CC BY
43
bank of the Sakhalin area is created. As the server of relational databases the graphic system Arc View, communicating with heterogeneous DBMS is utilised by a DBMS Oracle, in a client part. The local area networks created on the basis of structured cable systems, are joint through isolated unswitched telephone pair. The transfer rate of the unified computer network makes 5-100 Mbit / sec.The internal means Oracle and Arc View create virtual representations of the users and the transparency of arrangement of the data in a network is ensured, that decides problems of redundancy and data integrity, extreme simplifies activity of the users with a data bank. The system provides updating of databases "detail design" - " the current project " standardizing the data, and system of management by orders and decrees " of universal authentication " - data protection.The distributed data bank is the basic informational - analytical base of prediction oil-and-gas-bearing of settling basins and operating obtaining of the miscellaneous information for control of entrails fund.
Keywords: oil-and-gas-bearing settling basin , bank of the geology-geophysical data, Oracle, Arc View, computer network, system of management by orders and decrees, forecast oil-and-gas-bearing, East of Russia.
УДК 550.83 : 553.982-(51.642)
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОХОТОМОРСКОГО РЕГИОНА
Исаев В.И.
В результате картирования нефтегазоматеринских пород (по геотемпературному признаку), зон флюидомиграции, толщ-коллекторов и толщ-флюидоупоров (по геоплотностному признаку) осадочных бассейнов Охотоморского региона установлены особенности режима УВ-систем: степень катагенетической преобразованности органического вещества потенциально материнских пород, распространение зон вероятного нефтегазонакопления и фазовое состояние возможных залежей УВ.
ВВЕДЕНИЕ
Осадочные бассейны акватории и обрамления региона представлены оса-дочно-породным выполнением порядка 45-ти прогибов и впадин кайнозойского и юрско-мелового возраста (рисЛ). Осадочные бассейны с установленым промышленным потенциалом нефтегазоносности расположены, в основном, на западе Охотского моря в пределах о.Сахалин и присахалинского шельфа. В начале 80-х годов в Колпаковской впадине Западной Камчатки открыты первые газовое и газоконденсатные месторождения * Разведанными являются только миоценовые отложения с промышленными запасами нефти и газа.
Настоящие исследования региона, выполняемые академией наук, высшей школой, организациями МПР и нефтяными компаниями [5, 12], основываются на единой методике оценки нефтегазоносности осадочных бассейнов, акцентированной на анализе динамики УВ-систем. Применяемые региональные критерии прогноза, помимо мощности осадочного выполнения, включают территории развития материнских пород и зон фл юидомиграции. Под последними понимаются « зоны разуплотнения », сопряженные с геодинамическими и гидродинамическими системами региональных разломов. Зональные
плошаль НГБ и его номер
1-Байкальский
2-Валский
3-Погибинский
4-Нышско-Тымский
5-Пильтунский 6 - Чайвинский
7-Набильский
8-Лунский
9-Пограничный
10-Макаровский
11-Дагинский
12-Татарский
13-Западно-Сахалинский
14-Монеронский
15-Анивский
16-НГБ прогиба Терпения
17-Тюлений
18-Восточно-Сахалинский
19-Шмидтовский
20-Южно-Курильский
21 -Центрально-Курильский 22-НГБ прогиба Ионы 2 3 -Тони но - Анивс ки й
24-Пусторецкий
25-Паланский
26-Ичинский
2 7-Колпаковский
28-Голыгинский
29-НГБ прогиба Атласова
30-Пахачинский
31 -Ильпинско-Карачинский
3 2 -Пенжинский
33-Мильково-Козыревский
34-Восточно-Камчатский
35-Кроноцкий
36-Начикинский
37-НГБ прогиба Дальний
38-Красноозерский
39-Анадырский
40-Наваринский
41-НГБ впадины Гавриила
42-Хатырский
43-Восточно-Тугуйский
44-Восточно-Удский
45-Северо-Охотский
46-НГБ прогиба Тинро
47-Шелиховский
48-Гижигинский
49-Поворотный
50-Ямский
51-Ланковский
52-Кивинско-Тауйский
53-Средне-Кивинский
54-Хайрюзовский
55-Кулькинский
56-Кимчинский
5 7 -Зея-Буреинский 58 -Верхне-Буреинский 5 9-Средне-Амурский 60-Бикинский 61 -Ханкайский
62-Суйфунский
63-Удский
64 -Верхне-Зейский 65-Ушумунский
Ш*
14Г
тт
Рис Л Обзорная карта размещения осадочных бассейнов Дальнего Востока (элементы тектонического и нефтегеологического районирования по ВМ. Радюшу, ВТ. Варнавскому)
критерии прогноза - «литостратиграфические», «литолого-петрофизичее-кие», включают присутствие в разрезе нефтематеринских пород, толщ потенциальных коллекторов и толщ-флюидоупоров. Методологической основой прогнозирования является осад очно-миграционная теория стадийности (ка-тагенитической зональности) процессов нефтегазообразования [4,17] и теория
математического моделирования в гравитационном и геотемпературном полях строения и эволюции осадочно-породного бассейна [21]. Методика прогнозирования реализуется сквозной компьютерной технологией геоплотностного мод ел ирования, палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования [7, 22].
