Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения и нефтегазоносность Тевлинско-Русскинского месторождения 8
1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения 9
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 11
1.3 Тектоника
1.3.1. Общие сведения о тектоническом строении района 21
1.3.2. Морфология основных литолого-стратиграфических комплексов по геолого-геофизическим материалам
2. Представления о геологическом строении продуктивного горизонта БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождения 38
3. Методические подходы к обоснованию влияния разломной тектоники на условия залегания васюганского пласта ЮС1а На Грибном месторождении 48
4. Методические подходы к обоснованию влияния разломной тектоники на условия залегания нижнемеловых отложений горизонта БС102+3 Тевлинско-Русскинскогоместорождения 54
4.1 Детальная корреляция разрезов скважин 54
4.2 Выявление различных типов разреза на основе детальной корреляции разрезов скважин 60
4.3 Обусловленность различных типов разреза разломно-блоковой тектоникой и ее влияние на строение залежей нефти в нижнемеловых отложениях на основе детальной корреляции разрезов скважин 67
4.4 Сопоставление результатов детальной корреляции разрезов скважин с данными сейсмических исследований 75
4.5 Определение границ распространения пластов и их коллекторов продуктивного горизонта БС102+3 80
4.6 Анализ влияния блоковой тектоники на распределение фаций 88
4.7 Обоснование разрывных нарушений по данным гидродинамических исследований 96
4.7.1 Результаты анализа индикаторных исследований на Тевлинско-Русскинском месторождении 96
4.7.2 Результаты анализа гидропрослушиваний скважин на Тевлинско-Русскинском месторождении
4.8 Сопоставление полученных результатов с исследованиями В.Е. Андреева, Д.Ю. Чудиновой и других [1, 63] на предмет эффективного применения ГРП неокомских отложений 109
4.9 Сопоставление сети разрывных нарушений со схемой рек в современном плане 112
Заключение 113
Библиографический список использованной литературы 114
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Морфология основных литолого-стратиграфических комплексов по геолого-геофизическим материалам
- Выявление различных типов разреза на основе детальной корреляции разрезов скважин
- Определение границ распространения пластов и их коллекторов продуктивного горизонта БС102+3
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В пределах исследуемой площади доюрские породы вскрыли три скважины: 153-KOG, 114RS и 50RS. Вскрытая толщина отложений составила соответственно 414 м, 393 м и 570 м.
По данным керна согласно данным отчета по Уточнению геологической модели, пересчету запасов... [49] доюрский комплекс в скв. 50RS представлен сверху вниз туфоаргиллитами черными, хрупкими, плитчатыми; туфопесчаниками серыми, зеленовато-серыми; туфом серым, зеленоватым; брекчиевой лавой светло-серой, зеленоватой, массивной; порфиром серым от массивного до выветрелового; брекчией пестрой; туффитами черными, массивными; туфолавой порфиритов серо-зеленой, массивной; туфом зеленовато-серым, крепким, плотным; порфиритами розовато-коричневыми, серыми, с фиолетовым оттенком, красновато-бурыми, зеленовато-серыми, фиолетово-коричневыми.
В скв. 114RS доюрский комплекс представлен миндалекаменными базальтами, базальтовыми порфиритами, прорванными в нижней части дайками диабазов. Кроме базальтовых порфиров здесь встречены прослои туфов и туффитов, в которых преобладают обломки вулканического стекла и частицы пепла, в меньшей степени – литокласты порфиров и туфоаргиллитов.
Данные о доюрских отложениях в скв. 153-KOG отсутствуют.
По имеющимся сведениям доюрский комплекс на соседних площадях представлен довольно разнообразными породами: скв. 151 Конитлорская (миндалекаменные базальты), скв. 161 Когалымская (базальты, порфириты), скв. 41 Повховская (порфиры), скв. 52 Ягунская (песчаники, аргиллиты), скв.105 Больше-Котухтинская (глинистые сланцы), скв. 182 Вать-Еганская (известняки, терригенные породы).
