CC BY
105
ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
УДК 550.34.06.013.3;553.982.2;553.981.2
DOI 10.31087/0016-7894-2018-4-5-15
Нефтегазоперспективные объекты палеозоя Западной Сибири, сейсмогеологические модели эталонных месторождений
© 2018 г.|В.А. Конторович1'2, Л.М. Калинина1, 2, А.Ю. Калинин1, 2, М.В. Соловьев1, 2
1ФГБУ «Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН», Новосибирск, Россия; 2Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, Новосибирск, Россия; kontorovichva@ipgg.sbras.ru; kalininalm@ipgg.sbras.ru; kalininay@ipgg.sbras.ru; solovevmv@ipgg.sbras.ru
Поступила 13.03.2018 г. Принята к печати 21.05.2018 г.
Ключевые слова: палеозой; карбонаты; органогенные и доломитизированные известняки; граниты; кислые эффузивы; глинисто-кремнистые породы; временной разрез; отражающий горизонт; волновые поля; амплитудно-энергетические характеристики; нефтегазоносность; нефтегазоперспективный объект; залежь.
Палеозойские отложения, с которыми в Западной Сибири связано более 60 нефтегазовых месторождений, являются одним из наименее изученных нефтегазоперспективных комплексов на территории провинции. Анализ результатов геолого-разведочных работ позволяет сделать вывод о том, что палеозойские залежи углеводородов связаны с кислыми магматическими породами (гранитами и кислыми эффузивами), органогенными и доломитизированными известняками коренного палеозоя и глинисто-кремнистыми породами коры выветривания. В работе рассмотрены модели нефтегазовых залежей и определены сейсмогеологические критерии выделения нефтегазоперспективных объектов в палеозойских отложениях, представленных различными литологическими разностями.
1Для цитирования: Конторович В.А., Калинина Л.М., Калинин А.Ю., Соловьев М.В. Нефтегазоперспективные объекты палеозоя Западной Сибири, сейсмогеологические модели эталонных месторождений // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4. - С. 5-15. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-4-5-15.
Petroleum prospects of the West Siberian Palaeozoic, geoseismic models of reference fields
© 2018 | V.A. Kontorovich1, 2, L.M. Kalinina1, 2, A.Yu. Kalinin1, 2, M.V. Solovyev1, 2
1IPGG SB RAS, Novosibirsk, Russia;
Novosibirsk State University, Novosibirsk, Russia; kontorovichva@ipgg.sbras.ru; kalininalm@ipgg.sbras.ru; kalininay@ipgg.sbras.ru; solovevmv@ipgg.sbras.ru
Received 13.03.2018 Accepted for publication 21.05.2018
Key words: palaeozoic; carbonates; organic and dolomitized limestone; granite; acid volcanic rocks; argillaceous and siliceous rock; time section; reflection horizon; wavefields; amplitude and energy characteristics; oil and gas potential; petroleum prospect; pool.
More than 60 oil and gas fields in Western Siberia are associated with the Palaeozoic deposits, which are among the least studied oil and gas prospects in the province. Analysis of exploration results suggests that Palaeozoic hydrocarbon reservoirs are associated with acid igneous rocks (granite and acid volcanic rocks), organic and dolomitized limestone in Palaeozoic bedrocks, and argillaceous and siliceous rocks of weathering crust. The paper discusses models of oil and gas pools, and defines geoseismic criteria of petroleum prospects identification in the Palaeozoic deposits represented by different lithological varieties. Analysis of geological and geophysical data shows that the most promising objects in terms of bedrock Palaeozoic (Horizon M1) petroleum potential are the low-contrast erosion and tectonic uplifts, as well as buried and fault-bounded blocks situated on monoclines, which are composed of organic and dolomitized limestone not overlapped by weathering crust. In seismic time sections, a slight amplitude decrease in Ф2 reflection horizon associated with the Palaeozoic Top is typical for these erosion and tectonic uplifts; while abnormally high amplitude and energy characteristics are typical of the fault-bounded blocks. The most promising among the argillaceous and siliceous rocks of the weathering crust (Horizon M) and acid igneous rocks (granite and acid volcanic rocks) in terms of petroleum potential are the contrast erosion and tectonic basement uplifts, which were subject to intensive disintegration; the abnormally low amplitudes of the Ф2 reflection horizon are typical of them in seismic wavefields.
