Создание секвенс-стратиграфической модели с целью уточнения геологического строения прибрежно-континентальных отложений танопчинской свиты

Введение

Танопчинская свита формировалась в прибрежно-континентальных условиях и обладает сложным геологическим строением. К особенностям такого типа разреза относятся латеральная неоднородность, прослои углей, гидродинамическая несвязность песчаных тел, а также отсутствие уверенных реперных границ по данным сейсморазведочных работ и геофизических исследований скважин. Отложения сформированы в баррем-аптское время и достигают мощности 1000 м в пределах изучаемой территории крупного месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) Российской Федерации. Танопчинская свита является одним из главных резервуаров для добычи углеводородов на севере Западной Сибири. Точность оценки запасов и ресурсов, выбор способа разработки открытых месторождений напрямую зависят от достоверности построенных геологических моделей, поэтому крайне важно использовать современные методы и подходы к изучению особенностей разреза, прогнозу коллекторских свойств и геометризации ловушек углеводородов.

Для восстановления геологической истории формирования отложений применим метод секвенс-стратиграфии (Catuneanu, 2006; Posamentier, Vail, 1988; Plint, Nummedal, 2000). Для уточнения геологического строения танопчинской свиты предлагается использовать основные положения этого метода, таким образом, восстановить историю формирования геологического разреза и сформулировать закономерности образования ловушек углеводородов, характерные для пластов прибрежно-континентального генезиса.

Секвенс-стратиграфические подразделения описываются в дополнении к Стратиграфическому кодексу России (Жамойда и др., 2000), как специальные стратиграфические подразделения, которые применяются для стратиграфического анализа осадочного выполнения бассейнов. Авторами дополнений к стратиграфическому кодексу (Жамойда и др., 2000) отмечается высокая ценность метода секвенс-стратиграфии, заключающегося в высокой прогностической способности обнаружения коллектора.

Ключевыми работами для описания секвенс-стратиграфического метода прибрежно-континентальных отложений можно считать зарубежные работы 90-х годов XX в. (Wright, Marriott, 1993; Shanley, McCabe, 1994; Gibling, Bird, 1994; Miall, 2010). В монографии (Miall, 2010) собраны и обобщены данные, свидетельствующие о высокой степени изученности этого вопроса. Во всех этих трудах секвенсы представляют собой вертикальные последовательности трех системных трактов: LST (тракт падения уровня моря), TS (трансгрессия) и HST (тракт высокого стояния уровня моря).

В статье (Лебедев и др., 2024) приведен пример использования секвенс-стратиграфии для моделирования геологического строения верхней части танопчинской свиты Минховского месторождения, расположенного на севере Западной Сибири. Авторы отмечают возможность использования границ секвенсов, выделенных в скважинах, при дальнейшем изучении методом инверсии волнового поля клиноформных отложений. В работе (Храмцова и др., 2022) отмечена важность выполнения секвенс-стратиграфического анализа для планирования разработки пласта в связи с высокой прогностической способностью итоговой модели.

Анализ опубликованных работ, результаты, полученные в ходе изучения данных на территории исследования, позволили построить секвенс-стратиграфическую модель танопчинской свиты крупного месторождения в ЯНАО. На базе этой модели сформулирован алгоритм построения секвенс-стратиграфической модели, учитывающей особенности седиментации, закономерности размещения залежей углеводородов по разрезу.

Предложенная нами детальная секвенс-стратиграфическая модель формирования прибрежно-континентальных отложений (рис. 1) является частью системы секвенса клиноформных отложений, детально описанных в работах основоположников теории секвенсной стратиграфии (Catuneanu, 2006; Posamentier, Vail, 1988; Plint, Nummedal, 2000). Модель включает в себя все основные элементы системы секвенса (табл. 1) и отражает последовательность седиментации.

Заметим, что для прибрежно-континентальных отложений характерно отсутствие системного тракта FSST, в это время на территории развивается обширная субэаральная эрозия, идет образование врезов, что приводит в последующем к заполнению их отложениями системного тракта LST и стратиграфическому несогласию.

