CC BY
10
УДК 551.763.12
DOI: 10.18303/2618-981X-2018-1-113-120
БОВАНЕНКОВСКАЯ ПЛОЩАДЬ, СТРОЕНИЕ ВЕРХНЕЮРСКОГО ФЛЮИДОУПОРА
Александр Юрьевич Нехаев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, научный сотрудник лаборатории геологии нефти и газа арктических регионов Сибири, тел. (383)333-21-09, e-mail: [email protected]
В статье рассмотрено строение верхнеюрского флюидоупора в пределах Бованенковской площади (север Ямальской НГО). На корреляционных профилях, построенных по материалам ГИС, показано изменение разреза флюидоупора с запада на восток и с севера на юг. Выявлено закономерное сокращение толщин флюидоупора в наиболее приподнятых участках.
Ключевые слова: Ямальское НГО, Бованенковская площадь, верхнеюрский флюидо-упор, баженовская свита, стратиграфия, верхняя юра.
BOVANENKOVSKAYA AREA, STRUCTURE OF THE UPPER JURASSIC OF THE FLUID SEAL
Aleksandr Yu. Nekhaev
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Researcher, Laboratory of Petroleum Geology of Arctic Regions of Siberia, phone: (383)333-21-09, e-mail: [email protected]
The article describes the structure of the upper Jurassic of the fluid seal within Bovanenkovskoe area (North of the Yamal NGO). On the correlation profiles, built on the GIS products, modifies the section of the fluid seal from West to East and from North to South. Identified a legitimate the reduction of the thickness of the fluid seal in the most elevated areas.
Key words: Yamal NGO, Bovanenkovskoe area, the upper Jurassic fluid stop, the Bazhenov formation, stratigraphy, upper Jurassic.
В статье рассмотрено строение верхнеюрского флюидоупора в пределах Бованенковской площади (север полуострова Ямал). Верхнеюрский флюидо-упор является составной частью батского регионального резервуара [1-3]. Нижняя его граница проводится по кровле малышевской свиты, верхняя - по появлению в разрезе мощных слоев нижнемеловых песчаников. По классификации флюидоупоров, предложенной Э. А. Бакировым [4], он относится к субрегиональным флюидоупорам, под которыми «понимаются толщи пород, практически лишенные проницаемости и распространенные в пределах нефтегазоносной области или большей ее части». Флюидоупор является важной частью резервуара, и от его строения зависит формирование и сохранение промышленных скоплений нефти и газа. На севере Ямальского полуострова верхнеюрский флюидоупор сложен глинистыми отложениями верхней юры (георгиевский и баженовский горизонты, верхняя часть васюганского горизонта), верхней части средней юры (нижняя часть васюганского горизонта) и глинистыми породами нижнего мела (низы куломзинского горизонта). Составной его частью
является баженовская свита [5]. В «классических разрезах» Западной Сибири ее отложения рассматриваются как уникальный объект, обладающий свойствами как флюидоупора, так и проницаемого комплекса [6]. Поэтому важно рассмотреть ее состав и строение.
В пределах Бованенковской площади нами построены 7 корреляционных профилей, четыре из них пересекают район исследований с запада на восток (I-IV) и три с севера на юг (V-VII) (рис. 1).
Профиль I-I протягивается от Бованенковской скв. 121 до Восточно-Бованенковской скв. 10 (рис. 1). Толщина его уменьшается с запада на восток с 340 м (скв. 121) до 267 м (скв. 162), а потом возрастает до 274 м (скв. 11) и 273 м (скв. 10). Сложен он преимущественно аргиллитами, глинистыми алевролитами. В нижней части отмечаются редкие прослои алевролитов и песчаников. Для выделения и корреляции отложений баженовской свиты на рассматриваемой территории используется расширенный комплекс каротажа (КС, ПС, ГК, НГК, ИК). Это связано с тем, что сравнительно высокие значения (25 мкР/ч) радиоактивного каротажа (ГК) отмечаются только в наиболее западной скважине профиля (скв. 121), а восточнее они уменьшается до стандартных для аргиллитов 15-17 мкР/ч. Толщина баженовской свиты на профиле уменьшается с запада на восток с 15 м (скв. 121) до 5 м (скв. 10) с одновременным уменьшением показаний радиоактивного каротажа и появлением в средней части свиты небольших прослоев песчаников и алевролитов.