I For citation: Kontorovich V.A., Kalinina L.M., Kalinin A.Yu., Solovyev M.V. Petroleum prospects of the West Siberian Palaeozoic, geoseismic models of reference
fields. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2018;(4):5-15. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-4-5-15.
Рис. 1. Fig. 1.
Палеозойские залежи УВ, Чузикско-Чижапская зона нефтенакопления Palaeozoic HC pools, Chuziksky-Chizhapsky petroleum accumulation zone
, 1 2 CM 3 U-"' 4 5
8
1 — административные границы; 2 — изогипсы горизонта Ф2, м; 3 — локальные поднятия, 4 — разломы; месторождения УВ
(5-7): 5 — палеозойские, 6 — в органогенных и доломитизи-рованных известняках горизонта М1, 7 — в глинисто-крем-
нистых породах горизонта М; 8 — Чузикско-Чижапская зона.
Месторождения: 1 — Арчинское, 2 — Урманское, 3 — Там-
баевское, 4 — Южно-Тамбаевское, 5 — Нижнетабаганское,
6 — Кулгинское, 7 — Южно-Табаганское, 8 — Солоновское, 9 —Северо-Останинское, 10 — Сатпаевское, 11 — Верхне-комбарское, 12 — Малоичское, 13 — Верх-Тарское, 14 — Ге-расимовское, 15 — Останинское, 16 — Северо-Калиновое, 17 — Калиновое, 18 —Селимхановское, 19 — Восточное
1 — administrative borders; 2 — structural contours of 02 Horizon (m); 3 — local highs, 4 — faults; HC fields (5-7): 5 — Palaeozoic, 6 — in organic and dolomitized limestone of M1 Horizon, 7 — in argillaceous and siliceous rocks of M Horizon; 8 — Chuziksky-Chizhapsky zone.
Fields: 1 — Archinsky, 2 — Urmansky, 3 — Tambaevsky, 4 — South Tambaevsky, 5 — Nizhnetabagansky, 6 — Kulginsky,
7 — South Tabagansky, 8 — Solonovsky, 9 — North Ostaninsky, 10 — Satpaevsky, 11 — Verkhnekombarsky, 12 — Maloichsky, 13 — Verkh-Tarsky, 14 — Gerasimovsky, 15 — Ostaninsky, 16 — North Kalinovoe, 17 — Kalinovoe, 18 — Selimkhanovsky, 19 — Vostochnoe
Палеозойские отложения — одни из наименее изученных нефтегазоперспективных комплексов на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В настоящее время в палеозойских отложениях Западной Сибири открыто более 60 неф-
тегазовых месторождений, причем значительная часть залежей выявлена попутно при постановке глубокого бурения на неокомских и юрских нефтегазоперспективных объектах. Исключение составляет расположенная на юго-востоке Западной Сибири Чузикско-Чижапская зона нефтенакопления, на территории которой нефтепоисковые работы 19701980-х гг., нацеленные на открытие залежей углеводородов в палеозойском комплексе пород, проводились системно и целенаправленно. Эти исследования дали положительные результаты и привели к открытию 19 месторождений нефти и газа, связанных с палеозойскими породами (рис. 1).
На территории Западной Сибири палеозойские отложения представлены различными по возрасту и составу породами. На большей части бассейна эти отложения претерпели процессы герцинской складчатости и раннетриасового рифтогенеза и представляют собой фундамент для мезо-кайнозойского осадочного чехла [1-3].
Анализ результатов геолого-разведочных работ позволяет сделать вывод о том, что в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции залежи углеводородов в палеозойских отложениях связаны главным образом с тремя типами пород [4-6]:
1) гранитами и кислыми эффузивами, в которых залежи углеводородов могут концентрироваться как в трещинных коллекторах, так и перекрывающих коренные породы корах выветривания;
2) глинисто-кремнистыми породами коры выветривания (горизонт М), развитыми главным образом по силикатосодержащим породам девона - карбона — кремнистым известнякам и кремнеаргиллитам;
3) известняками коренного палеозоя (горизонт М^.