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
В результате картирования нефтегазоматеринских пород (по геотемпературному признаку), зон флюидомиграции, толщ-коллекторов и толщ-флюидоупоров (по геоплотностному признаку) в Нышской, Набильской, Лунской впадинах, южного сегмента зоны Центрально-Сахалинского разлома в пределах Западно-Сахалинского поднятия и Макаровского, Анивского прогибов, в Колпаковской впадине, Восточно-Камчатском прогибе и Средне-Амурской впадине установлены [5,8, 9, 10, 11, 13, 19] особенности степени катагенетической преобразованности органического вещества материнских пород, распространения зон вероятного нефте-газонакопления и фазового состояния возможных залежей УВ.
Если в пришельфовой части суши, в шельфовой зоне главная зона нефте-образования («нефтяное окно») и глубинная газовая-газоконденсатная зона приурочены, в основном, к миоценовым отложениям, то в направлении от береговой линии в сторону суши положение этих зон как по гипсометрии, так и по стратиграфическому уровню существенно меняется. Зоны нефтегазогене-рации по гипсометрическому уровню смещаются вверх на 1,0-1,5 км и более, при этом «погружаясь» в палеогеновые и верхнемеловые отложения. Причем, глубинная зона газогенерации практически повсеместно сопровождает верхнемеловые отложения (рис.2).
1 2 ^ \ 3 4 ^ \ 5 \с|д 6 -ч^ ок 7 8
Рис.2 Геотемпературный разрез вдоль профиля 11 Лунской впадины Сахалина.
1 изотермы современных температур ,0С; 2-изотермы максимальных палеотемпера-тур, ОС; 3-зона газа первой генерации; 4-главная зона нефтеобразования; ^ 5-зона газа вто рой генерации и конденсата; 6-геологические границы; 7-эрозионный срез; 8-мезозойско-па-леозойское основание Лунской впадины; 9-берег Охотского моря
Региональные разломы «проявляются» в меловом «базальном этаже» и мезо-палеозойском фундаменте 20-40 километровыми зонами аномального ра-
го го
20 км
Запив Лнша
"230
<ас-н 5
2
4- 9
Рис. 3 Схематическая карта распределения значений
т „ . - плотности меловых отложений и фундамента в южной части Сахалина: А - рас-
пределение значении плотности верхнемеловых отложений. Б - распределение значений плотности вР2~М2 фундаменте. Остальные
пояснения в тексте
зуплотнения, отождествляемого е высокой проницаемостью пород, улучшением коллекторских свойств за счет повышенной трещиноватости. На рисунке 3 приведены схематические карты распределения плотности меловых отложений и фундамента на широте г. Южно-Сахалинска. На картах приняты следующие условные обозначения: 1 - изолинии плотности, г/см3' 2 - изоденсы, оконтуривающие области аномально пониженных значений плотности; 3 -профили мод ел ирования; 4 - Центрально-Сахалинский разлом; 5 - поисковые и параметрические скважины; 6 - зона выхода фундамента на дневную поверхность; 7 - восточная граница распространения меловых отложений; 8 - антиклинальные структуры в верхнемиоценовых отложениях и номера структур; 9 - грязевой вулкан Южно-Сахалинский. Под номерами 14 и 18 обозначены антиклинальные структуры, вмещающие анивские месторождения газа.