Перечислим основные положения, применяемые при построении модели (рис. 2):

1. для разделения на системные тракты используются поверхности MFS и SU/SB;
2. для разделения на пласты используются поверхности MFS, SB/SU и TS;
3. системный тракт LST может выпадать из разреза скважин (в присклоновой части формируется полный разрез, в континентальной части только заполнение врезов);
4. поверхность SU есть всегда между системными трактами TST и HST (кровля HST);
5. в прибрежно-континентальной части, расположенной на отдалении от склоновой части, системный тракт TST формирует побережье (соответствует опесчаниванию региональных глинистых пачек)

Материалы и методы

Танопчинская свита согласно стратиграфическим схемам (Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания…, 2004) сформирована в баррем-аптское время. Территориально район изучения относится к Ямало-Гыданскому (берриас – ранний апт) и Полуйско-Ямало-Гыданскому (поздний апт) фациальным районам. Локально для территории характерно развитие глинистых пачек, которые могут быть уверенно прослежены по сейсмическим и скважинным данным: нейтинская, нижнеалымская, тамбейская (рис. 3). Глинистые пачки перекрывают песчаные отложения пластов ТП1–ТП13, ТП14–ТП17, ТП18–ТП19, ТП20–ТП23, ТП24–ТП26.

Для детального изучения геологических особенностей отложений выполнен фациальный анализ керна (870 м в 3 скважинах). На основе этих данных в 288 скважинах выполнена интерпретация данных ГИС (геофизических исследований скважин) с выделением фациальных обстановок.

На рис. 4 приведен пример типового разреза прибрежно-континентальных отложений и алгоритм принятия решений при выделении фаций.

При анализе керна удалось установить значимые секвенс-стратиграфические границы: трансгрессивная поверхность, субаэральная эрозия и поверхность максимального затопления. На рис. 5 приведены примеры выделенных границ в керне скважины. С помощью этих границ достоверно установлены секвенс-стратиграфические подразделения, которые транслированы на все скважины с помощью дерева решения прогноза фациальных ассоциаций по ГИС. После уточнения границ основных поверхностей в керне выполнена поскважинная корреляция по выбранному алгоритму построения секвенсной модели согласно рис. 2 с учетом следующих особенностей по данным ГИС:

– поверхность MFS связана с максимальным затоплением, что хорошо коррелируется по максимальному значению гамма-каротажа (ГК), каротажу потенциала собственной поляризации (ПС) и нейтронному каротажу;

– поверхность TS – следующий наиболее выдержанный маркер – соответствует повышению глинистости на кривых ГК;

– поверхность SB – подошва врезанной долины или комплекса речных каналов – соответствует резкой горизонтальной линии на кривых ГК и ПС с понижением значений;

– поверхность SU – коррелятивная поверхность SB в районах отсутствия врезов.

На рис. 6 приведен пример схемы корреляции с выделенными границами пластов, основными поверхностями и системными трактами секвенс-стратиграфической модели.

В теории секвенс-стратиграфии выделенные пласты – это фациальные серии с повторяющимся набором фациальных ассоциаций, определенных на керне (Лебедев, 2018). Группа пластов, заключенная между поверхностями SU/SB и MFS, TS, будет являться системным трактом, полный набор системных трактов TST, LST, HST – одним секвенсом (между поверхностями MFS). При этом стоит отметить, что секвенсы имеют разный порядок, выделенные по скважинам в нашей работе можно отнести к III порядку. По данным (Лебедев и др., 2023), где систематизированы работы других авторов (Miall, 2010; Catuneanu, 2019), клиноформы нижнего мела как геологические тела, ограниченные кровлями маркирующих глинистых пачек, аналогичны секвенсам III порядка.

В настоящей работе выделенные секвенсы в прибрежно-континентальной части клиноформы хорошо сопоставляются с группами пластов, залегающих между глинистыми пачками, что подтверждает наши выводы (рис. 3). Секвенсы III порядка в данном случае сопоставляются с разрешающей способностью сейсморазведки, что является определяющем в геологическом моделировании, так как позволит перейти к построению 2D- и 3D-моделей с использованием данных в межскважинном пространстве.

Обсуждение результатов

На основании прослеженных границ пластов по данным скважин сформирован геостатистический разрез, отражающий опесчанивание разреза, а также долю газонасыщенных толщин для каждого пласта в целом по всему месторождению. Эти данные сопоставлены с границами выделенных системных трактов и секвенсов (рис. 7).

Нижние пласты ТП25–ТП26 соответствуют подтамбейскому резервуару, сформированному между арктической и тамбейской пачками глин (К1b). На момент завершения формирования подтамбейского резервуара на территории месторождения существовала обстановка осадконакопления дельтовой равнины. Основной источник сноса расположен на юго-востоке, направление транспортировки материала северо-западное. Согласно секвенс-стратиграфическому анализу подтамбейский резервуар сформирован в один цикл, максимальная поверхность затопления соответствует кровле пласта ТП25.

