12. ФАЦИАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ ПЛАСТА ЮВ11

Ватьёганское месторождение нефти приурочено к одноимённому куполовидному поднятию, входит в число крупнейших нефтепромысловых объектов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Рассматриваемый продуктивный пласт ЮВ11 принадлежит васюганской свите. Его мощность не превышает 8 м. Коллекторы в составе пласта нередко развиты в виде единичного песчаного слоя мощностью 1,5-5 м., реже 6-6,5 м. Встречаются также в виде нескольких песчаных прослоев (2-3) мощностью 1-3 м. По площади они характеризуются большой протяжённостью и неоднородным распределением фильтрационно-ёмкостных свойств. Это в значительной степени влияет на неравномерное заполнение ловушек углеводородами и формированию залежей с крайне искривлённой плоскостью ВНК. Песчанистость в целом по пласту равна 0,9.
Вследствие общей невысокой разбуренности пласта, границы залежей определены с некоторой условностью. Эту неопределённость можно попытаться преодолеть с помощью фациального анализа отложений, который в настоящее время широко применяется в нефтегазовой геологии, как в период изучения территории, так и на этапе промышленного освоения залежей и месторождения. Генетический подход даёт возможность формализовать свойства геологического пространства и выявить последовательность изменений. Фациальный анализ – один из основных направлений доразведки продуктивных пластов Ватьёганского месторождения, рекомендованный ТКЗ ХМАО и ГКЗ МПР РФ.
В данной статье был проанализирован материал по пласту ЮВ11 скважины №5749 северной части Ватьёганского месторождения. Проводилось независимое определение фации по трём направлениям.
• Определение фации по макроизучению керна. По достаточно чётким фотографиям распиленного керна устанавливались признаки (гранулометрический состав, сортированность, текстура, растительные остатки, парагенезы) и при помощи сводной таблицы диагностических признаков отложений проводилось определение фаций выделенных слоёв (6 слоёв) [1]. В результате, продуктивный слой относится к фации песчано-алевритовых осадков малоподвижного мелководья (макрофация – отложений полуизолированного малоподвижного бассейнового мелководья; подгруппа – мелководно-бассейновая; группа фаций - бассейновая).
• Определение фации по микроизучению шлифа. В основе лежит метод использования гранулометрии песков для фациальных реконструкций. Он заключается в использовании двух коэффициентов – среднего размера Ma и коэффициента сортировки (стандартного отклонения) σ, рассчитанных по данным количественного распределения зёрен по фракциям [3, 5]. На динамической диаграмме Л.Б. Рухина, координаты точки двух коэффициентов (Ma и σ), попали в поле «эоловых песков, характеризующихся сравнительно высокими средними размерами и плохой сортировкой песчаной части осадка». По результатам петрографического анализа, с использованием треугольной диаграммы В.Д. Шутова, это аркозовые песчаники.
• Определение фации по диаграммам ГИС. Для нефтегазовой геологии сегодня реальной является диагностика фаций на основе электрометрических моделей, настроенных на результатах исследования керна. Электрометрические модели фаций представляют собой аномалии кривой ПС определен¬ной формы, образованные рядом элемен¬тов (знак отклонения кривой ПС, кровельная, боковая, подошвен¬ная линии, ширина аномалии и т. д.). Каждый такой элемент выполняет ту же функцию, что и первоначальные признаки при установлении генезиса осадка по естественным обнажениям и керну скважин [4]. По диагностическим признакам, в пласте ЮВ11 установлена фация устьевых баров (группа фаций – устьевых баров и пляжей; комплекс фаций – прибрежно-морской; обстановка осадконакопления – морская). По сводному каталогу реальных ПС-моделей фаций пласт ЮВ11 ближе к трансгрессивной фации – вдольбереговых баров и прибрежных валов (группа фаций – вдольбереговых баров и барьерных островов) [2].
Сопоставив результаты, полученные при определении фаций по макроизучению керна, микроизучению шлифа, диаграммам ГИС. Можно сделать вывод, что результаты фациального анализа по макроизучению керна и диаграммам ГИС близки, схожесть заключается в прибрежно-морском генезисе отложений. По третьему методу определения фации – микроскопическому изучению шлифа, полученные данные резко отличаются от вышеупомянутых. Возможно, это связанно с тем что метод Л.Б. Рухина устарел и не отвечает современным требованиям. Целесообразней использование метода С.М. Пассеги для определения способа переноса в водной среде.
Для более точного определения фации пласта ЮВ11 северной части Ватьёганского месторождения, необходимо проанализировать и сопоставить полученные данные соседних скважин, создать модель площадного распространения пласта ЮВ11, что даст возможность выявить перспективность нефтеносности северной части залежи, которая на данный момент считается бесперспективной.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Алексеев В. П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Северной Евразии). - Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. - 209 с.
2. Ахияров А. В. Электрометрические образы фаций // Геофизика. – 2005. - №6. - С. 30-32.
3. Мизенс Г. А. Изучение осадочных пород в прозрачных шлифах. - Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2006. - 53 с.
4. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел. – литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984. - 259 с.
5. Шванов В. Н. Песчаные породы и методы их изучения (распределение, структуры, текстуры). - Л.: Недра, 1969. - 246 с.

.