Таким образом, к зоне Центрально-Сахалинского разлома приурочены месторождения газа. Это дает дополнительные основания полагать, что региональные разломы представляют собой системы, подобные системе Северо-Са-халинского разлома, которая «нанизывает» нефтегазовые месторождения северного промыслового района Сахалина.
Интрузии основного состава, которые могут сопровождать региональные разломы, создают в осадочном чехле дополнительные нестационарные температурные эффекты (рис.4). Эти эффекты, при своей максимальной величине, на расстоянии 1-2 км от интрузии (внутри контура изотермы 200° С) скопления УВ, вероятно, разрушают. Конструктивное тепловое влияние интрузивного тела на нефтегазогенерацию оценивается неопределенно по причине кратковременности и незначительности пространственных масштабов.
пТД1 'ШШ II \ \ \\
Рис А Тепловая модель интрузии основного состава в осадочном разрезе Вое точно-Камчатского прогиба. А ~ положение интрузивного тела в разрезе профиля: интрузия (I); складчатое основание (2); Б - максимальный прогрев осадков, если накопление неогеновой толщи происходило поверх остывающей интрузии; В - максимальный прогрев осадков, если внедрение интрузии произошло под толщу неогеновых осадков
На рисунке 5 приведены схематические карты распределения аномалий плотности палеоген-неогеновых отложений Лунской впадины. На картах приняты следующие условные обозначения: 1-расчетный профиль и его номер, 2-изо-аномалы плотности (г/см3), 3-изоаномалы плотности промежуточные, 4-прогно-зируемые зоны толщ-флуидоупоров (затемнены), 5-глубокие скважины, 6-Уф-
ское газонефтяное месторождение (приуроченное к дагинским отложения), 7-Полярнинское нефтяное месторождение (приуроченное к борским отложениям), 8-контур Лунской впадины, 9-линия выклинивания отложений.
Как видим, ни одна из толщ (свит) не является толщей-коллектором (зоной нефтегазонакопления) или толщей-флюидоупором (региональной покрышкой) на всей территории своего распространения в пределах осадочного бассейна. Очевидно, литофизические характеристики одновозрастных отложений существенно меняются в латеральном направлении в связи с фациальной изменчивостью, термобарической обстановкой, постседиментационной трещинова-тостью в зонах тектонической активности [3, 15,16]. Поэтому толщи (свиты) по своему простиранию выглядят в отношении коллекторских свойств зональ-но-блоковыми системами, с размерами «ячеек» от 3-6 до 12-20 км.
Осадочные бассейны внешнего (континентального) обрамления региона - Приамурья и Примагаданья, представленные прогибами и впадинами юр-ско-мелового возраста, имели терраак-вальный характер развития. Здесь ведущее место занимают палеогеновые и меловые комплексы континентального и прибрежно-континентального режимов осадконакопления [1,6]. Общая тенденция стратиграфического «погружения» кефтегазогенерирующих зон катагенеза от береговой линии в сторону материка, указанная выше для шельфа, сохраняется и здесь. Прогнозирование зон нефтегазонакопления в меловых и, возможно, юрских отложениях связывается с выявлением «блоков с пониженными плотностями» [2]. Проведенные нами исследования на территории Переяславского грабена Средне-Амурской впадины позволили выделить в пределах площади развития меловых отложений волочаевской свиты разуплотненные дельтовые фации осадков. По результатам геотемпературного моделирования установлено, что главная зона нефтеобразования и значительная часть зоны образова-
Рис.в П лотностная модель сейсмоакусти-ческого фундамента Юго-Восточного обрамления Охотоморского региона. Условные обозначения в тексте
ни я раннекатагенетического газа погружены в меловые отложения.
Территории осадочных бассейнов юго-восточного обрамления региона (Южно-Курильский и Ценрально-Курильский прогибы) картируются по геоплотност-ному признаку крупной зоной пониженной плотности, расположенной ниже сейсмоакустического фундамента [18]. Область Южно-Курильского прогиба представлена наибольшим разуплотнением (рис.6). На рисунке приняты следующие условные обозначения: 1 - местоположение расчетных профилей; 2 - оси Ку-рило-Камчатского и Алеутского глубоководных желобов; 3 - контуры прогибов: X ~ Центрально-Курильского, II - Южно-Курильского; 4 - шкала изменения осред-ненных плотностных характеристик сейсмоакустического фундамента.
