CC BY
69
УДК 553.98:532.5
О.С. Мартынов, А.Ю. Белоносов, Р.И. Тимшанов, А.Р. Курников ЗСФ ИГНГ СО РАН, Тюмень
АНАЛИЗ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ НАПРЯЖЕНИЙ И ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ПРИРОДНЫХ СИСТЕМАХ (НА ПРИМЕРЕ ЧЕРНОГОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ХМАО ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ)
С позиций современной геодинамики проводится исследование природной системы - Черногорской группы поднятий, в которой сформировано сложное по геологическому строению, многопластовое месторождение. Рассматривается основной добывающий горизонт АВ1(3). Проведен анализ направлений горизонтальных напряжений, ориентировки осей складок, динамически напряженных зон, тектонической блочности, вероятной миграции углеводородов. Наряду с традиционными геодинамическими методами исследования использовались данные компонентного анализа нефти Черногорского месторождения. Рекомендовано вносить углеводородные исследования в программу геодинамических полигонов, т.к. вариации углеводородных показателей отражают современную геодинамическую активность нефтегазоносных площадей.
Черногорская группа поднятий расположена в Вартовском нефтегазоносном районе, в северной части Самотлорского месторождения, в пределах одноименного геодинамического полигона (в 40 км севернее г. Нижневартовска).
Рассмотрим Черногорскую группу поднятий (ЧГП) как локальную природную систему [1, 2]. Для этого сделаем обзор тектоно-геодинамической обстановки на основании двух схематических карт, построенных авторами [5]. На схематической карте «Фрагмент скелетной схемы рельефа доюрского основания с элементами тектоники и геодинамики Среднего Приобья», масштаба 1 : 1 000 000 выделяются тектонические мегаблоковые структуры: Балыкский блок, Сургутский мегаблок, Ватьёганский мегаблок, Асомкинский блок, Путлунский блок, Локосовско-Кетовский мегаблок, Вартовский мегаблок. Здесь же показано развитие Уренгойско-Колтогорского грабен-рифта и примыкающего к нему с западной стороны Аганского грабен-рифта северо-восточного заложения. В пределах рифтов показаны направления напряжений и векторы расширения рифтовых зон, а также полюс разворота мегаблоков. В пределах мегаблоков и на их границах показаны разломы, пликативные структуры, длинные оси складок, выделенные при анализе структур. Границами мегаблоков, предположительно, являются крупные флексурно-разрывные нарушения. Анализируя модель строения верхней части доюрского основания по линии профиля «Б - Б» следует отметить, что Уренгойско-Колтогорский и Аганский грабен-рифты, выполняя работу расширения в юго-западном и юго-восточном направлениях, привели во взаимодействие Вартовский, Локосовско-Кетовский и Путлунский мегаблоки. В результате горизонтального смещения мегаблоков образовалась
ступенчатая система меганадвигов. Юго-западные борта мегаблоков оказались «вздернутыми» или поднятыми, а северо-восточные борта -«притопленными» или опущенными. С другой стороны, горизонтальные движения юго-восточ-ного направления, инициируемые работой расширения Аганского грабен-рифта, привели к смещению относительно друг друга Путлунского, Локосовско-Кетовского и Вартовского мегаблоков. Вследствие горизонтальных давлений и смятия с северо-востока на юго-запад структуры, находящиеся внутри Вартовского мегаблока, приобрели субмеридиональное направление осей складок. Рифтогенные образования относятся к триасовому периоду. Активность этих расширительных процессов имеет проявление и сегодня. Все мегаблоки характеризуются прямоугольной формой, приблизительно одинаковой длиной и шириной, а также северо-западной ориентировкой.
В основу «Структурно-тектонической схемы Среднего Приобъя по отражающему горизонту Б», масштаба 1 : 200 000 легли материалы обобщения сейсмических работ Главтюменьгеологии (В.А. Галунский, 1990г.) и материалы дистанционных геолого-геофизических исследований (аэрокосмогеологических, гравиметрических, магнитометрических, данные бурения и т.д.). На схеме выделены Обской палеоокеан, представленный тремя системами грабен-рифтов (Уренгойско-Колтогорским, Западно-Тагринским, Западно-Варьеганским); мегаблоки; градиентные зоны, предположительно связанные с флексурно-разрывными нарушениями; направления горизонтальных смещений; островодужные системы; мегатерассы; мегавалы; отдельные структуры; оси антиклинальных и синклинальных складок и т. д.