Довольно часто доюрские породы подвергались активному воздействию постседиментационных преобразований: кальцитизации, окремнению. Отмечается интенсивная трещиноватость пород, трещины преимущественно субвертикальной и наклонной ориентировки, подавляющая часть их заполнена кальцитом. В доюрских отложениях в Когалымском районе, как правило, отмечается развитие коллекторов сложного типа - каверно-порово-трещинных. Толщина коры выветривания по данным скважин составляет 5-14 м. По данным калий-аргонового метода возраст этих пород датируется как триасовый. Доюрские образования с угловым и стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы. С кровлей доюрского комплекса отождествлен отражающий горизонт А. Мезозойская группа (MZ) Юрская система Отложения юрского возраста представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. В их составе по данным отчета по Уточнению геологической модели, пересчету запасов... [49] выделяются горелая, тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты.
Горелая свита (J1p-J1t) выделяется в основании осадочного чехла в составе нижнего отдела. На Тевлинско-Русскинском месторождении ее разрез вскрыт скважиной 114Р-СИ и 50П-ЗТ. Литологически по керну из скважины 50П-ЗТ она представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов и их тонким переслаиванием. Песчаники серые, светло-серые, в основном мелкозернистые на глинистом и глинисто-карбонатном цементе с различного типа слоистостью, слабопроницаемые. Аргиллиты серые и темно-серые, тонкотмученные и алевритистые, массивные, плитчатые, с углефицированными остатками растений.
С кровлей свиты отождествляется отражающий горизонт «Т10». По характеру изменения временного интервала на сейсмических разрезах между ОГ «А» и ОГ «Т10» можно говорить о компенсационном характере осадконакопления разреза свиты, связанного с заполнением и выравниванием рельефа от фундамента. В связи с этим в отложениях свиты возможно присутствие ловушек литолого-стратиграфического типа.
Общая толщина отложений горелой свиты по данным сейсморазведки изменяется от 50 м до 240 м.
Тюменская свита (J2a-J3k1) выделяется в основном в составе отложений среднеюрского возраста. Отложения свиты вскрыты на глубинах 2800-2950 м. Литологически они представлены неравномерным чередованием и переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, алевритистые, плотные, крепкие, с тонкими пропластками углистого материала, что обуславливает в породе горизонтально-волнистую слоистость. Алевролиты от светло-серых до темно-серых, кварцево-полевошпатовые, известковистые, с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Аргиллиты темно-серые с коричневатым оттенком и черные, плотные, крепкие, с полураковистым, неровным изломом, с включениями конкреций рассеянного пирита.
Текстурными особенностями свиты является развитие различных типов волнистой, косой, перекрестной слоистости, наличие в некоторых случаях прослоев углей. Описываемые отложения характеризуются богатым спорово-пыльцевым комплексом. К кровле свиты приурочен сейсмический горизонт «Т».
Нефтегазоносность отложений тюменской свиты связана обычно с верхним в ее разрезе горизонтом ЮС2. На месторождении выявлено крупное по площади скопление нефти в пластах ЮС21 и ЮС22, которое является продолжением единого нефтеносного поля Русскинского месторождения.
Вскрытая толщина отложений тюменской свиты в скважинах составляет 50-130 м, только в скважинах 114Р-СИ и 50П-ЗТ вскрыт ее полный разрез, составивший 253 м и 257 м, соответственно. По материалам сейсморазведки толщина комплекса пород между отражающими горизонтами «Т» и «Т10» составляет 200-260 м.
Васюганская свита (J3k-o) вскрыта всеми пробуренными скважинами на глубинах 2765-2848 метров. По характеру своего строения свита подразделяется на две подсвиты.
Нижняя подсвита, представлена аргиллитами серыми, темно-серыми почти черными, слюдистыми, средней крепости, неоднородными. Для толщи характерны прослои алевролитов, иногда песчаников, образующих неправильную линзовидную слоистость. Встречаются включения пирита и мелкорассеянного углистого детрита. Верхняя граница нижневасюганской подсвиты проводится условно по кривой кажущегося сопротивления, на которой выделяется пачка с повышенным сопротивлением. К этой границе в разрезах, охарактеризованных фауной, приурочена смена келловейских комплексов фораминифер и аммонитов оксфордскими.