На момент завершения формирования тамбейского резервуара на территории месторождения преобладали условия прибрежной равнины, временами заливавшейся морем с флювиальными и приливными дельтами. Основной источник сноса расположен на юго-востоке, направление транспортировки материала северо-западное. Согласно секвенс-стратиграфическому анализу поверхность максимального затопления соответствует кровле пласта ТП17. Пласты ТП21–ТП23 сформированы с влиянием врезанных долин системного тракта LST. Песчаные отложения представлены дельтовыми распределительными каналами. Тип отложений зависит от существующей палеогеографической обстановки на момент формирования пластов и преобладающего воздействия процессов (волновых либо русловых).

На момент завершения формирования викуловского резервуара фациальная обстановка соответствовала условиям осадконакопления прибрежной равнины, временами заливавшейся морем. Основной источник сноса расположен на юго-востоке и северо-востоке, направление транспортировки материала северо-западное и западное. Согласно секвенс-стратиграфическому анализу викуловский резервуар сформирован в четыре крупных цикла, выделено четыре поверхности затопления, между которыми фиксируются отложения высокого и низкого стояния уровня моря.

Пласты ТП14–ТП15, ТП11–ТП12, ТП5–ТП9 и ТП2–ТП3 сформированы с влиянием врезанных долин системного тракта LST. Песчаные отложения представлены руслами с влиянием приливно-отливных процессов.

На основе полученной секвенс-стратиграфической 1D-модели сделаны следующие выводы:

• верхнемеловой интервал танопчинской свиты сформирован в шесть крупных циклов;
• основные зоны нефтегазонакопления находятся вблизи трансгрессивных поверхностей, что объясняется наличием хорошей покрышки;
• наиболее мощные коллектора соответствуют отложениям эрозионных врезанных долин системного тракта LST в связи с высокой динамикой осадконакопления, согласно циклической модели на изучаемой территории приурочены к пластам ТП21–ТП23, ТП14–ТП15, ТП11–ТП12, ТП4–ТП5, ТП2;
• врезанные долины могут пересекать согласные границы отложений HST, образуя единый резервуар, что необходимо учитывать при моделировании.

Заключение

В рамках настоящей работы нами:

• дан анализ опубликованных работ, выбраны подходящие методики и выполнена адаптация их к исследуемому фактическому материалу;
• исследованы региональные особенности строения танопчинской свиты крупного месторождения в ЯНАО, стратификация разреза;
• проведен анализ данных керна и ГИС по 64 поисково-разведочным скважинам, 224 скважинам эксплуатационного фонда в пластах ТП1–ТП26;
• сформулирован алгоритм построения секвенс-стратиграфической модели, учитывающей особенности седиментации, выявлены особенности формирования песчаных тел для всего мелового разреза.
• выполнена корреляция всех скважин в интервале танопчинской свиты (пласты ТП1–ТП26) с определением фациальных обстановок и основных поверхностей смены режима осадконакопления (поверхности затопления, эрозионных врезов, трансгрессивных поверхностей);
• с учетом корреляции пластов по всему скважинному фонду построен геостатистический разрез и выделены секвенс-стратиграфические подразделения, характеризующие пласты танопчинской свиты;
• секвенс-стратиграфическая 1D-модель по скважинам проанализирована на предмет основных зон накопления углеводородов с учетом открытых залежей, сформулированы закономерности их размещения по разрезу.

Таким образом, на основе анализа всех исходных данных можно сделать несколько основных выводов. Использование секвенс-стратиграфического подхода к корреляции пластов обеспечивает систематизированное выделение основных зон нефтегазонакопления. Объединение генетически связанных слоев в единый пласт позволяет достоверно прогнозировать распространение песчаных тел при дальнейшем моделировании пласта. Границы выделенных секвенсов тождественны региональным глинистым пачкам, что позволяет корректно выполнять увязку с сейсмическими данными. Прослеживание отражающих горизонтов с одновременным выделением всех элементов секвенса повышает качество итоговой модели, поскольку все стратиграфические особенности формирования пластов учитываются на этапе построения структурного каркаса.

Рекомендуется при построении геологических моделей всегда начинать с выявления основных типов вертикального напластования осадочных толщ, для того чтобы установить положение секвенс-стратиграфических поверхностей и системных трактов в разрезе. Выполненная таким образом корреляция сможет обеспечить высокую детальность итоговой модели, снизить риск пропуска ловушек, упростить выбор аналогов для оценки ресурсного потенциала.