Тектонической особенностью палеоокеана является формирование крупных мегавалов субмеридиональной ориентировки (Ай-Тульский, Варьеганский, Вынгапурский). Первые два имеют кинжально складчатую форму, тогда как третий - вытянутую изометричную. Такое строение они приобретают вследствие горизонтального давления со стороны Уренгойско-Колтогорского грабен-рифта, как основного геодинамического элемента Обского палеоокеана. С увеличением расстояния на запад от Уренгойско-Колтогорского грабен-рифта горизонтальное давление ослабевает, уменьшается смятие структур различного порядка.
По современным представлениям основными очагами генерации углеводородов (УВ) являются переуглубленные сегменты грабен-рифтовых систем. Далее УВ по субвертикальным транзитным разломным системам мигрируют в выше сформированные ловушки в пределах структур [5].
Черногорская группа локальных поднятий (северная часть Самотлора) находится в северо-восточной части Вартовского мегаблока, почти на его границе. Действие Западно-Варьеганского грабен-рифта влияет на формирование структур крупного и мелкого порядков в северной части мегаблока. Действие Западно-Тагринского грабен-рифта оказывает влияние на формирование структур в центральной части мегаблока. Уренгойско-Колтогорский грабен-рифт оказывает влияние на формирование структур в
южной части мегаблока. Так как давление происходит с восток-северо-востока, все складки (длинные оси складок) крупных структур в пределах Вартовского мегаблока имеют северо-западную ориентировку, как и сам Вартовский мегаблок.
Вследствие этих горизонтальных движений на крупных структурах отмечаются места смятий, раздробленностей, многоосье. Горизонтальные движения крупных тектонических элементов оказывают несомненное влияние на внутреннюю раздробленность тектонических блоков более мелких порядков. В настоящее время (по данным геодинамического полигона на Самотлорском месторождении), особенно в его северной части, зафиксированы современные процессы горизонтальных сдвижений, направленных в субмеридиональном направлении. Время начало этих процессов точно не установлено, но на качественном уровне можно сказать, что они начали проявляться в меловое время. В связи с этим ряд структур был подвергнут структурной перестройке, в результате которой произошла смена ориентировок осей складок с субмеридиональных на субширотные. Структурный анализ и анализ осей складок показывает наличие смещений мелких тектонических блоков.
Следует отметить, что ЧГП находится в сложной структурно-тектоничес-кой обстановке, в зоне разрывов, сжатий и горизонтальносдвиговых деформаций, что, вероятно, имело влияние не только на формирование структур, но и на процессы нефтегазонакопления.
Разведка, разработка и эксплуатация крупных месторождений нефти и газа в районах сложной геологической обстановки потребовали нетрадиционного подхода к решению не только проблем безопасности эксплуатации (слом колонн, разрыв продуктопроводов, нарушение фундаментов крупных сооружений и т. д.), но и к решению проблем разработки (новые технологические схемы, системы поддержания пластового давления, пересчет запасов и т. д.) и задач выявления новых нефтегазоперспективных площадей. Механизм формирования сложнопостроенных залежей напрямую зависит от геодинамических и тектонических процессов формирования осадочного чехла.
Для этой цели, на основе геологических, геохимических, геофизических и разномасштабных аэрокосмогеологических материалов и данных разведочного и эксплуатационного бурения, была разработана модель разломно-блочного строения осадочного чехла ЧГП. Выделенные динамически-напряженные зоны (ДНЗ) связаны с системами разломов, которые проявляются в аномальных и краевых эффектах геофизических и геохимических полей. Данная физико-химическая закономерность является предпосылкой для выявления активных тектонических нарушений, границ тектонических блоков, зон устойчивого и подвижного динамически-напряженного состояния чехольных и фундаментных геологических образований [4].
Для анализа геодинамической обстановки рассмотрим основной разрабатываемый пласт АВ1(3) Черногорского месторождения. В результате
структурного дешифрирования аэрокосмоматериалов, анализа данных сейсмических работ и данных бурения, гравитационных и магнитных полей была построена структурно-тектоническая карта по кровле пласта АВ1 с элементами геодинамики, представляющая разломно-блочную модель строения данного пласта.