Верхняя подсвита сложена песчано-глинистыми осадками с преобладанием песчаных разностей.
Песчаники от светло-серых до темно-серых, мелко-, средне-, разнозернистые, средней крепости, слюдистые, с горизонтальной, пологоволнистой слоистостью, монолитные, на глинистом и карбонатном цементе. Наблюдаются включения рассеянных обуглившихся растительных остатков, а также редкие включения углистого детрита. Алевролиты светло-серые, серые, темно-серые до черных, за счет сильного обогащения углисто-растительным детритом. Среднезернистые, разнозернистые, крепкосцементированные, слюдистые, наблюдаются глинистые, слабоизвестковистые разности, с многочисленными намывами растительного детрита и чешуек слюды, подчеркивающих полого-волнистую структуру породы. Аргиллиты от серых до буровато-черных, алевритистые, слюдистые, крепкие, горизонтально- и косоволнисто-слоистые за счет тонких прослоев песчаника, с полураковистой поверхностью излома, на которой отмечается растительный детрит и остатки обугленных стеблей растений. Встречаются линзы и вкрапления мелкозернистого пирита, единичные прослои известковистого материала.
Морфология основных литолого-стратиграфических комплексов по геолого-геофизическим материалам
На современной тектонической карте, составленной под редакцией В.И. Шпильмана (рисунок 1.5), месторождение располагается в пределах восточной части Когалымской вершины на северо-востоке Сургутского свода Среднеобского геоблока, осложненного структурами второго порядка. Группа локальных поднятий III порядка таких, как Русскинское, Сорымско-Иминское, Западно-Иминское, Сорымское, Западно-Тевлинское и Тевлинское, условно объединяется в Тевлинско-Русскинскую зону и в совокупности представляет собой вал субмеридионального направления. На севере этот вал, заканчивающийся Тевлинским локальным поднятием, ограничен Имилорским прогибом широтного направления, на юге, за Русскинским локальным поднятием, ограничен Савуйской седловиной. На востоке, Тевлинско-Русскинская зона отделяется слабо выраженным прогибом от Когалымской группы поднятий. На западе поднятия Тевлинско-Русскинской зоны ограничены Тончинским прогибом, на северо-западе сочленяются с Конитлорской террасой.
Таким образом, на тектонической карте по мезокайнозойскому чехлу Тевлинско-Русскинская группа поднятий вместе с Когалымской образуют две структурные дуги субмеридионального направления, названных Когалымской вершиной, которая с запада и с востока ограничена такими же вытянутыми в субмеридиональном направлении отрицательными структурами, а с юга и с севера прогибами субширотного простирания. Рисунок 1.5. Cургутский свод. Фрагмент тектонической карты. (Под ред. В.И. Шпильмана, 2000 г.)[62] 1.3.2. Морфология основных литолого-стратиграфических комплексов по геолого-геофизическим материалам
Сейсмогеологическая характеристика площади и разреза в пределах Тевлинско-Русскинского месторождения приводится согласно выполненным ООО “Компания Дружба-инжиниринг” исследованиям по обобщению, переобработке и переинтерпретации геолого-геофизических материалов работ по территории Северо-Конитлорского, Северо-Кочевского, Северо-Когалымского и Тевлинско-Русскинского месторождений [56]. Эти исследования включали переобработку сейсмических данных 2Д с/п 15/96, 15/97, 15/98 ОАО «Башнефтегеофизика», с/п 71/85, 14/85 ОАО «Ханты-Мансийскгеофизика» в объеме 2606 пог. км и 96 км2 материалов 3Д сейсморазведки, проведенной с/п 16/90 и 16/91. Для выполнения комплексной интерпретации были привлечены в целом 3770 пог. км съемки 2Д и 576 км2 сейсморазведки 3Д, материалы ГИС по 166 скважинам и данные ВСП.
