CC BY
93
ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА
2007 г. Выпуск 6. С. 47-60
УДК 550.831
КОРРЕЛЯЦИЯ ПЛОТНОСТНОЙ СТРУКТУРЫ ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ И ЗОН
НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ НА ТРАВЕРСЕ КРАСНОЛЕНИНСКИЙ СВОД - ЛЯПИНСКИЙ МЕГАПРОГИБ
Г.А. Лобова
Введение
Моделируемый геотраверс (рисунок 1) следует западной части регионального сейсмопрофиля XIII, пересекающего Ханты-Мансийский автономный округ с востока на запад на широте 62020. Геотраверс пересекает месторождения УВ: Рогожниковское, Поснокортское, Песчаное, Западно-Вандмторское, Аржановское, Овальное, Южно-Сотеюганское, Озерное. В полосе окрестностей профиля расположен ряд скважин, вскрывших доюрский фундамент. Общая протяженность геотраверса составляет 350 км.
При построении плотностной модели преследовалось решение следующих задач: 1) плотностное картирование кровли доюрских отложений; 2) изучение плотностной структуры доюрских отложений до глубины 7 км; 3) сопоставительный анализ плотностной структуры доюрских отложений и известных зон нефтегазонакопления.
Зоны разуплотнения доюрского комплекса отождествляются с продуктивными слабоме-таморфизованными терригенными и карбонатными образованиями [7 и др.]. Зоны разуплотнения доюрского комплекса рассматриваются и в качестве систем дилатансии, «работающих» по перекачке глубинных теплоносителей, стимулирующих генерацию УВ в осадочном чехле [20]. Эти же зоны могут быть обусловлены интрузивными телами кислого состава, подвергнутыми термоусадочным процессам и гидротермальной деятельности. В этом случае УВ проникают в разряженное пространство интрузива из перекрывающих и примыкающих к нему осадочных пород [8, 17]. И, наконец, зоны разуплотнения отождествляются с промежуточными резервуарами УВ или подводящими каналами УВ в осадочный чехол из глубинных оболочек земли [3, 18].
Зоны уплотнения фундамента отождествляем с эффузивами и интрузиями основного и ультраосновного состава. Эти тела создают в осадочном чехле аномальные температурные эффекты. Эти эффекты дополняют (усиливают) геотермический режим осадочного разреза, обусловленный региональным глубинным тепловым потоком и внутренними радиоактивными источниками [11]. Эти эффекты оказывают дополнительное влияние на интенсивность нефтегазообразования в осадочном чехле. Такое влияние особенно ощутимо при интенсивном и масштабном проявлении магматизма [15]. Как показано в работе [12], аномальное тепловое влияние в 500С может распространяться от магматического тела на расстояние в 1.5-2.0 км.
Таким образом, сведения о разуплотнениях и уплотнениях фундамента являются важным прогнозно-поисковым признаком («флюидодинамическим» [14]) зон нефтегазонакопления.
Латеральные размеры зон разуплотнения составляют от 3-5 км до 10-15 км, их мощность от 100 до 500 м и более. Величина разуплотнения по отношению к вмещающей толще может достигать 0.05-0.10 г/см3. Результаты теоретических исследований [1] и имитационного моделирования [13] показывают, что охарактеризованные зоны могут быть закартированы на глубинах до 5-10 км методикой геоплотностного моделирования в гравитационном поле.
Тектоника района исследований
Авторы «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» [2] В.И. Шпильман, Л. Л. Подсосова и Н.И. Змановский выделяют 8 геоблоков, из них 2 геоблока пересекает моделируемый геотраверс.
Восточно-Уральский геоблок расположен на западной окраине Западно-Сибирской плиты, его фундамент является продолжением уральских герцинид. В пределах геоблока сохраняется та же ориентировка и то же строение, которое характерно для геотектонических элементов Урала [19]. Здесь Урал сопрягается с геосинеклизой через симметричную пару параллельно протягивающихся прогиба и поднятия: вдоль Урала - Ляпинский мегапрогиб, осложненный несколькими впадинами, а к востоку от прогиба - надпорядковая структура крупнейшей Висимско-Хашгортской гряды, осложненной структурой I порядка - Висим-ским мегавалом. В Восточно-Уральский геоблок входят Саранпаульская и Березовская моноклинали. Структуры платформенного чехла геоблока развивались унаследовано от структур фундамента. Степень унаследованности высокая. В ранней юре геоблок на значительной территории был выше уровня седиментации. Структуры Висимского мегавала имеют эрозионно-тектоническое происхождение. Для них характерно уменьшение амплитуд вверх по разрезу или переход в структурные носы. Березовская моноклиналь осложнена валами, одиночными локальными поднятиями и разделяющими их прогибами. Для поднятий характерно выполаживание вверх по разрезу и развитие до конца позднего мела. Основной рост поднятий происходил в готеривское время, затем структуры росли циклично. Палеоген-неогеновый этап характеризовался дополнительным ростом поднятий до 150-250 м.