ВЫВОДЫ
Несмотря на значительные запасы УВ, разведанные на сахалинском шельфе, и предпологаемые объемы их добычи транснациональными компаниями в будущем, необходимо продолжить прогнозирование и оценку ресурсов углеводородов в иных частях Охотоморского региона, а также в палеогеновых и верхнемеловых отложениях о.Сахалин. Высокая степень катагенеза последних создает предпосылки для формирования экологически безопасных газовых и газоконденсатных месторождений.
Существенная роль континентальной седиментации осадочных бассейнов Приамурья, Примагаданья и высокая степень катагенеза меловых и юрских отложений создают предпосылки для формирования здесь газовых и газоконденсатных месторождений, вероятно, без существенной вертикальной миграции УВ [20], в коллекторах трещинно-порового типа. Прогнозирование, поиски и разведка этих месторождений будут весьма своевременны для нового Магаданско-Западно-Камчатского центра нефтегазодобычи [14].
ЛИТЕРАУРА
1. Варнавский В.Г. Нефтегеологическое районирование Приамурья и сопредельного шельфа. //Тихоокеанская геологии, 1996, N1, с Л 29-141.
2. Варнавский В.Г. Меловые нефтегазоносные комплексы на Востоке России.//Тихоокеанская геология, 1996, N4, с.102-108.
3. Варнавский В.Г., Коблов Э.Г., Буценко Р.Л., Деревской H.A., Ивань-шина Л.П., Кириллова Г.Л., Крапивенцева В.В., Кузнецов В.Е., Тронова Т.Ю., Уткина А.И. Литолого-петрофизические критерии нефтегазоносности, - М.: Наука, 1990, 270 с.
4. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние).//Известия АН СССР, Сер. геол., 1967, N11, с. 135-156.
5. Веселов О.В., Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Пляскин В.А. Оценка углеводородного потенциала мезозойских осадочных бассейнов Охотоморского бассейна на основе геолого-геофизических реконструкций.//Материалы международного научного симпозиума «Строение, геодинамика и металлогения Охотоморского региона и прилегающих частей Северо-Западной Тихоокеанской плиты» (гл.ред. К.Ф.Сергеев). Т.2. - Южно-Сахалинск, 2002, с.27-30.
6. Гончаров В.И., Глотов В.Е., Гревцев A.B. Топливно-энергетический потенциал Северо-Востока России.//Тихоокеанская геология, 2001, N4, с.35-46.
7. Исаев В.И. Прогноз материнских толщ и зон нефтегазонакопления по результатом геоплотностного и палеотемпературного моделирования. // Гео-216
физический журнал , 2002, N2, с.60-70 .
8. Исаев В.И., Волкова H.A. Применение квадратичного программирования для решения обратной задачи геотермии.//Тихоокеанская геология, 1995, N1, с. 124-134.
9. Исаев В.И., Волкова H.A. Прогнозные оценки перспективности объектов нефтегазопоисковых работ методами геоплотностного и палеотемператур-ного моделирования.//Тихоокеанская геология, 1997, N2, с. 58-67.
10. Исаев В.И., Волкова H.A. Оценка нефтегазоносности меловых отложений зоны Центрально-Сахалинского разлома по результатам математического моделирования.//Тихоокеанская геология, 1998, N6, с. 115-118.
11. Исаев В.И., Волкова H.A., Ним Т.В. Решение прямой и обратной задачи геотермии в условиях седиментации.//Тихоокеанская геология, 1995, №3, с. 73-80.
12. Исаев В.И., Косыгин В.Ю., Соловейчик ЮТ., Юрчук A.A., Гуленок Р.Ю., Шпакова Н.В. Проблемы оценки нефтегазоматеринского потенциала осадочных бассейнов Дальневосточного региона ( ДВР ). //Геофизический журнал, 2002, N1, с.28-52.
13. Исаев В.И., Косыгин В.Ю., Соколова В.В. Прогноз нефтегазоносности Нышско-Тымского прогиба по результатам геоплотностного и палеотемпе-ратурного моделирования.//Тихоокеанская геология, 2001, N5, с. 12-24.
14. Келлер М.Б., Зиновьев A.A., Белонин М.Д. Состояние и перспективы развития ресурсной базы УВ-сырья Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России о //Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России (Ред. А.В.Комаров). ТЛ - Томск. 2000, с. 120-129.