Привязка отраженных волн к геологическому разрезу скважин. Началу совместной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС предшествует этап увязки материалов каротажа и временных разрезов. Приведение разной информации к единой шкале измерения необходимо для определения местоположения как опорных, так и целевых геологических горизонтов (пласт, свита) на сейсмических разрезах.
Увязка конкретного геологического тела, выделенного по данным промыслово-геофизических исследований, с отражающим горизонтом временного разреза позволяет проследить его латеральное распространение, изучить изменение его формы, а при благоприятных условиях и его петрофизических характеристик [56].
Исходной информацией этапа увязки являются данные ВСП, акустического и плотностного каротажей, временные разрезы.
С целью идентификации сейсмических отражений с геологическими объектами создавались сейсмогеологические (геоакустические) модели скважин, находящиеся на изучаемой площади. Для получения геоакустических моделей в работе использовалась внесистемная программа «ГИС-геоакустическая модель». В ней геоакустическая модель разреза скважины может содержать неограниченное количество кривых ГИС, в том числе и (синтетических) кривых ГИС, характеризующих пористость, глинистость, проницаемость и нефтегазонасыщенность пластов и, дополнительно к этому, кривые пластовых скоростей, акустического импеданса, последовательность коэффициентов отражений. При совместном использовании с программой «Синтетика» и синтетические сейсмограммы, рассчитанные по данным ГИС. Программа «ГИС-геоакустическая модель» интегрирует подаваемые на вход данные и трансформирует их из функции глубины скважины в функцию сейсмического двойного вертикального времени Т0 [56].
С использованием программы «ГИС – геоакустическая модель» в ООО “Компания Дружба-инжиниринг” обработаны материалы 60 скважин, расположенных на изучаемой территории.
Для оценки формы импульса проводилось сопоставление сейсмической трассы с трассой коэффициентов отражения по 5 скважинам. Расчетные импульсы получились практически симметричные с небольшим фазовым сдвигом.
С использованием вертикального годографа по каждому участку, все имеющиеся в проекте данные по скважинам были переведены во временную область и использовались для привязки отражений. Эти же данные применялись для расчета интервальных скоростей, на которых основывались построения структурных карт.
Отмечено, что качество сходства реальной и синтетической трасс по всему разрезу неодинаково, но акустическая модель после ее коррекции вертикальным годографом и привязки к кровле баженовской свиты вписывается в сейсмические данные с хорошим совпадением верхнего опорного отражения горизонт «Г» – кровля покурской свиты, кровля сеномана.
В результате выполненных исследований сейсмогеологический разрез территории был представлен следующими отражающими горизонтами в привязке к литолого-стратиграфическим комплексам: А – поверхность доюрского основания; Т10 – отражающий горизонт в низах юрских отложений; Т(Ю2) – кровля тюменской свиты; Ю1 – отражающий горизонт, приуроченный к кровле пласта Ю1; Б – кровля баженовской свиты; Sаr – подошва сармановской пачки глин; НБС010 – кровля пласта БС100, подошва чеускинской пачки сортымской свиты; НБС102, НБС11а, НБС11б, НБС16, НБС18, НБС20, НБС21, – отражающие горизонты в клиноформном комплексе; М1 – кровля песчаников алымской свиты аптского яруса (подошва кошайской пачки глин); G(Г) – кровля покурской свиты алымского и сеноманского ярусов.
Выявление различных типов разреза на основе детальной корреляции разрезов скважин
В административном отношении Грибное месторождение нефти расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в зоне сочленения Сургутского и Вартовского нефтегазоносных районов, где промышленная нефтеносность установлена по всему разрезу меловых и юрских отложений. Месторождение представлено Грибной и Восточно-Грибной структурами, объединенными на севере в единую залежь. На каждой из структур по результатам предыдущих работ предполагалось наклонное положение водонефтяного контакта до 40 м и более м на 10 км месторождения по длинной оси, которое вызывало сомнения у многих геологов и требовало тщательного изучения.
Для выяснения особенностей геологического строения горизонта ЮС1 была выполнена детальнейшая корреляция разрезов скважин с применением программного комплекса «AutoCorr».