Характерным для Зауральского геоблока является преобладание в платформенном чехле положительных тектонических элементов. В зону прохождения геотраверса попадает крупная Сергинская зона поднятий и Красноленинский свод. Сергинское куполовидное поднятие на западе через Шеркалинский мегапрогиб граничит с Березовской моноклиналью. Сергин-ская зона поднятий начала формироваться в раннеюрское время, в среднеюрское время окончательно оформилось северо-восточное простирание зоны. Она представляет собой незамкнутые валообразные поднятия, раскрывающиеся в сторону северо-запада. Сергинская зона поднятий отделена от Красноленинского свода Южно-Бобровским мегапрогибом раннеюрского заложения и длительного развития. Северный склон Красноленинского свода осложнен Ем-Еговской вершиной, которая через Поснокортскую ложбину граничит с Ро-гожниковским валом. По фундаменту Красноленинский свод имеет блоковое строение. Амплитуда свода вверх по разрезу уменьшается. По палеогеновым отложениям свод, как положительная структура, не выделяется, ему соответствует моноклиналь, наклоненная на восток. Свод имеет северо-западное простирание.
В таблице 1 приведена иерархия тектонических элементов и приуроченность к ним известных месторождений нефти и газа.
Нефтегазоносные области, районы и продуктивные комплексы
Моделируемый геотраверс пересекает 2 нефтегазоносносные области, включающие 3 нефтегазоносных района, выделенные в центральной части Западно-Сибирской плиты [2]: Приуральскую НГО (Березовский НГР) и Красноленинскую НГО (Сергинский и Красноленинский НГР).
В Березовском газоносном районе основным продуктивным комплексом является верхнеюрский с продуктивным пластом «П». Комплекс объединяет зону контакта осадочного чехла и фундамента - кору выветривания и трещиноватые породы фундамента, мощностью от 0 до 100 м. В этом НГК широко развиты коллектора II и III классов. Месторождения газовые, однозалежные, глубина залегания продуктивного горизонта 1200-1800 м. По запасам залежи мелкие и средние, ловушки структурно-литолого-стратиграфические. Газ в основном метановый. В зоне прохождения геотраверса расположено Озерное месторождение с залежью газа в пласте группы «П».
В Красноленинской НГО на территории Сергинского нефтегазоносного района к Шерка-линскому мегапрогибу приурочено Южно-Сотэюганское месторождение с залежью газа в среднеюрском НГК (пласты Ю2-з).
Таблица 1.
Тектонические элементы на траверсе Красноленинский свод-Ляпинский мегапрогиб
Геоблок Надпорядковые структуры Структуры I порядка Структуры II порядка Структуры III порядка Месторождение углеводородов
Восточно- Уральский Висимско- Хашгортская Саранпаульская моноклиналь
гряда Ляпинский мегапрогиб
Висимский ме-гавал
Березовская моноклиналь Озерное поднятие Озерное газовое
Зауральский Шеркалинский мегапрогиб Южно- Сотэюганское газовое
Сергинская зона поднятий Песчаное поднятие Овальное нефтяное Аржановское нефтяное З-Вандмторское нефтяное Песчаное нефтяное
Южно-Бобровский мегапрогиб
Красноленинский свод Ем-Еговская вершина Поснокортское нефтяное
Постнокортская ложбина Поснокортское нефтяное
Рогожниковский вал Рогожниковское нефтяное
К куполовидным поднятиям III порядка, осложняющим Сергинскую зону, приурочены Овальное, Аржановское с залежами в среднеюрском НГК (пласты Ю2-3), Западно-Вандмторское с залежами в среднеюрском (пласт Ю2) и нижнеюрском НГК (пласт Ю10), Песчаное с залежами среднеюрского НГК (пласты Ю2-3, Ю4-5) нефтяные месторождения. На территории Красноленинского нефтегазоносного района моделируемый геотраверс пересекает Поснокортское нефтяное месторождение с залежами в нижнеюрском НГК (пласт Ю10). Месторождение в тектоническом плане приурочено к северному склону Ем-Еговской вершины и соединяющей ее с Рогожниковским валом в Поснокортской ложбине. Ловушки По-снокортского месторождения литологические и структурно-тектонические. Далее в зону прохождения геотраверса попадает Рогожниковское нефтяное месторождение, приуроченное к Рогожниковскому валу. Основными продуктивными пластами являются отложения вику-ловской свиты (ВК1), абалакской свиты (Ю0), тюменской свиты (Ю2) и зона контакта вулканогенно-осадочных пород триаса и юрских отложений (Тг).
В таблице 2 приведена характеристика нефтегазоносных районов.