Выделено 4 системы разломов и дизъюнктивных нарушений, среди которых выделяются региональные (структуро-формирующие) и локальные (перестраивающие структурный план).
В целом, на территории исследования выявлено 65 мелких тектонических блоков, 19 региональных структурообразующих разломов и 4 локальных структуро-переформирующих дизъюнктивных нарушений. Отмечено 4 региональных разлома, вдоль которых выявлены горизонтальные сдвижения тектонических блоков. В местах пересечения разломов, отмечается усиление трещинноватости.
По материалам аэрокосмогеологических, структурно-геологических (бурение), гравиметрических и магнитных исследований в пределах ЧГП было выделено четыре тектонические зоны («А», «В», «С», «D»).
В тектонической зоне «А» локальные поднятия выстраиваются в параллельные цепочки северо-восточного направления. Длинные оси складок и места максимальных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта также имеют северо-восточную направленность.
Тектоническая зона «В» находится на восточном борту Вартовского мегаблока, длинные оси складок локальных поднятий сохраняют здесь северо-западную ориентировку. Локальные поднятия образуют цепочки северо-западного направления. В то же время, места максимальных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта имеют как северо-западную, так и северо-восточную ориентировки.
Тектоническая зона «С» в структурном плане по кровле пласта АВ1 представляет собой вытянутую линейную депрессионную зону, состоящую из мелких изометрических депрессий и порогов. Депрессионная зона имеет постоянный наклон поверхности с юго-запада на северо-восток с перепадом в 30 м на расстоянии 7 км. Данная зона хорошо картируется в гравитационном и магнитном полях. Депрессионная зона характеризуется минимальными значениями эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Тектоническая зона «С» является буферной между тектоническими зонами «А», «В» и «D».
В тектонической зоне «D» ориентировка длинных осей складок имеет субширотное направление в восточной части и субмеридиональное в западной. Показания Самотлорского геодинамического полигона о том, что в северной части Самотлора происходит современное сдвижение масс в субмеридиональном направлении, подтверждается сменой направлений длинных осей складок в данной тектонической зоне.
Для полного понимания современных геодинамических напряженнодеформационных процессов, происходящих в пласте АВ1(3), по специализированной методике был проведен компонентный анализ состава добываемой из этого пласта нефти. В данном эксперименты участвовала
нефть из 52х эксплуатационных скважин, равномерно распределенных по площади Черногорского месторождения (кроме тектонической зоны «D»).
Анализ нефтей проводился по раздельной методике, которая предполагала исследования компонентов двух рядов: углеводороды
бензиновой фракции (С6-С10) и высокомолекулярные углеводороды (С 11-С23).
Сравнительный анализ хроматограмм бензиновой фракции нефтей из различных тектонических зон показал, что нефти обладают определенной зональностью. Единым ядром является тектоническая зона «А», где нефть из 35ти скважин имеет одинаковый компонентный состав. Большинство отличий в компонентном составе имеют нефти из скважин различных тектонических зон. Внутри тектонических зон «В» и «С» между соседними скважинами также отмечаются определенные различия в компонентном составе нефтей.
По данным компонентного анализа высокомолекулярных углеводородов нефтей стало возможным провести детализацию разломно-блочного строения пласта АВ1(3) в свете современных горизонтальных геодинамических сдвижений, зафиксированных на Самотлорском геодинамическом полигоне. По результатам анализа было выделено два типа нефтей «а» и «b». Нефти типа «а» зафиксированы в центральной части тектонической зоны «А» и в северной части тектонической зоны «В». Нефти типа «b» характерны для северной и северо-западной частей тектонической зоны «А», центральной части тектонической зоны «В» и центральной части тектонической зоны «С».
