CC BY
106
XAPAKTEP PACПPEДEЛEHИЯ И 0EI0TE-TA3OHOCHOCTb ЛOКAЛЬHЫХ CTPyKTyP HA TEPPИTOPИИ XOPEHBEPCKOH BПAДИHЫ
М. Г. Вахнин, В. С. Чупров
Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар oilkominc@mail.ru, chuprov@geo.komisc.ru
Статья гюсвящена анализу зaкoнoмepнocтeй распределения мopфoлoгичecкиx характеристик лoкaльныx структур Xopeйвepcкoй впадины Tимaнo-Пeчopcкoгo нeфтeгaзoнocнoгo бассейна. Характеризуются ocнoвныe мopфoлoгичec-кие типы и структурные параметры лoкaльныx структур, а также их распределение на изyчaeмoй тeppитopии.
Ключевые cлoвa: хорейверская впадина, структура, залежь, месторождения нефти и газа.
FEATURES OF DISTRIBUTION AND HYDROCARBON CONTENT OF LOCAL STRUCTURES ON THE TERRITORY OF KHOREYVER DEPRESSION
The article presents the analysis of distribution laws of morphological characteristics of local structures of Khoreyver depression. Basic morphological types, structural parameters of local structures and their distribution on the studied territory are shown.
Keywords: khoreyver depression, structure, trap, oil and gas fields.
В настоящее время, когда на территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна уже открыты основные крупные антиклинальные структуры, становится актуальной проблема поиска небольших по размерам месторождений углеводородов. Исследования, позволяющие делать такие прогнозы, должны быть комплексными, основываться на анализе большого количества данных и применении различных методов обработки. Использование геоинформацион-ных методов дает возможность комплексно проанализировать всю накопленную геолого-геофизическую информацию, пространственное размещение выявленных локальных структур и месторождений углеводородов и дать оценку и прогноз новых месторождений.
Основными факторами, определяющими генерацию, миграцию и сохранение углеводородов, являются тектонический, литологический и геохимический [1]. При этом для наличия месторождений углеводородов необходимо присутствие всех трех факторов. Тектонический фактор имеет большое значение в формировании месторождений нефти и газа, так как определяет наличие благоприятных структурных форм и влияет на пути миграции углеводородов.
В данной статье преимущественно рассматривается первый — текто-
нический фактор, ответственный за формирование и распределение локальных структур.
Изучение закономерностей формирования локальных структур и ловушек, плотности их размещения в различных структурно-тектонических элементах и их строения важно при оценке ресурсов углеводородов и выборе наиболее перспективных районов для поиска месторождений нефти и газа. Основные анализируемые характеристики содержат данные о размерах структуры, амплитуде, площади, форме, ориентировке и наличии разрывных нарушений. Они были получены по геофизическим данным, главным образом использовались данные сейсморазведки.
Район исследований. Изучаемая нами территория охватывает площадь Хорейверской впадины, представляющей собой тектоническую структуру I порядка в составе Печорской плиты, расположенной на северо-востоке Европейской платформы (рис. 1).
Хорейверской впадине по поверхности фундамента соответствует древний Большеземельский свод, который ограничен на западе Восточно-Колвинской, а на востоке Варандей-ской зонами разломов [2]. На севере впадина продолжается в пределах шельфовой части Печорского моря. Размеры ее континентальной части составляют 200x120 км. Структура
имеет северо-западную ориентировку и выделяется по верхнедевонским и вышележащим горизонтам осадочного чехла. Наиболее погруженная часть впадины протягивается вдоль восточного склона Колвинского мегавала, где по кровле карбонатных отложений карбона—нижней перми с юга на север выделяются Сынянырдская, Вер-хнешапкинская и Чернореченская депрессии. Наиболее приподнятая часть свода находится на юге, в районе Сандивейской и Баганских структур, где фундамент вскрыт на глубинах около 4.0 км [3]. Осадочный чехол Хорейверской впадины представлен нижнесреднеордовикским терри-генным, среднеордовикско—нижнедевонским карбонатным, среднеде-вонско—франским терригенным, до-маниково—турнейским карбонатным, нижневизейским терригенным, верх-невизейско—нижнепермским карбонатным, пермским и триасовым терригенным нефтегазоносными комплексами (НГК). Продуктивными являются все перечисленные НГК за исключением нижнесреднеордовикского терригенного, который оценивается как нефтегазоперспективный. Хорейверская впадина разделяется на несколько тектонических районов, и согласно нефтегазогеологическому районированию в Хорейверской неф -тегазоносной области (НГО) выделяются два нефтегазоносных района
ЭДг
‘Ве&ъ.Яик, август, 2012 г., № 8
Рис. 1. Фрагмент карты локальных структур Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна
(НГР) — Чернореченский и Колвави-совский. В пределах Хорейверской впадины разведано более шестидесяти месторождений нефти.