Стратификация и литология нефтегазоносных комплексов
Нижнеюрские отложения залегают в основании осадочного чехла с перерывом на породах доюрского возраста. Они развиты в центральных депрессионных частях ЗападноСибирской геосинеклизы, стратиграфически объединены в 4 свиты: шеркалинскую, горелую, котухтинскую, худосейскую. Последняя подразделяется на две подсвиты - нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита разделена на две пачки. Первая пачка соответствует пласту Ю11, в
наиболее полных разрезах - Ю11-12. Над пластом Ю11 располагается тогурская пачка, сложенная аргиллитами и служащая надежной покрышкой. Верхняя подсвита также представлена двумя пачками: нижней и верхней. Нижняя соответствует пласту Ю10, верхняя (радомская) пачка представлена глинами уплотнения. Нижнеюрские отложения развиты не повсеместно, прослеживаются, в основном, в прогибах. Мощность их колеблется от 0 до 150 м. Нижнеюрский НГК объединяет продуктивные пласты Ю10, Ю11, Ю12 шеркалинской свиты или ее аналогов. Характерной особенностью строения нижнеюрского НГК является закономерное выклинивание нижележащих горизонтов нижней юры и сокращение толщин к приподнятым частям палеорельефа [2].
Таблица 2
Характеристика нефтегазоносных районов на траверсе Красноленинский свод - Ляпинский мегапрогиб
НГР Нефтегазоносные комплексы Фазовое состояние залежей Пласты Месторождение углеводородов
Березовский Верхнеюрский + Газ мета- Группа П, Озерное
зона контакта оса- новый вогулкинская
дочного чехла и толща
фундамента
Сергинский Среднеюрский Газ Ю2-3 Южно-Сотэюганское
Среднеюрский Нефть Ю2 Овальное
Среднеюрский Нефть Ю3 Аржановское
Нижнеюрский Нефть Ю10 З-Вандмторское
Среднеюрский Нефть Ю2 З-Вандмторское
Среднеюрский Нефть Ю2-3 Песчаное
Нефть Ю4-5 Песчаное
Красно- Нижнеюрский Нефть Ю10 Поснокортское
ленинский Нижнеюрский +
зона контакта Нефть Тг Рогожниковское
Среднеюрский Нефть Ю2 Рогожниковское
Верхнеюрский Нефть Ю0 Рогожниковское
Меловой Нефть ВК1 Рогожниковское
Средняя юра (без большей части келловея) выделена как тюменская свита. Свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита (аален) представлена переслаиванием песчаников, гравелитов, алевролитов и углистым аргиллитом. У выступов фундамента появляются конгломераты. В составе подсвиты выделяются пласты Ю7, Ю8, Ю9, характеризующиеся значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. В направлении повышенных участков палеорельефа породы подсвиты выклиниваются. Средняя подсвита, возраст которой по спорово-пыльцевым комплексам определен как байосский, представлена неравномерным чередованием аргиллитов, иногда углистых, с песчаниками, алевролитами, карбонатными разностями пород и прослоями углей толщиной 0,5-
2,5 м. Здесь выделяются пласты Ю5 и Ю6. Верхняя подсвита представлена полимиктовыми песчаниками, чередующимися с алевролитами и аргиллитами, с прослоями углей 0,5-2,0 м, известняков и гравелитов. В составе подсвиты выделяются пласты Ю2, Ю3, Ю4. Они характеризуются резкой фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. Возраст по спорово-пыльцевым комплексам - батский. Среднеюрский НГК объединяет пласты Ю2.9 тюменской свиты. Особенностью строения среднеюрского разреза является закономерное выклинивание нижележащих горизонтов средней юры и сокращение толщин к сводовым и присводовым частям палеоподнятий. Максимальные мощности отложений тюменской свиты
приурочены к отрицательным формам палеорельефа: впадинам, мегавпадинам, котловинам, прогибам. Площади аккумуляции осадков последовательно (снизу-вверх) расширяются во времени, максимально распространены верхние горизонты тюменской свиты - пласты Ю2-3. В региональном плане отмечается последовательное увеличение мощности с запада на восток от 0 до 275 м. [2].
В верхнеюрском разрезе келловей-титонского возраста выделяются три горизонта: баже-новский (J3t-Kib), георгиевский (J3ti-J3ox3), и васюганский (J3c-J3ox). Отложения васюганско-го горизонта согласно залегают на породах средней юры или с размывом пересекают образования фундамента в краевых частях седиментационного бассейна. Осадки этой юрской части разреза накапливались в морских условиях и сложены терригенными серо- и темноцветными породами. С запада на восток региона происходит постепенная смена условий осадконакоп-ления. В разрезе верхней юры и келловея присутствуют следующие свиты: даниловская, му-лымьинская, баженовская, георгиевская, васюганская, наунакская, марьяновская и сиговская. На западе, в пределах Приуральской НГО, преобладает даниловский тип разреза, сложенный преимущественно глинистыми образованиями, накапливающимися в условиях нормального морского бассейна. Нижняя подсвита содержит на крыльях крупных поднятий прослои песчаников группы П (вогулкинская толща) [9]. К востоку, до западной части Сургутского свода, верхнеюрские отложения красноленинского типа представлены существенно глинистыми образованиями: битуминозными глинами тутлеймской или баженовской свит и небитуминозными глинами с включениями глауконитовых пород абалакской свиты. Далее на восток под битуминозными глинами баженовской свиты появляются глауконитовые породы георгиевской свиты, которые перекрывают глинисто-песчаные отложения келловей-оксфорда, составляющие васюганскую свиту. Верхняя часть подсвиты обычно содержит пласты песчаников Ю11, Ю12, Ю13 и Ю14. В пограничной зоне перехода от абалакской свиты в васюганскую на востоке (Сургутский НГР) увеличивается количество пластов, разрез васюганской свиты опесчанивается. Итак, верхнеюрский (васюганский) нефтегазоносный комплекс объединяет разнофациальные толщи келловей-кимериджского возраста. Региональной покрышкой, являющейся частью НГК и обеспечивающей изолированность комплекса сверху, служат существенно глинистые отложения волжско-берриасского возраста.