На протяжении всей истории изучения Западной
Сибири при подготовке объектов к бурению, а также на стадиях разведки и доразведки месторождений основным геофизическим методом является сейсморазведка. Настоящая статья посвящена сейсмогео-логическим моделям палеозойских залежей УВ, связанных с различными типами палеозойских пород и нефтегазоперспективных объектов. В Западной Сибири отражающий горизонт, формирующийся на границе между мезо-кайнозойским осадочным чехлом и доюрским основанием, в различных регионах индексируется по-разному. На юге Тюменской области, в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком АО, горизонт обозначается индексом А, на территории Томской, Новосибирской и Омской областей — Ф2. К кровле перекрывающих палеозой юрских отложений приурочен отражающий горизонт Б. На большей части бассейна в зонах герцинской складчатости и ранне-триасового рифтогенеза на временных сейсмических разрезах дислоцированные, метаморфизованные внутрипалеозойские образования характеризуются хаотическим рисунком сейсмической записи — ниже
приуроченного к кровле палеозоя отражающего горизонта А (Ф2) отсутствуют устойчивые сейсмические горизонты и волновые поля характеризуются низкими фоновыми значениями амплитуд [4, 5].
Граниты и кислые эффузивы
Большинство залежей углеводородов в гранитах и кислых эффузивах открыто в западной части Западно-Сибирской провинции — в Шаимском и Березовском нефтегазоносных районах Приуральской нефтегазоносной области. Характерными особенностями этой территории являются небольшие глубины залегания палеозойских отложений и незначительная мощность юрских отложений. В этих районах верхнеюрские отложения, представленные абалак-ской и баженовской свитами, в пределах контрастных эрозионно-тектонических выступов, сложенных различными по составу породами, в том числе гранитами и кислыми эффузивами, залегают непосредственно на домезозойском основании и залежи углеводородов сконцентрированы как в вогулкинской песчаной пачке абалакской свиты, так и в подстилающей ее толще дезинтегрированных палеозойских пород — коре выветривания, которые представляют собой единый резервуар (рис. 2).
Залежи УВ в этом районе контролируются антиклинальными структурами, сформированными над контрастными эрозионно-тектоническими выступами фундамента, в пределах которых приуроченный к подошве осадочного чехла отражающий горизонт А расположен непосредственно под горизонтом Б, контролирующим кровлю юры (см. рис. 2). В волновых сейсмических полях эти эрозионно-тек-тонические выступы характеризуются хаотическим рисунком сейсмической записи.
Близкое геологическое строение имеет расположенное во внутренней части бассейна Чебачье месторождение, на котором промышленный приток нефти получен из гранитов Криволуцкого батолита. Один из наиболее крупных в Западной Сибири Кри-волуцкий гранитный батолит расположен в осевой части Александровского свода, в северо-западной части Томской области. Гранитный массив представляет собой крупный эрозионно-тектонический выступ фундамента, в наиболее приподнятых частях которого нижне-среднеюрские отложения в разрезе отсутствуют и граниты перекрыты нефтепроизво-дящими породами баженовской свиты (см. рис. 2). Именно в таких зонах пробурены продуктивные скважины, в которых из верхней дезинтегрированной части гранитов получены притоки нефти. На склонах выступа, где мощность юрских отложений увеличивается, коллекторы в верхней части гранитного массива отсутствуют и все пробуренные на этих участках скважины оказались сухими — притоков флюида при испытании палеозойских отложений не получено.
Рис. 2. Fig. 2.
Сейсмогеологическая характеристика гранитных
эрозионно-тектонических выступов
Geoseismic behaviour of granite erosion and tectonic uplifts
Место рожден и я Срвднемулымьн НС кое Андреевское Толумское
12000U J2S0CI0 13ЫКО H4GOO ЗБЗМО lâooûû lbflWÛ 176OÛO [MOOD 1ЭаЛа t, ft
or. V . v
Месторождение Чебачье скв. Чебачья-217 скв. Чебачья-219
in ¡«¡о о эоэвд L.M
B
1
2 3
Профили: А — Reg 9, В — 020205.
1 — отражающие сейсмические горизонты; 2 — разломы; 3 — гранитные эрозионно-тектонические выступы; 4 — залежи углеводородов
Along the line: А — Reg 9, В — 020205.
1 — seismic reflection horizons; 2 — faults; 3 — granite erosion and tectonic uplifts; 4 — hydrocarbon deposits
Глинисто-кремнистые породы
Граниты и кислые эффузивы, слагающие, как правило, локальные эрозионно-тектонические выступы, на территории Западной Сибири развиты ограниченно, и основные перспективы нефтегазоносности палеозоя, безусловно, связаны с массивами карбонатных и глинисто-кремнистых пород, которые широко распространены на территории бассейна [1-3]. Наибольшее число нефтегазовых месторождений, связанных с этими типами пород, открыто на юго-востоке Западной Сибири, в Чузикско-Чижапской зоне нефтенакопления, расположенной на юге Томской области и северо-западе Новосибирской области, в Межовском и Пудинском нефтегазоносных районах Васюганской нефтегазоносной области. В этой зоне в палеозое открыто 19 нефтегазовых месторождений, из которых 13 связано с карбонатами, 6 — с глинисто-кремнистыми породами (см. рис. 1).
