуральской нефтегазоносной области природ-ным резервуаром для нефти и газа является вогулкинская толща (пласт П1, оксфорд-кимеридж), состоящая из прибрежно-морских песков, гравелитов.

В ракушняков мощностью до 10 - 20м (редко до 80м). Сложное строение имеет пласт-резервуар Ю0 титонско-нижнеберриасского нефтегазоносного комплекса, развитый внутри битуминозных глин баженовской свиты. Кол-лекторскими породами этого резервуара являются трещиноватые, листова-тые аргиллиты. По площади они прослеживаются плохо, мощность их из-меряется долями метра и первыми метрами. Притоки нефти из скважин, находящихся рядом, резко отличаются друг от друга. Площадь распро-странения коллекторских пород баженовского типа контролируется зона-ми повышенного содержания в глинах органического вещества. Промыш-ленная нефтенасыщенность этого резервуара установлена более чем на 50 месторождениях. Основные запасы локализованы на семи крупных место-рождениях: Салымском, Приразломном, Приобском, Правдинском, Верх-несалымском, Среднешапшинском, Малобалыкском. В составе верхнебер-риас-нижневаланжинского комплекса выделяются песчано-алевритовые пласты ачимовской толщи (Ач1, Ач2, Ач3, Ач4), залегающие клиноформно внутри глинистой формации (рис.81). Фильтрационно-емкостные свойства коллекторских пород ухудшаются в направлении к фондоформной части клиноформных пластов и от верхних пластов к нижним пластам. В этом же направлении возрастает остаточная водонасыщенность. Это хорошо видно на примере Западно-Варьеганского месторождения. Невысокие качества коллекторских пород ачимовской толщи объясняются преобладанием в них алевритовой фракции и карбонатностью (1,5-6,1%) цемента.

С плане песчано-алевритовые клиноформные пласты имеют формы линз, полос, вытянутых в северо-восточном направлении (рис.82). В направлении к подножью палеосклона пласты постепенно замещаются алеврито-глинистым шлейфом. В ундаформных частях клиноформ песча-ники хорошо отсортированы, имеют параллельно- и косослоистую тексту-ры, что свидетельствует об их образовании в зоне морского мелководья и вдольбереговых баров. Верхневаланжинский и нижнеготеривский нефтегазоносные комплексы включают в себя шельфовые пласты группы Б, для которых характерна относительно хорошая выдержанность по простира-нию на значительной части провинции. Пласты-резервуары, состоящие в основном из песчаных пород-коллекторов, многократно чередуются с пла-стами -флюидоупорами, состоящими большей частью из глинистых пород. Такое чередование объясняется периодичностью (цикличностью) смены трансгрессивных и регрессивных условий осадконакопления на обширном пространстве мелководного шельфа валанжин-готеривского морского бас-сейна. В состав верхневаланжинского нефтегазоносного комплекса включены пласты БС10 –БС16 Сургутского района, БП7 –БП11 Пурпейского рай-она, БУ10 –БУ16 Уренгойского района, БТ3 –БТ7 Тазовского района, СД6 – СД11 Усть-Енисейского района, НП8 –НП7 Новопортовской толщи. В за-падном направлении, где располагался глубоководный шельф, пласты-резервуары глинизируются, вначале - нижние пласты , а по мере прибли-жения к Ханты-Мансийской и Надымской впадинам заглинизированы и все верхние песчаные пласты (рис.83). К нижнеготеривскому нефтегазо-носному комплексу отнесены пласты БС1 - БС3 Сургутского, БУ1 –БУ9

Уренгойского, БН6 –БН16 Надымского, БП3 –БП6 Пурпейского, БТ1 –БТ2 и АТ11– АТ15 Тазовского районов. В Усть-Енисейском районе в готеривском ярусе выделены пласты СД1 –СД5, на Ямале – НП1 –НП7 . Мощности пес-чаных пластов-резервуаров достигают 30 - 50м. Линии их глинизации про-ходят вдоль западных склонов Сургутского, Пурпейского сводов и Урен-гойского мегавала. Разделяющие их глинистые пласты - флюидоупоры имеют мощность 5-30м, к востоку от Нижневартовского свода опесчанены.

К теряют свои экранирующие свойства. В Среднеобской нефтегазоносной области пласты группы Б насыщены нефтью, а к северу от нее - газокон-денсатом.