Для этого был создан проект, в котором использовались все 212 скважин, пробуренные на месторождении. В качестве основных были выбраны методы ГИС: ПС (метод собственной поляризации), ПЗ (потенциал-зонд), ГЗ (градиент-зонд), ИК (индукционный каротаж), НГК (нейтронный гамма каротаж) и ГК (гамма-каротаж). Выбор этих методов ГИС обусловлен их наибольшей информативностью, качеством и наличием в большинстве скважин [18].
На Грибном месторождении в результате детальной корреляции скважин было установлено, что разрез скважин в пределах верхнеюрских отложений претерпевает изменения по площади месторождения. При этом скважины с одинаковыми типами разреза группируются в локальные зоны. Всего было выделено 7 типов разреза, каждый из которых обусловлен блоковыми движениями по разломам, которые обусловили не наклонное, а ступенчатое, связанное с блоками, изменение отметок ВНК (рисунок 3.1, 3.2). Типы разрезов
Подтверждением блокового строения Грибной и Восточно-Грибной структур явились гидродинамические исследования. Их результаты позволили объективно установить наличие разрывных нарушений между скважинами, расположенными по разные стороны от разрывного нарушения при проведении трассерных исследований (рисунок 3.3.). Рисунок 3.3. Результаты гидродинамических исследований скважин №1224 и 1234, 930 и 929 [17]
На рисунке 3.4, а и б показаны тектонические нарушения, выявленные на основании детальной корреляции и гидродинамических исследований. На схему также нанесены те скважины, по которым было выполнено гидропрослушивание (рисунок 3.4, б). Разрывные нарушения, выявленные: по результатам детальной корреляции разрезов скважин, обозначены красным цветом, на основе гидродинамических исследований - серым цветом. При сопоставлении этих систем нарушений (рисунок 3.4, в) видно, что в целом ряде случаев разрывные нарушения, установленные по данным детальной корреляции и гидропрослушиваний скважин, совпадают.
Таким образом, гидродинамические исследования в комплексе с выполненным анализом детальной корреляции скважин явились подтверждением блокового изменения положения водонефтяного контакта в залежи горизонта ЮС1а на Грибном месторождении (рисунки 3.5-3.6). Рисунок 3.5 Схемы обоснования ВНК васюганского пласта ЮС1а на западной структуре с учетом блокового строения
Детальная корреляция разрезов скважин является основным методом изучения внутреннего строения недр, построенным на принципе сопоставления разрезов скважин c целью выделения и прослеживания по площади одноименных комплексов, горизонтов, пластов-коллекторов и непроницаемых прослоев между ними. Этот метод позволяет выяснить условия залегания продуктивных горизонтов, степень постоянства толщины и параметров, выявить пути фильтрации флюидов.
Для того, чтобы выяснить особенности геологического строения горизонта БС102+3 на Тевлинско-Русскинском месторождении, был создан проект, в котором использовались данные по всем 2,5 тыс. пробуренным скважинам.
Поскольку разрез скважин в пределах горизонта БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождения также сильно изменчив по площади, изучение геологического строения горизонта БС102+3 выполнялось по аналогичной схеме, что и на Грибном месторождении [18].
Для проведения исследований использовались все скважины, пробуренные на месторождении. В качестве основных были выбраны следующие методы ГИС: PS (метод собственной поляризации), PZ (потенциал-зонд), GZ (градиент-зонд), IK (индукционный каротаж), NGK (нейтронный гамма каротаж) и GK (гамма-каротаж). Выбор этих методов ГИС обусловлен их наибольшей информативностью и наличием в большинстве скважин.
На первом этапе осуществлялась парная корреляция разрезов всех 2,5 тысяч скважин в автоматическом режиме. На втором - в интерактивном режиме прослеживались все стратиграфические границы в изучаемом разрезе.