В Чузикско-Чижапской зоне нефтенакопления в глинисто-кремнистых породах коры выветривания (горизонт М) открыты залежи углеводородов на Гера-симовском, Останинском, Калиновом, Северо-Калино-вом, Селимхановском и Восточном месторождениях.
Рис. 3. Fig. 3.
Герасимовское месторождение в отложениях горизонта М (кора выветривания) Gerasimovsky field in the Horizon M formations (weathering crust)
_ 1 !_! 2 __ 4 5
« 5 э 6 1 * 7 G
3 км
А — структурная карта по отражающему горизонту Ф2; В — карта амплитуд отражающего горизонта Ф2; С — модель залежи и нефте-газоперспективных объектов.
1 — скважины; 2 — нефтяная залежь горизонта М; 3 — структурно-тектонические ловушки: II — Западно-Герасимовская, III — Южно-Герасимовская; результаты испытаний (4-8): 4 — нефть, 5 — вода, 6 — газ, конденсат, 7 — нефть, вода, 8 — сухо. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
А — depth map over Ф2 reflection horizon; В — amplitude map of Ф2 reflection horizon; С — model of the pool and petroleum prospects. 1 — wells; 2 — oil pool of М Horizon; 3 — two/three way closures: II — West Gerasimovsky, III — South Gerasimovsky; testing results (4-8): 4 — oil, 5 — water, 6 — gas, condensate, 7 — oil, water, 8 — dry. For other Legend items see Fig. 1
Анализ геолого-геофизических материалов показал, что наибольший интерес в отношении нефтегазоносное™ глинисто-кремнистых пород коры выветривания (горизонт М) представляют контрастные эрозионно-тектонические выступы, сложенные силикатосодержащими породами, в первую очередь кремнистыми известняками и кремнеаргиллитами, подвергавшимися интенсивным процессам дезинтеграции. В пределах этих выступов за счет экзогенных процессов и гидротермальной проработки формировались обладающие хорошими емкостными свойствами мощные коры выветривания глинисто-кремнистого состава. При этом чем контрастней были эрозионно-тектонические выступы, тем больше была мощность коры выветривания. Следует отметить, что в пределах таких объектов заполненные углеводородами трещинные коллекторы могут быть развиты и в кремнистых известняках коренного палеозоя (горизонт М^.
Герасимовское месторождение. К глинисто-кремнистым отложениям коры выветривания и кремнистым известнякам раннего карбона, слагающим контрастный эрозионно-тектонический выступ доюрского основания, приурочена залежь Ге-
расимовского месторождения, расположенного в центральной части Чузикско-Чижапской зоны.
В рельефе кровли доюрского основания Гера-симовское поднятие имеет изометричную форму и несколько вытянуто в северном направлении. Структура оконтурена на отметке -2760 м, имеет амплитуду 65 м и площадь 43 км2. В наиболее приподнятой части поднятия выделяется вытянутый в северном направлении вал, осложненный серией локальных куполов (рис. 3).
Анализ временных сейсмических разрезов показал, что в рельефе осадочного чехла Герасимовская структура сформирована над двумя эрозионно-тек-тоническими выступами — восточным, к которому приурочена основная залежь, и более погруженным западным.
Выступы доюрского основания на Герасимовской площади сложены кремнистыми известняками карбона, по которым развита мощная глинисто-кремнистая кора выветривания, характеризующаяся хорошими коллекторскими свойствами. Между этими выступами расположен относительно погруженный блок, представленный непроницаемыми глинистыми известняками среднего девона.
Рис. 4. Fig. 4.
Сейсмический временной (А) и геологический (В) разрезы Герасимовского месторождения Seismic time section (A) and geological cross-section (B) of the Gerasimovsky field
3 В
9800 11800 13800 15800 17800 L, №
2000 4000 6000 8000 10000
2400-
2500->
РЖ
Я S
m -
,
M
Vs
ШжшШ
27 00-;
2800-.