В профиле II-II (Бованенковская скв. 148 - Бованенковская скв. 161) (см. рис. 1) в изменении толщины флюидоупора с запада на восток отмечается определенная закономерность. Сначала она постепенно уменьшается с 355 м (скв. 148) до 301 м (скв. 143), 268 м (скв. 135) и до минимальных 238 м (скв. 133), а потом начинает возрастать до 250 м (скв. 140) и 295 м (скв. 161) (рис. 2). В восточной части профиля среди аргиллитов и глинистых алевролитов нижней части флюидоупора появляются редкие тонкие прослои алевролитов и песчаников. Баженовская свита представлена аргиллитами и глинистыми алевролитами, толщина ее изменяется от 13 м на западе (скв. 148) до 6-7 м в центральной и восточной частях (скв. 143, 163). Как и на профиле I-I, с запада на восток уменьшается радиоактивность аргиллитов, а в Бованенковской скв. 133, находящейся в наиболее приподнятой центральной части Северо-Бованенковского поднятия, в отложениях баженовской свиты отмечаются слои песчаников и алевролитов (см. рис. 2).
В профиле III-III, протягивающемся от Бованенковской скв. 123 до Бованенковской скв. 125 (см. рис. 1), подобный характер изменения толщин флюидоупора сохраняется. С запада на восток сначала идет уменьшение с 314 м (скв. 123) до 269 м (скв. 97) и 262 м (скв. 144), а потом начинается увеличение до 301 м (скв. 132), 324 м (скв. 130) и 351 м (скв. 125). Толщина баженовской свиты меняется аналогично - с 15 м в скв. 123 на западе до 4 м в центральной части (скв. 114) и снова до 15 м в самой восточной скважине по профилю (скв. 125). Аргиллиты с повышенной радиоактивностью отмечаются на западе (скв. 123) и востоке (скв. 125), а средние значения ГК характерны для цен-
тральной части (скв. 114 и скв. 132). На западе и востоке баженовская свита сложена аргиллитами с возможными прослоями глинистых алевролитов в нижней части свиты, а в центральной части (скв. 114) в баженовской свите среди аргиллитов присутствуют прослои алевролитов.
Рис. 1. Схема расположения корреляционных профилей
Рис. 2. Корреляционный профиль II-II
В профиле IV-IV, который протягивается от Бованенковской скв. 123 до Бованенковской скв. 201 (см. рис. 1), толщина флюидоупора с запада на восток уменьшается с 314 до 252 м. В нижней его части в этом же направлении увели-
чивается количество песчано-алевритовых прослоев. Толщина баженовской свиты практически не меняется (14-15 м), но на западе для аргиллитов характерны более высокие показания радиоактивного каротажа.
Профиль V-V пересекает западную часть рассматриваемого район с севера на юг, от Бованенковской скв. 121 до Бованенковской скв. 123 (см. рис. 1). По профилю толщина флюидоупора то возрастает с 340 м (скв. 121) до 366 м (скв. 126), то уменьшается до 355 м (скв. 148) и снова возрастает до 366 м (скв. 131), и далее уменьшается до 339 м (скв. 124) и 314 м (скв. 123). Сложен он аргиллитами с редкими прослоями глинистых алевролитов в нижней части. В целом наблюдается незначительное уменьшение толщины флюидоупора с севера на юг. Толщина баженовской свиты по профилю практически не меняется (15-16 м). Ее состав и строение во всех скважинах профиля сходный. Верхняя часть сложена аргиллитами со сравнительно высокой радиоактивностью (20-30 мкР/ч), а нижняя - аргиллитами с повышенными (по сравнению с ниже-и вышележащими породами) значениями КС.