В нижнемеловых отложениях выделяется группа региональных циклов, или геологических тел, сформированных за длительный трансгрессивно-регрессивный цикл осадконакоп-ления. Существующий морской бассейн внутреннего типа заполнялся в основном за счет восточного и юго-восточного лавинообразного сноса терригенного материала. Цикличное боковое заполнение палеобассейна (в период трансгрессии накапливались глины, в период регрессии - песчано-алевритовый материал) привело к образованию клиноформных резервуаров или циклитов [19]. В разрезе неокома выделяют песчано-алевритистые пласты и пачки.
В таблице 3 приведена обобщенная характеристика отложений Березовского, Сергинско-го и Красноленинского НГР.
Геополостное моделирование
Использованы следующие цифровые материалы вдоль регионального профиля XIII: 1) Grid структурной карты по кровле юрских отложений ( по опорному горизонту Б, 1*1 км, ошибка 25 м); 2) Grid структурной карты по кровле доюрских отложений (по опорному горизонту А, 1*1 км, ошибка 50м); 3) Grid аномалий силы тяжести в редукции Граафа-Хантера (1*1 км, ошибка 0.6-0.8 мГал); 4) стратиграфические разбивки по скважинам, вскрывшим доюрские отложения; 5) литологическое описание керна доюрских отложений по скважинам: Постнокортская 831 (ПО-831), Инжегорская 153, Песчаная 620, Западно-Вандмторская 30, Овальная 4, Сотэ-Юганская 341, Озерная 338 (ОЗ-338).
Для выполнения геоплотностного моделирования использован программый комплекс «Решение прямой и обратной линейной задачи гравиметрии блоково-слоистых сред» [10].
Таблица 3.
Обобщенная литологическая характеристика отложений на траверсе ___________Красноленинский свод -Ляпинский мегапрогиб______________________
Отложения Березовский НГР Сергинский НГР Красноленинский НГР
1 2 3 4
До- юрские Центральная часть-гнейсы, гра-нито-гнейсы, кристаллические и метаморфические сланцы РЯ, анатектические интрузии верхнепалеозойских гранитов, серпентинитов, ультраосновных пород и габброидов. С запада примыкают терриген-ные слабометаморфизованные отложения Р22-3 и с востока -терригенные отложения С и ор-галогенные известняки Б. Среди осадочных пород встречаются интрузии диоритов и гранитои-дов, участками - эффузивы. Терригенно-карбонатные отложения Р22-3, гнейсы и кристаллические сланцы, интрузии кислого, среднего и основного состава. Преимущественно протерозойские сланцы и гнейсы с редкими включениями кварцевых диоритиов. Предполагаемая мощность до 1000 м.
Нижне- юрские Отложения отсутствуют. В наиболее погруженных зонах Шеркалинского, Юж-но-Бобровского мегапрогибов присутствуют песчаные и песчано-гравийные породы руслового, дельтового и прибрежно-бассейнового генезиса шеркалинской свиты (пласты Ю11 и Ю10) перекрыты глинистыми и алев-рито-глинистыми отложениями соответственно то-гурской (мощность до 35 м) и радомской (мощность 2075 м) пачек. Мощность Ю11 - 25-50 м, Ю10 - 25-40 м. Общая мощность 100-200 м. Отложения отсутствуют. На протяжении раннеюрской эпохи район представлял собой эррозионно-денудационную равнину.
Средне- юрские Разрез средней юры сокращенный. На локальных поднятиях, осложняющих Березовскую моноклиналь, отложения отсутствуют. Характер распространения песчаных тел коллекторов сложный (осадки пляжей, вдольбереговые бары, косы, пересыпи), с многочисленными фациальными замещениями их глинистыми породами. Выделяют пласты группы Т. Мощность от 0 до 150м. Разрез полный, вскрыты все пласты тюменской свиты Разрез полный, вскрыты все пласты тюменской свиты (Ю2-
(Ю2-9). Характерно последовательное стратиграфическое выклинивание пластов Ю7-9, Ю5-6, Ю4 к наиболее возвышенным участкам палеорельефа. Переслаивание грубое и более тонкое песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями углей и углистых аргиллитов, известняков, гравелитов. Общая мощность 200-250 м, в сводовых частях - 45-100 м. 9). Характерно последовательное стратиграфическое выклинивание пластов Ю7-9, Ю5-6, Ю4 к наиболее возвышенным участкам палеорельефа. Общая мощность 200-250 м, в сводовых частях - 45-100 м. Пласты Ю2-3 представлены аргиллитами с включением пирита, глауконита.