Отметим, что разломы (границы блоков) имеют не строго вертикальное, а субвертикальное пространственное положение. При горизонтальном давлении с юга, при наличии наклонных межблоковых границ, вероятно произошло воздымание и опускание тектонических блоков, в зависимости от угла наклона их границ. На структурном плане отмечается, что тектоническая зона «А» и северо-восточная часть тектонической зоны «D» являются приподнятыми, тогда как юго-западная часть тектонической зоны «D» и тектоническая зона «В» - опущенными. В приподнятых тектонических зонах наблюдается северо-восточная ориентировка длинных осей складок, в опущенных тектонических зонах - сопряженная предыдущей, северозападная. Нефти типа «а» характерны для приподнятых тектонических зон, а нефти типа «b» - для опущенных. Предполагается, что нефть типа «b» является изначальной, характерной для всего месторождения на начальном этапе его формирования. В результате современных горизонтальных сдвижений, затрагивающих верхние продуктивные горизонты, вероятно включились внутрипластовые флюидодинамические процессы, выраженные в вертикальных и горизонтальных перетоках. Данные перетоки флюидов, в том числе и нефтей, могут осуществляться как по активным границам тектонических блоков, так и по современным субмеридиональным разломам, возникшим в период последних тектоно-геодинамических активизаций. Подтверждением данного предположения является наличие нефтей типа «а»
в разных тектонических зонах, указанных выше, а также заметные различия в составе нефтей типа «b» между зонами «В» и «С».
Тектоническая зона «D» делится на северо-восточную и юго-западную части. Образцы нефти из данной тектонической зоны отсутствуют. Можно предположить, что северо-восточная часть тектонической зоны «D» будет характеризоваться нефтью типа «а», а юго-западная часть зоны «D» - нефтью типа «b», так как северо-восточная часть является опущенной, а юго-западная - приподнятой.
Изучение состава нефтей и других углеводородных параметров (на дневной поверхности) в комплексе с аэрокосмогеологическими, геодезическими, геофизическими и другими методами на геодинамических полигонах позволяет однозначно выделять активные тектонические зоны и блоки различных порядков, осуществлять анализ геодинамической обстановки, прогноз тектонических явлений [3]. Данный комплекс является важным инструментом не только при решении проблем эксплуатации (слом колонн, разрыв продуктопроводов, нарушение фундаментов сооружений, экологическая безопасность населенных пунктов и т. д.), но и при решении проблем разработки нефтяных месторождений. Применяемые авторами методы исследований и анализа материалов базируются на современных геодинамических представлениях и, несомненно, имеют практическое применение в таких задачах, как оптимизация проектов разработки на отдельные продуктивные пласты, оптимизация работы системы нагнетательных скважин, оптимизация процессов утилизации подтоварных вод, повышение эффективности разработки действующих эксплуатационных кустов, выявление пропущенных объектов нефтедобычи, пересчет запасов УВ и т. д.
Присутствие в программах геодинамических полигонов углеводородных методов несомненно усилит исследование современных геодинамических процессов, т.к. углеводородные параметры являются быстрореагирующими показателями в тектоно-геодинамических исследованиях.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. N.P. Zapivalov, A. Yu. Belonosov. Possibilités of thermobaric modeling of the Paleozoic deep-seated blocks of the Southern Siberia in connection with oil and gas potential // Thermal évolution of lithosphere and processes in the Earth’s interior. International Symposium. Abstracts. - М.: ВИНИТИ. - 1989. С 164-165.
2. Запивалов Н.П., Белоносов А.Ю. О возможности энергоэнтропийного моделирования нефтгеологических систем и процессов // Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки. Кн. I. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1990. - С. 35-40.
3. Р.И. Тимшанов, А.Ю. Белоносов. Использование полигона при проведении нефтепоисковых работ методом углеводородной съемки по снежному покрову // Нефть и газ Западной Сибири. Материалы международной научно-технической конференции. Том
1. - Тюмень: ТюмГНГУ. - 2003. - С. 45-46.
4. А.Р. Курчиков, А.Ю. Белоносов, Р.И. Тимшанов. Метод временной вариации параметров при сборе, обработке и интерпретации геохимико-геофизических даных на стадии подготовки объектов к поисковому бурению // Пути реализации нефтегазового
потенциала ХМАО. VII научно-практическая конференция. Том 2. - Ханты-Мансийск: «ИздатНаукаСервис». - 2004. - С. 187-199.
5. А.Р. Курчиков, А.Ю. Белоносов, О.С. Мартынов. Региональная оценка перспектив нефтегазоносности юга Западно-Сибирского бассейна по комплексу дистанционных и наземных данных // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. VII научнопрактическая конференция. Том 1. - Ханты-Мансийск: Наука-Сервис. - 2004. - С. 262270.
© О.С. Мартынов, А.Ю. Белоносов, Р.И. Тимшанов, А.Р. Курников, 2006