Профиль VI-VI располагается восточнее и протягивается с севера на юг от Бованенковской скв. 162 до Бованенковской скв. 201 (см. рис. 1). Толщина флюидоупора с 267 м в начале профиля уменьшается до 248 м (скв. 127), а затем увеличивается до 268 м (скв. 135), а потом резко возрастает до 373 м (скв. 129). Далее на юг толщина флюидоупора снова уменьшается до 341 м (скв. 204), 305 м (скв. 67), 262 м (скв. 114) и 240 м (скв. 119), а в конце профиля немного возрастает до 252 м (скв. 201). Сложен флюидоупор аргиллитами с редкими прослоями глинистых алевролитов. В южном направлении количество глинистых алевролитов в нижней части флюидоупора возрастает. Выделение баженовской свиты в скважинах, входящих в этот профиль, затруднено. Она практически не выделяется по данным ГК (отсутствуют сравнительно высокорадиоактивные аргиллиты) и КС, а индукционный каротаж не всегда хорошего качества. Толщина баженовской свиты колеблется от 9 м на севере до 14 м на юге, сокращаясь местами до 4-5 м (скв. 114, 119).
Профиль VII-VII проходит по восточному краю Бованенковской площади от Восточно-Бованенковской скв. 11 до Бованенковской скв. 130 (см. рис. 1, 3). Толщина флюидоупора сначала увеличивается с 274 м (Восточно-Бованенковская скв. 11) до 295 м (Бованенковская скв. 161), а затем уменьшается до 233 м (скв. 134 и скв. 144). Южнее по профилю наблюдается резкое увеличение до 388 м (скв. 145) и в конце его уменьшение до 324 м (скв. 130). Толщина баженовской свиты с севера на юг возрастает с 5 м (скв. 11) до 10 м (скв. 134), потом снижается до 6 м (скв. 144), а далее возрастает до максимума 27 м в скв. 145. Южнее она снова резко уменьшается до 14 м (скв. 130). Наиболее характерный разрез баженовской свиты отмечается в скв. 145. Верхняя часть свиты сложена аргиллитами с повышенной радиоактивностью (до 45 мкР/ч), а нижняя - аргиллитами с повышенными значениями КС. В других скважинах профиля свита выделяется больше по ИК, а значения ГК не превышают 17 мкР/ч. На основе данных по профилям и другим скважинам построена карта толщин верхнеюрского флюидоупора для Бованенковской площади
(рис. 4). Хорошо прослеживается уменьшение толщины с запада на восток. Уменьшение с севера на юг намечается, но не всегда четко выражено.
Рис. 3. Корреляционный профиль VII-VII
Рис. 4. Карта толщин верхнеюрского флюидоупора Бованенковской площади
Выявлены некоторые особенности. Минимальные значения приурочены к двум участкам. На севере это скважины 127, 140, 133, 134, а на юге - скважины 114, 119. На структурной карте по кровле Ю2, приведенной в работе В. А. Скоробогатова с соавторами [1], и на тектонической карте юрского мега-комплекса Арктических территорий Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна В. А. Конторовича с соавторами [7] этим участкам соответствуют поднятия (Северо-Бованенковское и Бованенковское). В пределах северного участка мощность флюидоупора колеблется от 233 м (скв. 144, 134) до 250 м (скв. 140). На южном участке толщина флюидоупора меняется от 242 м (скв. 119) до 269 м (скв. 97). Разделяет их полоса максимальных толщин (360-388 м). Протягивается она с северо-запада (скв. 125, 148, 131) через центральную часть (скв. 129, 145) на юго-восток (скв. 125) и соответствует на структурной карте В. А. Скоробогатова с соавторами [1] зоне прогибания, связанной с крупными разрывными нарушениями. Повышенные значения толщин (300 м и более) наблюдаются также по бортам Бованенковской площади.