Верхне- юрские С размывом перекрывают образования фундамента или среднеюрские отложения и представлены абалакской свитой (вогулкинская толща). Нижняя часть абалакской свиты представлена прослоями песчаников группы П Отложения представлены существенно глинистыми образованиями: небитуминозными - с включениями глауконитовых пород абалакской свиты (пласт ЮКл) и выше - битуминозными плитчатыми аргиллитами Аргиллиты темно-серые, черные с отпечатками морской фауны, с включениями пирита и глауконита абалакской свиты перекрываются отложениями тутлеймской свиты, представленной битуминозными аргиллитами, темно-серыми до
(верхнеюрский+к.в. НГК), перекрываемая существенно глинистой, с прослоями и линзами песчано-алевролитовых разностей тутлеймской свитой. Отложения морского генезиса. тутлеймской свиты, стяжения пирита и отпечатки морской фауны. черного, тонкоотмученными, с обильным детритом, с отпечатками морской фауны.
Нижне- меловые Алясовская свита (КтЪ-у-е), существенно глинистая с прослоями песчано-алевролитовых морских отложений, перекрывается леушинской песчаноалевритовой свитой (продуктивные пласты группы Н-неокомский НГК). Леушинская свита перекрывается глинистыми отложениями кошайской свиты. Согласно на Нижняя часть фроловской свиты сложена глинами темно-серыми, серыми тон-коотмученными, с прослоями алевритовых разностей, глинистых известняков и сидерита. Верхняя часть представлена ритмичным чередованием песчано-алевритовых пластов неокомского комплекса (пласты АС3, АС^э) с пачками глин уплотненных, темно-серых, с прослоями глинистых известняков, на поверхностях наслоения много обугленного растительного детрита. Пласты неокомского комплекса перекрываются глинистой кошайской свитой. На ней залегает викуловская свита (апт), сложенная сла-босцементированными песчаниками и алевролитами с прослоями и гнездами глин. Много углистого детрита (пласты ВКи3). Хантыман-сийская свита сложена глинами серыми и темносерыми с линзами алевритового материала, с остатками раковин двухстворок. Нижняя часть фроловской свиты сложена глинами темносерыми, серыми тонкоотму-ченными, с прослоями алевритовых разностей, глинистых известняков и сидерита. Пласты верхней неокомской толщи сложены в большей степени глинистыми разностями, коллектора отсутствуют. Перекрываются глинистыми отложениями кошайской свиты. На ней залегает викулов-ская свита), сложенная слабо-сцементированными песчаниками и алевролитами с прослоями и гнездами глин. Много углистого детрита (пласты ВКи3). Ханты-Мансийская свита сложена глинами серыми и темно-серыми с линзами алевритового материала, с остатками раковин двухстворок.
ней залегает викуловская свита, сложенная морскими песчаноалевритовыми разностями.
В комплексе реализован алгоритм квадратичного программирования В.И. Старостенко [21]. Комплекс обеспечивает технологию многопараметрического многовариантного моделирования абсолютных значений плотности, позволяет одновременно моделировать в режиме формализованного подбора до 300 геоблоков плотностного разреза по 400 расчетным точкам на профиле. Погрешность расчета геоплотностей порядка 0.02 г/см3 при точности наблюденного поля 0.50 мГл.
Была реализована следующая схема геоплотностного моделирования. Априорная блокировка разреза по латерали осуществлена по следующим критериям: 1) по точкам перегиба графика поля («уступ», «локальное тело»); 2) по точкам перегиба сильно сглаженного графика поля; 3) по точкам перегиба структурных горизонтов. При этом размер каждого блока должен быть не меньше двойной глубины до верхней кромки.
Априорная блокировка фундамента по вертикали выполнена по следующим критериям: 1) фундамент исследуется на нескольких, примерно одинаковой глубины, срезах и от дневной поверхности, и от кровли фундамента; 2) 4 км - это уровень, на котором существенно может меняться вертикальный градиент плотности пород одной литологии (петрографического состава).
Априорные значения плотностей блоков принимались в соответствии с литологией до-юрских отложений в «реперных» скважинах: кварцевые диориты (ПО-831), метаморфические сланцы (03-338) - 2.60 г/см3 до глубины 4 км, 2.75 г/см3 на глубинах 4-7 км.
«Реперами» приведения модельного и наблюденного полей явились гравитационные эффекты плотностных колонок в районе скважин ПО-831 и 03-338.
Ограничения на априорные значения плотностей блоков задавались следующим образом: послеюрские отложения - +- 0.05 г/см3; юрские отложения - +- 0.05 г/см3; доюрские породы (до глубины 4 км) - +- 0.20 г/см3; доюрские породы (глубины 4-7 км) - +- 0.40 г/см3. В качестве критериев оптимальности решения обратной задачи принято: 1) «невязка» стремится к ошибке наблюденного поля; 2) выход значения «невязки» (от итерации к итерации) на асимптоту; 3) на ограничениях определилось минимальное число параметров плотности; 4) при возможности нет «инверсий» плотности. Характеристики решения обратной задачи приведены в таблице 4.