Анализ данных. Анализ плотности размещения и морфологических свойств локальных структур позволяет выявить их индивидуальные особенности в разных тектонических элементах и общие закономерности, характерные для всей рассматриваемой территории. Полученные данные могут служить основой для прогнозной оценки ресурсов углеводородов. В данной работе приводятся результаты исследования состояния изученности территории сейсморазведочными работами МОГТ, характера распределения локальных структур и их морфологических характеристик: площади, амплитуды, удлинения, простирания и других данных по территории Хорейверской впадины.
Средняя плотность сети сейсмических профилей МОГТ в пределах Хорейверской НГО составляет 1.82 км/км2, плотность размещения локальных структур — 0.83 шт./100 км2. Достаточно высокая степень ее изученности сейсморазведочными работами показывает, что здесь локальные структуры распределены довольно неравномерно. Сейсморазведочные работы проводились в течение длительного периода с использованием различных методик и аппаратуры, что отразилось на качестве отработанных сейсмопрофилей. Однако и на сегод-
няшний день во впадине есть недостаточно изученные площади, где возможно выявление перспективных нефтегазопоисковых объектов (табл. 1). В первую очередь к ним относятся малоамплитудные и небольшие по площади структуры, неантиклинальные ло-
вушки. Такие участки имеются в районах распространения рифовых построек и в зонах выклинивания силурийско-нижнедевонских отложений.
Нами были проведены исследования плотности распределения локальных структур и их морфологических характеристик: площади, амплитуды, удлинения, интенсивности, анизотропии, приуроченности к разломам и др.
На ряде площадей юга Хорейверской впадины малоамплитудные структуры являются непродуктивными из-за того, что породы-коллекто-
ры нижнего силура отделены в разрезах от тиманско-саргаевской покрышки промежуточной толщей верхневе-якской подсвиты венлокского яруса. На севере Хорейверской впадины в пределах Садаягинской ступени открыты крупнейшие нефтяные месторождения — им. Р. Требса и им. А. Титова, которые представлены структурно-стратиграфическими ловушками, связанными с выклинивающимися к западу карбонатными пластами-коллекторами хатаяхинской свиты нижнего девона, непосредственно перекрытыми тиманско-саргаевской глинистой толщей. Наиболее перспективными по ресурсам в пределах этого тектонического элемента являются Алютинская (амплитуда 100 м, перспективная площадь 11 км2) и Западно-Ефремовская (амплитуда 65 м, перспективная площадь 26 км2) структуры. Тип ловушек преимущественно антиклинальный и частично литологически ограниченный, связанный с пластовыми коллекторами в облегании рифовых построек.
Северную часть Колвависовской ступени в субширотном направлении пересекает протяженная барьерная рифовая зона, в которой выявлено значительное число месторождений в рифовых и надрифовых отложениях
верхнего девона. Рифовые тела часто служат основой антиклинальных поднятий в вышележащих отложениях, однако они также могут являться флюидопроницаемыми зонами для миграции углеводородов в вышележащие ловушки, где возможно образование месторождений углеводородов. На Колвависовской ступени наряду с месторождениями в зоне рифов также развиты антиклинальные ловушки с перспективными пластами в отложениях среднеордовикско-нижнеде-вонского и верхневизейско-нижне-пермского НГК.
Таблица 1
Плотность изученности Хорейверской НГО сейсморазведкой МОГТ по тектоническим элементам
Тектонический элемент Плотность МОГТ, км/км2 Общая плотность МОГТ, км/км2
8-кратное профилирование 12-кратное профилирование 24-кратное профилирование или выше
Чернореченская депрессия 0.32 0.77 1.08 2.17
Садаягинская ступень 0.43 1.38 1.01 2.82
Колвависовская ступень 0.23 1.67 0.41 2.31
Сандивейское поднятие 0.08 1.15 0.85 2.08
Макариха -Салюкинская
антиклинальная зона 0.22 0.66 0.54 1.42
Сынянырдская котловина 0.06 0.24 0.61 0.91
Цильегорская депрессия 0.12 1.15 0.71 1.98
Чернореченская депрессия расположена в северо-западной части Хорейверской впадины, основные перспективы нефтегазоносности здесь связываются с карбонатными отложениями силура, нижнего и верхнего девона. Морфологические характеристики локальных структур по НГР представлены в табл. 2.