Данные по профилям показывают, что на изученной территории отложения баженовской свиты резко отличаются от тех, что наблюдаются в «классических» разрезах. Они представлены в основном аргиллитами и глинистыми алевролитами, которым свойственны сравнительно низкая радиоактивность
(17-20 мкР/ч) и низкие показания кажущегося сопротивления (КС). Наиболее маломощные и плохо выраженные разрезы баженовской свиты, с прослоями песчаников и алевролитов, приурочены к двум участкам, соответствующим локальным поднятиям.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Скоробогатов В. А., Строганов Л. В., Копеев В. Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 352 с.
2. Шемин Г. Г. Региональные резервуары нефти и газа юрских отложений севера Западно-Сибирской провинции. - Новосибирск : Изд-во СО РАН, 2014. - 362 с.
3. Шемин Г. Г., Первухина Н. В. Обоснование крупных объектов нефтепоисковых работ средне-верхнеюрских отложений севера Западно-Сибирской НГП // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. - Тюмень : ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2009. - С. 203-211.
4. Бакиров Э. А. Геология нефти и газа : учебник для вузов. - Л. : Гостоптехиз-дат, 1969. - 240 с.
5. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (Новосибирск, 2003 г.) / ред. Ф. Г. Гурари. - Новосибирск : СНИИГГиМС, 2004. - 114 с.
6. Баженовская свита - главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России / А. Э. Конторович, Л. М. Бурштейн, В. А. Казаненков и др. // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. - 2014. - Вып. 2 (10). - С. 1-8.
7. История тектонического развития арктических территорий и акваторий ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции / В. А. Конторович, Д. В. Аюнова, И. А. Губин и др. // Геология и геофизика. - 2017. - Т. 58, № 3-4. - С. 423-444.
REFERENCES
1. Skorobogatov V.A., Stroganov L.V., Kopeev V.D. Geologicheskoe stroenie i gazoneftenosnost' Jamala. - M.: OOO «Nedra-Biznescentr», 2003. - 352 s.
2. Shemin G.G. Regional'nye rezervuary nefti i gaza jurskih otlozhenij severa Zapadno-Sibirskoj provincii. - Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 2014. - 362 s.
3. Shemin G.G., Pervuhina N.V. Obosnovanie krupnyh ob#ektov neftepoiskovyh rabot sredne-verhnejurskih otlozhenij severa Zapadno-Sibirskoj NGP // Sostojanie, tendencii i problemy razvitija neftegazovogo potenciala Zapadnoj Sibiri. - Tjumen': FGUP «ZapSibNIIGG», 2009. - S. 203-211.
4. Bakirov Je.A. Geologija nefti i gaza: uchebnik dlja vuzov. - L.: Gostoptehizdat, 1969. -
240 s.
5. Reshenie 6-go Mezhvedomstvennogo stratigraficheskogo soveshhanija po rassmotreniju i prinjatiju utochnennyh stratigraficheskih shem mezozojskih otlozhenij Zapadnoj Sibiri (Novosibirsk, 2003 g.) / Red. F.G. Gurari. - Novosibirsk: SNIIGGiMS, 2004. - 114 s.
6. Bazhenovskaja svita - glavnyj istochnik resursov netradicionnoj nefti v Rossii / A.Je. Kontorovich, L.M. Burshtejn, V.A. Kazanenkov i dr. // Georesursy. Geojenergetika. Geopolitika. -2014. - Vyp. 2 (10). - S. 1-8.
7. Istorija tektonicheskogo razvitija arkticheskih territorij i akvatorij Zapadno-Sibirskoj neftegazonosnoj provincii / V.A. Kontorovich, D.V. Ajunova, I.A. Gubin i dr. // Geologija i geofizika. - 2017. - T. 58, № 3-4. - S. 423-444.
© А. Ю. Нехаев, 2018