Для выполнения парной автоматической корреляции каротажные данные в виде las-файлов были загружены в программный комплекс «Autocorr». В соответствии с используемым в нем алгоритмом все скважины изучаемого месторождения были объединены в триангуляционную сеть. Благодаря оптимальному подбору параметров корреляции, средняя ошибка автоматической корреляции в триангуляции по всему проекту не превышала 1,5 метров. Однако значительная сложность объекта в связи с выклиниванием пластов и их литолого-фациальной изменчивостью потребовала существенных объемов работ по прослеживанию границ пластов в интерактивном режиме. Учитывая особенности залегания пластов горизонта БС102+3 корреляция разрезов скважин осуществлялась с самой крайней северо-восточной скважины №5647 по профилю из скважин (№№ 5647, 5625, 9830, 9787, 9798, 6111, 7022, 7021, 7047, 7073, 7072, 6132, 6131, 7095, 7121, 7120, 7147, 7146, 6158, 7173, 7201, 7229, 6198, 7257, 7285, 7314, 6239, 7342) вниз вплоть до скважины №7342.
Корреляция велась по взаимно перпендикулярным направлениям с северо-востока на юго-запад и с юго-востока на северо-запад, что позволило учесть особенности изменения пластов, их толщин и границ выклинивания, а также литолого-фациального замещения по всей изучаемой площади (рисунок 4.1). Между этими линиями все скважины были также откоррелированы.
Определение границ распространения пластов и их коллекторов продуктивного горизонта БС102+3
На основе комплексного анализа результатов детальной корреляции разрезов скважин и данных сейсмических исследований установлено, что определяющим фактором при формировании пластов горизонта БС102+3 является влияние разломно-блоковой тектоники. Различная скорость погружения блоков обусловила различные толщины одноименных отложений в смежных блоках.
Малоамплитудные разрывные нарушения можно выявить в результате детальной корреляции, так как величина подобных нарушений ниже разрешающей способности сейсмических исследований, например, порядка 20 м для глубин 2000 м.
Наличие разломов позволяет рассматривать их в качестве тектонических экранов, поскольку в результате трения поверхностей в приразломной зоне образуется «глинка» милонит, которая сама может служить тем самым экраном. Данная глина прошла стадию метаморфизации под влиянием высоких температур от трения соседних блоков. Учитывая чрезвычайную длительность и медлительность процесса формирования скопления нефти в ловушках с очень незначительными углами наклона и отсутствием перепада давления в разных частях залежи, даже незначительного препятствия вполне достаточно, чтобы экранировать латеральную миграцию нефти.
В своих работах, связанных с оценкой проницаемости разрывных нарушений, А.А. Шпиндлер и другие [61] проанализировал и подобрал оптимальные методики, которые позволяют количественно охарактеризовывать проницаемость разрывных нарушений. Такой подход может проверяться трассерными исследованиями, подтверждающими или отрицающими влияние разломов.
Данное направление является достаточно важным и при хорошей проработке методик для определенных типов месторождений может быть использовано как основание для применения трассерных исследований, как фактического подтверждения проницаемости разлома.
В результате анализа разнообразных источников литературы, как зарубежных, так и отечественных, авторами было выбрано 4 методики оценки проницаемости разрывных нарушений, такие как, SGR (shale gouge ratio), ESGR (effective shale gouge ratio), CSP (clay smear potential) и смешанный метод, который позволяет включать в расчет различные комбинации предыдущих [61]. В основе каждой методики лежит тот факт, что существует некая зависимость между проницаемостью разрывного нарушения и количеством так называемой «глинки трения» на плоскости сместителя, которая присутствует в зоне разлома (рисунки 4.20, 4.21).
В качестве основных практических выводов, полученных при изучении сейсмических данных, геологической модели и анализе чувствительности на конечный результат, авторами было установлено: -разломы не проницаемы при смещении более чем на 6 м; -разломы полупроницаемы при смещении от 2 до 6 м; -разлом полностью проницаем при смещении менее 2 м. Чем больше амплитуда разлома, тем сильнее сила трения между соприкасающимися поверхностями, тем больше толщина слоя «глинки» милонита, тем прочнее экран и менее проницаем разлом. Помимо блокового строения горизонта в переделах выделенных блоков можно наблюдать клиноформное залегание пачки 8 и пласта БС102+3/1. Как было установлено И.С. Гутманом [15], клиноформы также являются отражением пликативных тектонических процессов, поскольку формирование каждой из пачек клиноформы обусловлено разноскоростным прогибанием в один и тот же временной интервал, тогда как блоки – разноскоростным погружением по разломам.