15. Кононов В.Э., Альперович И.М., Слуднев Ю.Г., Тронов Ю.А., Хара-хинов В.В. Литофизические особенности среднемиоценовых отложений Сахалина,//Геология нефти и газа, 1988, N11, с. 37-40.
16* Кононов В.Э., Сергеев К.Ф., Аргентов В.В., Виккенина С.К., Жигулев В.В., Жильцов Э.Г. Возможности сейсморазведки МПВ при нефтегазопоисковых исследованиях на северо-восточном шельфе о.Сахалин.//Тихоокеанская геология, 1998, N5, с. 27-38.
17. Конторович А.Э. Количественные методы геохимического прогноза нефтегазоносности. - М.: Недра, 1976, 248с.
18. Красный M.JL, Косыгин В.Ю., Исаев В.И. Плотностная характеристика акустического фундамента Курило-Камчатского региона//Тихоокеанская геология, 1984, N5, с. 47-51.
19. Мишин В,В., Иванов C.JL, Исаев В.И. Плотностная характеристика осадочного чехла Ичинского прогиба Западной Камчатки.//Тихоокеанская геология, 1989, N4, с. 89-93.
20. Полякова И.Д., Колганова М.М., СоболеваЕ.И., Рязанова Т.А., Ушакова Н.Е. Геохимические показатели нефтегазообразования в мезокайнозойских отложениях Среднеамурской впадины.//Тихоокеанская геология, 1993, N1, с. 49-57.
21. Старостенко В.И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии. - Киев: Наук, думка, 1978, 228с.
22. Isaev V.l. The estimation of the expected resources of the hydrocarbons in the sedimentary basins of the NW Pacific using the methods of simulation of the geophysical fields.//Abstracts of papers International Symposium «GEOLOGICAL - GEOPHYSICAL MAPPING OF THE PACIFIC REGION», Yuzhno-Sakhalinsk, 1989, p. 42-43.
УДК 550.83 : 553.982-(51.642)
OIL & GAS PRESENCE IN THE OKHOTSK SEA REGION
Isaev V.l.
From the results of mapping of oil & gas source rocks, of fluid migration zones, strata-reservoirs and strata-fluid stops in the Okhotsk Sea region in sedimentary basins the features of HC system regime were established.
УДК 550.838:553.982
МАГНИТНЫЕ ПОЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
И ВОЗМОЖНОСТИ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИ КАРТИРОВАНИИ
ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Меркулов В.П
В статье освещены вопросы информативности данных магниторазвед очных съемок при при картировании контуров нефтегазоносных объектов. Эффекты влияния залежей на аномальные магнитные поля проявляются в виде микромагнитных аномалий, представляющих собой участки резко дифференцированного по амплитуде высокочастотного магнитного поля, наложенного на плавно меняющийся фон низкочастотных аномалий. Опыт исследований на серии перспективных площадей юго-восточной части Западной Сибири показывает уникальность проявления таких зон над залежами различного типа. Специализированные процедуры дисперсионного и спектрально-энергетического анализа (на базе преобразования Фурье) маг-ниторазведочных данных позволяют выполнить разделение и количественное описание микромагнитных аномалий с формированием комплексного прогнозного параметра, соответствующего вероятности обнаружения аномальных эффектов, сопровождающих месторождение.
Традиционно ведущим геофизическим методом, применяемым при поисках и разведке месторождений нефти и газа, является сейсморазведка. Она позволяет решать целый ряд задач прогнозирования геологического разреза. Несмотря на достигнутые успехи в разработке методик, оснащение современной сейсморегистрирующей аппаратурой и обрабатывающими геофизическими комплексами, успешность прогноза залежей только по материалам этого метода остается недостаточно высокой, особенно в случае сложнопостроенных ловушек, к которым часто относятся и ловушки, сосредоточенные в нефтегазоносном горизонте зоны контакта (НГГЗК) осадочного чехла и фундамента, юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири.
Эти геологические объекты характеризуются, как правило, сравнительно малыми размерами, приуроченностью к различным структурным осложнениям геологического разреза, зонам стратиграфического выклинивания или литологического замещения пластов. Прогресс в геофизических исследованиях сложнопостроенных залежей углеводородов может быть достигнут только применением комплекса методов, имеющих различную физическую основу и достоверно отражающих присутствие поискового объекта в виде специфического изменения физических полей.
Наиболее целесообразным является, на наш взгляд, применение ком-