Таблица 4.
Характеристики решений обратной задачи гравиметрии_______________
Характеристики Значение
«Невязка» наблюденного поля и поля априорного разреза, мГал, максимальное отклонение, мГал +- 21.5 62.3
«Невязка» наблюденного поля и поля оптимального решения, мГал, максимальное отклонение, мГал, число итераций формализованного подбора +- 1.2 5.7 26
Линейный региональный фон, мГал/км 0.21
Количество блоков разреза 190
«Невязка» наблюденного поля и оптимального решения несколько велика за счет более грубого подбора в области аномалии типа «океанический желоб» (Висимский мегавал- Ля-пинский мегапрогиб-Саранпаульская моноклиналь). Решалась обратная задача и при априорном предположении, что в скважине Озерная 338 доюрские отложения представлены сланцами известняков (плотность 2.50 г/см3). Это решение является предпочтительным по ряду формальных критериев. Однако по геологическим соображениям этот вариант оказался неприемлемым, т.к. полученные плотности 2.46-2.47 г/см3 на глубинах 5.5-6.5 км представляются сомнительными.
Соотношение геополостной структуры и залежей углеводородов. Прогноз новых зон нефтегазонакопления.
Прогнозное плотностное картирование кровли доюрских отложений выполнено с дискретностью 5-10 км (рисунок 2). Освещена плотностная структура доюрских отложений до глубины 7 км, с шагом дискретизации по глубине 0.7-1.0 км. Прогнозное плотностное картирование доюрских отложений на глубинах 4-7 км выполнено с дискретностью по лате-рали 15-30 км.
На траверсе профиля разуплотнения кровли доюрских отложений (мощности 0.5-1.0 км) представлены, вероятно, палеозойскими слабометаморфизованными терригенными и карбонатными осадками или кислыми и/или трещиноватыми магматическими породами (участки Висимского мегавала, участки Красноленинского свода).
Характерную структуру (до глубины 6-7 км), выполненную в основном породами с плотностями слабометаморфизованных осадков или кислых магматических пород, имеет две обособленные зоны разуплотнения доюрского комплекса: Висимский мегавал (центральная и восточная части); Красноленинский свод (северо-восточная часть).
Ляпинский мегапрогиб и западная часть Висимского мегавала (на глубинах 1,5 км и более) представлены зоной уплотнения, вероятно, магматическими образованиями основного и ультраосновного состава. Крупные тела аналогичной плотности прогнозируются на глубинах более 4.0 км в центральной и западной части Сергинского куполовидного поднятия, в Шер-калинском мегапрогибе и в восточной части Березовской моноклинали.
На всем протяжении геотраверса в юрских отложениях заметных вариаций плотности не выявлено.
Над зоной разуплотнения всего доюрского комплекса, приуроченной к северо-восточной части Красноленинского свода (Рогожниковский вал), находится Рогожниковское нефтяное месторождение с залежами почти во всех НГК юры и неокома. По-видимому, основным источником нефти этих залежей являются потенциально материнские породы тутлеймской (баженовской) свиты. По глубине положения тутлеймская свита «вошла» в «нефтяное окно» [14]. Разуплотненная структура послеюрских отложений способствовала миграции нефти в ловушки викуловской свиты (ВК1). Непосредственное примыкание к материнским отложениям тутлеймской свиты пластов абалакской свиты, верхней подсвиты тюменской свиты и отсутствие нижнеюрских отложений способствовало миграции нефти в ловушки пластов Ю0, Ю2 и Тг. Масштабная зона разуплотнения доюрского комплекса на участке Рогожниковского вала является, по нашему мнению, сосредоточением резервуаров и генерирующих толщ (подводящих каналов?) в слабометаморфизованных палеозойских терригенно-карбонатных породах или в трещиновато-кавернозных магматических породах. Здесь крупный резерв расширения ресурсной базы Красноленинского НГР с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами в доюрском разрезе на глубинах 2.5 - 4.5 км. Определенным подтверждением такого прогноза являются результаты бурения на Рогожниковском лицензионном участке [5, 16, 17, 22]. Алексеева Е.В. (СургутНИПИнефть) в докладе на научно-практической конференции в Когалыме 20.12.06 сообщила о последних результатах бурения и испытания скважины 735 на Рогожниковском лицензионном участке. Здесь из кислых вулканитов доюрского комплекса (2810 м) получен приток нефти 11-19 т/сутки.
Источником нефти в ловушках Поснокортского месторождения (пласт Ю10), по-видимому, являются потенциально материнские нижнеюрские глинистые отложения тогур-ской и радомской пачек, выклинивающиеся на западном склоне Красноленинского свода. Отсутствие разуплотнения в структуре послеюрских отложений не способствует миграции нефти в неокомский комплекс и формированию в нем залежей.
На траверсе профиля в пределах Южно-Бобровского мегапрогиба месторождения еще не выявлены. Этот участок интересен тем, что наличие резуплотнения структуры послеюрских отложений указывает на возможность формирования здесь залежей нефти в неокомском комплексе. Это резерв расширения ресурсной базы в меловом НГК.