Наглядным примером клиноформного залегания является пласт БС102+3/1 в пределах блоков в направлении с запада на восток по линии скважин №№ 7326, 6264, 6265, 6266 (рисунок 4.22). Рисунок 4.22 Клиноформное залегание пласта БС102+3/1 по линии скважин №№7326, 6264, 6265, 6266. Приведение клиноформной пачки (пласта БС10 2+3/1) к одной толщине. Звездочкой обозначена скважина, к толщине которой приводились толщины остальных скважин. Для выяснения связи формирования клиноформных пачек с тектоникой используется такой прием, как приведение толщин той или иной пачки в скважинах к одной толщине [15]. После приведения пласта БС102+3/1 к одной толщине в скв. №9010 видно, что пласт представлен теми же элементами и полностью повторяет строение во всех скважинах.
В результате детальной корреляции более чем 2500 скважин определены границы распространения общих толщин и коллекторов каждого из выделенных пластов горизонта БС102+3. На рисунке 4.23 представлена схема детальной корреляции в направлении с запада на восток, где можно проследить особенности залегания каждого из них. Рисунок 4.23 Залегание продуктивных пластов БС102+3/1, БС102+3/2, БС102+3/3, БС102+3/4 и БС102+3/5 в пределах горизонта БС102+3 на схеме детальной корреляции в направлении с запада на восток. Пласт БС102+3/1 развит практически по всей территории месторождения (рисунок 4.24, а). В восточной и северо-восточной частях средние значения общих толщин пласта порядка 14 м, тогда как в центральной, южной и западной частях в среднем достигают максимальных значений более 50 м. Такие изменения толщин пласта БС102+3/1 в основном обусловлены его клиноформным строением. На юге и востоке месторождения фиксируются блоковые изменения его толщин.
На карте общих толщин пачки 11, совмещенной с тектонической схемой, построенной на основе результатов детальной корреляции, достаточно хорошо прослеживаются выделенные блоки (рисунок 4.24, б). В южной и восточной частях месторождения линия распространения коллектора практически полностью совпала с предполагаемыми нарушениями. На основании резкого изменения толщин пачки 11 можно проследить блоки в центральной части месторождения.
Пачка 13 наблюдается в центральной, северной и северо-западной частях месторождения. При сопоставлении тектонических нарушений, выявленных в результате детальной корреляции, с картой общих толщин пачки 13 видно, что изменение толщин пачки 13 происходит блоково. Достаточно четко контролируется граница центрального блока, вытянутого в северо-восточном направлении (рисунок 4.24, в).
Пласт БС102+3/2 прослеживается на большей части месторождения, за исключением восточной, южной и юго-восточной частей (рисунок 4.24, г). Общие толщины пласта изменяются от 0 до 25 м, в среднем составляют порядка 10 м. Если совместить карту общих толщин с тектоническими нарушениями, выявленными на основе детальной корреляции, то достаточно уверенно можно проследить блоки северо-восточного простирания. В ряде случаев зона распространения пласта БС102+3/2 совпадает с предполагаемыми нарушениями, что только подтверждает наличие разломов.
Пласт БС102+3/3 получил развитие в центральной, западной и северной частях, локализуясь в достаточно широкую зону и в небольшие локальные зоны на юге месторождения (рисунок 4.24, д).В центральной и восточной частях месторождения толщины имеют небольшие значения порядка 7 м, тогда как максимальные значения наблюдаются на северо-западе месторождения и достигают 42 м. Аналогично пласту БС102+3/2, нарушения, выделенные в результате детальной корреляции, контролируют зоны с одинаковыми общими толщинами пласта БС102+3/3.