Площади локальных структур могут быть от 1 до 220 км2, при этом среднее значение для Колвависовс-кого НГР равно 20.7 км2, а для Чер-нореченского — 26.5 км2. По коэффициенту удлинения, определяемому отношением длины структуры к её ширине, преобладают удлиненные локальные структуры (Кудл > 2). Как правило, они приурочены к разломам. По амплитуде преобладают среднеамплитудные (50—150 м) структуры. Большинство структур, в которых размещаются залежи углеводородов, имеют простую антиклинальную форму (47 %). Затем по убыванию следуют: антиклинальные структуры, осложненные разломами (21 %); структуры, осложненные ри-фогенными массивами (14 %); структуры с несоответствием структурных поверхностей (13 %)и литологически ограниченные структуры (рис. 2).
Локальные структуры имеют в основном северо-западное и северовосточное простирание и отражают своей морфологией влияние сил тектонического сжатия со стороны Урала и Баренцевоморского мегаблока.
Для Хорейверской впадины характерно преобладающее региональное падение структурных поверхнос-
тей с востока на запад. На востоке впадины позднепротерозойский фундамент вскрыт на глубине 4 км и поверхность его постепенно погружается в западном направлении до 8—9 км. От углов падения структурных поверхностей зависит и плотность размещения локальных структур [3]. К региональным структурным поверхностям с углом падения до 1° приурочены порядка 80—90 % локальных структур и более 90 % крупных структур. При увеличении значения угла падения до 1 — 3° (50 м/км) резко уменьшаются количество локальных структур, плотность их размещения, средняя и суммарная площади. С возрастанием угла падения региональных поверхностей увеличивается доля высокоамплитудных структур за счет появления поднятий иных генетических типов (приразломных прежде всего), что свойственно зонам развития надвиговых дислокаций (табл. 3).
Антиклинальные структуры простого строения (47)
С несоответствием структурных поверхностей (13)
Осложненные разрывной дислокацией (21)
| Литологически ограниченные (5)
Щ Осложненные рифогенными массивами (14)
Рис. 2. Типы локальных структур Хорейверской НГО, %
После исследования морфологических свойств локальных структур Хорейверской НГО можно утверждать, что параметры структур во многом определяются тектоническим строением, условиями осадконакопле-ния и влиянием геодинамических сил.
Таким образом, в связи с неравномерной изученностью территории сейсморазведочными работами разных лет в Хорейверской впадине существуют значительные площади, где возможно открытие небольших и средних месторождений углеводородов.
Подавляющее большинство продуктивных структур Хорейверской впадины составляют (по степени убывания): антиклинальные структуры простого и ненарушенного строения; структуры, осложненные тектоническими нарушениями, и рифогенные структуры. Наблюдается зависимость между плотностью распределения и морфологическими характеристиками структур и значениями региональных углов падения структурных поверхностей. Полученные результаты могут быть использованы для оценки перспектив нефтегазоносности изучаемой территории.
Работа выполнена при поддержке программы фундаментальных исследований УрО РАН, проект № 12-У-5-1018 «Онтогенез углеводородных систем Печорского нефтегазоносного бассейна».
Таблица 3
Распределение локальных структур Хорейверской НГО по кровле отложений ордовика, силура и нижнего девона
Угол падения структурных поверхностей Количество структур % ’ Количество месторождений, % Типы структур
<1° 81 72 Изометричные антиклинальные структуры; структуры, осложненные рифогенными массивами, и с несоответствием структурных поверхностей.
1-3° 14 17 Удлиненные антиклинальные и осложненные разломами структуры; структуры, осложненные рифогенными массивами, и с несоответствием структурных поверхностей.
>3° 5 11 Осложненные разломами структуры; структуры с несоответствием структурных поверхностей.
Таблица 2
Морфологические характеристики локальнык структур Хорейверской впадины
Морфологические характеристики/ показатели Чернореченский НГР Колвависовский НГР
Общая площадь НГР, тыс. км2 6.3 26.5
Количество структур на 1000 км2 6.6 10.5
Средняя площадь, км2 26.5 20.7
Средняя амплитуда, м 72.5 72.6
Средний Кудл 2.7 2.3
Средний радиус кривизны, км 24.2 20.8
Продуктивные структуры, % 2.4 21.6
Литература
1. Арабаджи М. С., Милъничук В. С. Вероятностная оценка перспектив неф -тегазоносности на основе системного подхода // Геология нефти и газа, 1992. № 7. С. 10—15. 2. Малышев Н. А. Текто-
ника, эволюция и неф те газоносность осадочных бассейнов Европейского Севера России. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. С. 10-150. 3. ТимонинН. И., Дедеев В. А. Тектоническая эволюция Печорской эпибайкальской плиты //
Геотектоника Европейского Северо-Востока СССР. Сыктывкар, 1988. (Тр. X геол. конф. Коми АССР). С. 5-9. 4. Удот Г. Д. Локальные структуры Печорской плиты в связи с неф те газоносностью. Л.: Наука, 1979. С. 20-42.
Рецензент к. г.-м. н. Н. Н. Рябинкина