Рис. 81.Сейсмогеологический разрез продуктивных отложений нижнего неокома

Сургутского района Западной Сибири (по В.А.Корневу, 1978):

1-отложения средней подсвиты вартовской свиты (баррем);

2-сейсмические отражающие границы; 3-песчаники; 4-алеврито-глинистые отложения;

5-глины; 6-битуминозные глины баженовской свиты (волжский ярус)

Верхнеготерив-барремский резервуар является самым верхним нефте-носным комплексом Западно-Сибирского бассейна. Кровля его в районе Среднего Приобья находится на глубинах 1600-1800м, в Уренгойско-Тазовском районе - 2000-2400м. Выше него нефтяные залежи встречаются лишь эпизодически. Резервуар перекрыт глинистой покрышкой субрегио-нального ранга известной под названием алымской свиты (нижний апт) мощ-ностью до 100м. К северу от Сургутского свода эта покрышка диагностиру-ется менее отчетливо, а в Ямало-Гыданской области она известна под назва-нием нейтинской пачки. В состав верхнеготеривско-барремского комплекса входят пласты АВ1–АВ7 Нижневартовского района, АС4–АС12 Сургутского района, БН1–БН5 Надымского района, ТП17–ТП26 Ямало-Гыданской и СД1– СД4 Усть-Енисейской нефтегазоносных областей. Характерными для этого комплекса являются повышенная песчанистость разреза и низкие качества внутренних покрышек. Этим объясняется отсутствие в этом комплексе зале-жей углеводородов на большинстве месторождений Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей.

Рис.82.Карта прерывисто-линзовидных и полосовидных песчано-алевритовых телачимовской толщи Среднеобской области (Западная Сибирь) (по Е.М. Максимову, 1988):

Суммарные толщины песчано-алевритовых тел в метрах: 1 - свыше 50; 2-от 20 до 50; 3 - от 1 до 20; 4 - от 0 до 1; 5-залежи нефти ачимовской толщи; 6 - изолинии суммарной толщины, скважины, их номера и значения суммарной толщины в метрах

Залежи присутствуют там, где есть качественные покрышки. К ним прежде всего относятся алымская свита в Среднем Приобье и нейтинская глинистая пачка на Ямале. Последняя имеет мощность 20-50м. Пласты-резервуары насыщены нефтью в Среднеобской области, газоконденсатом -

В Ямало-Гыданской области. В Надым-Пур-Тазовской области газоконден-сатные залежи в этом комплексе присутствуют только на некоторых ме-сторождениях: Уренгойском (залежь АУ9), Юрхаровском (залежи АУ1, АУ7), Заполярном (залежь АТ3).

Аптский резервуар формировался в условиях регрессии моря и гос-подства континентальных условий осадконакопления, состоит из песчани-ков и алевролитов, ритмично переслаивающихся с глинами лишь на край-нем севере провинции - на Ямале, Гыдане и Тазовском полуострове. Здесь под глинистыми покрышками газоконденсатные скопления локализованы на многих месторождениях. Нефтяные скопления выявлены на юго-западе провинции - на Красноленинском своде. Покрышкой для залежей служат глины ханты-мансийской свиты (альбский ярус) мощностью 60-180м, об-разованные на этапе новой трансгрессии моря и регионально развитые на западной половине провинции. На восточной половине провинции альб-ский ярус опесчанен, поэтому здесь три яруса образуют единый апт-альб-сеноманский резервуар (комплекс) мощностью 700-1300м.

Рис. 83.Схема корреляции пластов группы БС Салымского и Сургутского районов(Западная Сибирь) по диаграмме ПС стандартного каротажа (по В.А.Корневу, 1979). Пласты глинизируются в западном направлении от нижних пластов к верхним.

Верхнеальб-сеноманский резервуар является самым верхним и по-следним нефтегазоносным комплексом Западно-Сибирской провинции. Он состоит из алеврито-песчаных пород континентального происхождения, надежно перекрыт региональной глинистой покрышкой верхнего мела-палеогена мощностью около 500-600м. Под этой покрышкой на севере провинции локализованы массивные газовые скопления, в том числе ги-гантских и сверхгигантских размеров - Медвежье, Ямбургское, Уренгой-ское, Заполярное. На Тазовском и Русском месторождениях газовые зале-жи имеют оторочки тяжелой нефти.

Выводы:

В Нефтегазоносный комплекс является природным резервуаром ре-гионального ранга, состоит из группы проницаемых пластов, перекрытых сверху непроницаемой региональной покрышкой.

В Нефтегазоносный комплекс является достаточно самостоятель-ным резервуаром, внутри которого происходили собственные процессы накопления рассеянного органического вещества, генерации, миграции и накопления углеводородных флюидов.