Источником нефти в ловушках Песчаного месторождения (пласты Ю2-3, Ю4-5) являются, скорее всего, потенциально материнские тогурская и радомская пачки.
Все месторождения Сергинского НГР приурочены к юрским отложениям. Следует заметить, что потенциально материнские юрские свиты и пачки по своему гипсометрическому уровню в пределах западной части Сергинского куполовидного поднятия и Шеркалинского мегапрогиба едва ли достигают стандартного «нефтяного окна». Тем не менее, месторождения Овальное, Аржановское и Западно-Вандмторское нефтяные. Здесь дополнительным ис-
точником тепла, аномально усиливающим геотермический режим нефтегазообразования, явилась зона интенсивного уплотнения в западной части Сергинского куполовидного поднятия на глубинах 4 км, интерпретируемая как магматическое образование ультраосновного состава. Неудивительно, что Южно-Сотэюганское месторождение газовое, т.к. приурочено к более высокому гипсометрическому уровню и тяготеет к участку менее интенсивной магматической деятельности. По-видимому, газ Южно-Сотэюганского месторождения - это газ первой зоны интенсивного газообразования.
Источником газа в ловушках Озерного месторождения (вогулкинская толща) предположительно являются глинистые морские отложения неокома. Гипсометрический уровень неф-тегазобразования соответствует зоне раннекатагенетического газа - метана. Отсутствие разуплотнения в меловом комплексе не способствует образованию в нем собственных резервуаров, флюид мигрирует в прилегающую вогулкинскую толщу.
Отсутствие структур разуплотнения в меловых отложениях на всем протяжении профиля в Березовской моноклинали, Шеркалинском мегапрогибе и Сергинском куполовидном поднятии снижает перспективы неокомского комплекса в пределах этих структур.
Центральная и западная часть Висимского мегавала представлена масштабной «сквозной» зоной разуплотнения. Здесь месторождения еще не выявлены. Вероятными источниками нефти и газа здесь могут быть углеродистые породы каменноугольных и девонских отложений. Юрские отложения отсутствуют. Послеюрская толща в силу сравнительно небольшой мощности вряд ли может быть генератором УВ. Если зона контакта представляет собой стратиграфический экран, то сосредоточение продуктивных резервуаров - это доюр-ские отложения. Здесь крупный резерв расширения ресурсной базы Березовского НГР с газовыми, нефтяными(?), газоконденсатными залежами в доюрском разрезе на глубинах до 4 км.
Что касается Ляпинского мегапрогиба, то перспективы обнаружения залежей УВ следует связывать с юрскими отложениями. Источником нефти могут быть глинистые отложения федоровской свиты [6] при очень ощутимом влиянии прилегающих магматических образований основного состава [23]. Аномальное температурное влияние этих образований на формирование залежей нефти и газа может быть не только конструктивным, но и деструктивным, особенно на восточном борту Ляпинского мегапрогиба.
Заключение
Методом геоплотностного моделирования в гравитационном поле построена плотност-ная модель доюрских отложений на траверсе Красноленинский свод - Ляпинский мегапрогиб. Выполнена корреляция тектоники, нефтегазоносных районов, месторождений, перспективных комплексов с выявленной плотностной структурой доюрских отложений. Показано, что плотностная структура согласуется с положением известных зон нефтегазонакопления и их вероятным генезисом. Выполнен прогноз новых зон нефтегазонакопления:
1. Крупная зона нефтегазонакопления с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами прогнозируется в доюрском разрезе Рогожниковского вала на глубинах 2.5-
4.5 км.
2. Крупная зона нефтегазонакопления с газовыми, нефтяными (?), газоконденсатными залежами прогнозируется в доюрском разрезе центральной и восточной части Висим-ского мегавала на глубинах до 4 км.
3. Вероятно обнаружение залежей УВ в юрских отложениях западного склона Ляпин-ского мегапрогиба.
4. Резервуары нефти прогнозируются в неокомском комплексе Южно-Бобровского мегапрогиба.
5. Перспективы выявления неокомских резервуаров в пределах Березовской моноклинали, Шеркалинского мегапрогиба и Сергинского куполовидного поднятия оцениваются отрицательно.
Разумеется, что выполненный прогноз новых зон нефтегазонакопления в Березовском, Сергинском и Красноленинском НГР является довольно грубой оценкой по одному направлению (профилю) и скорее может служить демонстрацией методического подхода, схемы геоплотностного моделирования и последующей нефтегеологической интерпретации. Достоверность и детальность прогноза могут быть существенно повышены построением трехмерной геоплотностной модели и проведением количественных расчетов геотемпературного режима.
Работа выполнена под руководством заведующего кафедрой геологии ЮГУ, д. г.-м. н. Исаева В.И.
ЛИТЕРАТУРА
1. Алексидзе, М.А. Приближенные методы решения прямых и обратных задач гравиметрии. М.: Наука. - 1987. - 336 с.
2. Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округ: Атлас / под ред. Ахпателова, Э.А., Волкова, В.А., Гончаровой, В.Н., Елисеева, В.Г., Карасева, В.И.,
Мухер, А.Г., Мясниковой, Г.П., Теплякова, Е.А., Хафизова, Ф.З., Шпильмана, А.В., Южа-ковой, В.М. Екатеринбург: Изд-во «ИздатНаукаСервис». - 2004. -148 с.
3. Баренбаум, А.А., Закиров, С.Н., Закиров, Э.С., Индрупский, И.М., Лукманов, А.Р. Интенсификация притока глубинных углеводородов //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. - Ханты-Мансийск. - 2006. - С. 45-53.
4. Бурштейн, Л.М., Жидкова, Л.В., Конторович, А.Э., Меленевский, В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. - 1997. -№6. - С.1070-1078.
5. Вахрушева, В.Н., Захарова, Л.М., Оксенойд, Е.Е., Одношевная, И.И. Перспективы нефте-газоносности триасовых отложений Северо-Рогожниковского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.11. - Ханты-Мансийск. - 2006. - С. 55-58.
6. Власов, В.А., Чернышев, Е.А., Смолин, С.Б. Новые данные о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности северной части Саранпаульской моноклинали и Ляпин-ского мегапрогиба. // Геология нефти и газа. - 1999. - №5. - С. 2-6.
7. Воронов, В.Н., Коркунов, В.К., Ивашкеева, Д.А. Новые перспективные нефтегазопоисковые объекты Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1999. - №5-6. - С. 7-14.
8. Дмитриевский, А.Н., Карагодин, Ю.Н., Курьянов, Ю.А., Кокшоров, В.З., Медведев, Н.Я. Триасовые магматиты - новый нефтегазоносный комплекс Западной Сибири // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ - Казань: Изд-во Казанск. ун-та. - 2006. - С. 86-89.
9. Елисеев, В.Г. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности верхнеюрского комплекса центральной части Западной Сибири. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том 1. - Ханты-Мансийск. - 2005. - С.177-189.
10. Исаев, В.И. Прогноз материнских толщ и зон нефтегазонакопления по результатам геоплотностного и палеотемпературного моделирования // Геофизический журнал. - 2002. -№2. - С. 60-70.
11. Исаев, В.И. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразо-вание. // Тихоокеанская геология. - №5. - 2004. - С. 101-115.
12. Исаев, В.И., Волкова, Н.А. Применение квадратичного программирования для решения обратной задачи геотермии // Тихоокеанская геологи. - 1995 . - №1. - С. 124-134.
13. Исаев, В.И., Хростовская, Н.В. О реализации на ЕС ЭВМ метода математического программирования для решения обратной задачи гравиметрии в линейной постановке // Разведочная геофизика: теория, методика, результаты. - Киев: Наукова думка. - 1984. - С. 156-171.
14. Исаев, Г.Д., Аухатов, Я.Г. Прогноз нефтегазоносности палеозоя с новых концептуальных позиций // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. - Ханты-Мансийск. - 2006. -С. 113-121.
15. Конторович, А.Э., Хоменко, А.В. Теоретические основы прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов с интенсивным проявлением трапнового магматизма // Геология и геофизика. - 2001. - т. 42. - № 11-12. - С. 1764-1773.
16. Кропотова, Е.П., Коровина, Т.А., Романов, Е.А., Федорцов, И.В. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензионный участок) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. - Ханты-Мансийск. - 2006. - С.133-146.
17. Медведев, Н.Я., Курьянов, Ю.А., Карагодин, Ю.Н., Кокшаров, В.З. Пермо-триасовые эф-фузивы - новый важный нефтегазоносный комплекс прироста запасов и добычи углеводородов Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1.
- Ханты-Мансийск. - 2006. - С.147-157.
18. Муслимов, Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании и развитии месторождений углеводородного сырья // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ - Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2006. - С. 3-9.
19. Мясникова, Г.П., Солопахина, Л. А., Мариненкова, Н.Л., Клопов, А. Л. и др. Геологичекое строение и перспективы нефтегазоносности доюрских отложений территории ХМАО. //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. - Ханты-Мансийск. - 2005.
- С. 148-162.
20. Потрясов, А.А., Скачек, К.Г., Гарифуллин, И.И. Влияние динамической активности до-юрского основания на особенности нефтеносности осадочного чехла северо-восточного склона Сургутского свода // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ - Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2006. -С. 212-217.
21. Старостенко, В.И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии - Киев: Наук. думка, 1978. - 228 с.
22. Тепляков, Е.А., Кошевников, А.Е., Тепляков, А.А. Доюрские отложения Красноленинского структурно-фациального районаи и перспективы их нефтегазоносности // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.11. - Ханты-Мансийск. - 2006. - С. 95104.
23. Федоров, Ю.Н., Иванов, К.С., Кормильцев, В.В., Ерохин, Ю.В., Князева, И.В., Сажнова, И. А. Основные черты строения и развития доюрского основания западной части ХМАО. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. - Ханты-Мансийск. - 2006.
- С. 122-132.