2900-
H.M
I_1 2 EZ 3 I_4 5 6 pa 7 E3 9Ш10Ш11
12 113 114 15
Отложения (1, 2): 1 — меловые, 2 — кремнисто-глинистые баженовской свиты; 3 — угли и углистые аргиллиты, 4 — алевролиты и аргиллиты; песчаники (5, 6): 5 — непроницаемые, 6 — проницаемые; кора выветривания (7, 8): 7 — глинистая, 8 — глинисто-кремнистая по кремнистым породам; известняки (9-11): 9 — кремнистые (С1), 10 — органогенные (D3), 11 — глинистые (D1-2); залежи УВ (12, 13): 12 — юрские, 13 — палеозойские; 14 — перспективные объекты; 15 — эрозионно-тектонические выступы: I — Герасимовский, II — Западно-Герасимовский.
Свиты/горизонты: баженовская (Bg), васюганская (Vs), тюменская (Tm), салатская (Sl), кора выветривания (M), коренной палеозой (M1). Остальные усл. обозначения см. на рис. 2
Deposits (1, 2): 1 — Cretaceous, 2 — siliceous-argillaceous Bazhenov rocks, 3 — coal and carbonaceous claystone, 4 — siltstone and claystone; sandstone (5, 6): 5 — impermeable, 6 — permeable; weathering crust (7, 8): 7 — clay, 8 — argillaceous-siliceous in siliceous rocks; limestone (9-11): 9 — siliceous (С1), 10 — organic (D3), 11 — clay (D1-2); HC pools (12, 13): 12 — Jurassic, 13 — Palaeozoic; 14 — exploration targets; 15 — erosion and tectonic uplifts: I — Gerasimovsky, II — West Gerasimovsky.
Formations/horizons: Bazhenov (Bg), Vasyugansky (Vs), Tyumen (Tm), Salatsky (Sl), weathering crust (M), Palaeozoic bedrock (M1). For other Legend items see Fig. 2
Блок I контролирует палеозойскую залежь Герасимовского месторождения, блок II выделен в качестве Западно-Герасимовской структурно-тектонической ловушки.
Эрозионно-тектонические выступы, сложенные глинисто-кремнистыми породами, на временных сейсмических разрезах обладают аномально низкими амплитудно-энергетическими характеристиками горизонта Ф2 (рис. 4, см. рис. 3). На карте амплитуд, средних по модулю, рассчитанных в интервале верхней части палеозойских отложений, четко выделяются две зоны пониженных энергетических характеристик сейсмической записи, отвечающие эро-зионно-тектоническим выступам кремнистых пород,
перекрытых дезинтегрированной корой выветривания (см. рис. 3 В). Эти зоны разделены полем повышенных энергий, которому соответствует зона развития глинистых известняков, бесперспективных в отношении нефтегазоносности.
Анализ геолого-геофизических материалов с привлечением результатов испытаний позволил сделать вывод о том, что залежь горизонта М на месторождении приурочена к восточному эрозионно-текто-ническому выступу фундамента и контролируется структурно-тектонической ловушкой. С юга, запада и востока нефтяная залежь ограничена разломами, с севера — водонефтяным контактом.
Рис. 5.
Fig. 5.
Временной сейсмический разрез по профилю 139425 (A) и график распределения амплитуд отражающего горизонта Ф2 (B) Восточного месторождения Seismic time section along the Line 139425 (A) and diagram of reflection horizon Ф2 amplitudes (B), Vostochnoe field
B Средняя по модулю амп литуда (с fj±15 мс}
Ал , Â
W
loose
1 — глинисто-кремнистые породы; 2 — известняки 1 — argillaceous-siliceous rocks; 2 — limestone
В пределах Западно-Герасимовской структурно-тектонической ловушки пробурены скважины 10 и 19, которые вскрыли кремнистые известняки, перекрытые глинисто-кремнистой корой выветривания. В скв. 10 испытания палеозоя не проводились, в скв. 19 из верхней части палеозойских отложений получен приток пластовой воды с пленкой нефти. Выделенный объект находится в благоприятных структурно-тектонических условиях. По аналогии с основной Герасимовской залежью, с запада и востока Западно-Герасимовская ловушка ограничена разрывными нарушениями, с севера — водонефтяным контактом, проведенным на уровне скв. 19.
Интерес в отношении нефтегазоносности также представляет расположенный к югу от основной залежи Южно-Герасимовский блок, характеризующийся аномально низкими амплитудами сейсмической записи горизонта Ф2.
К аналогичным высокоамплитудным эрозионно-тектоническим выступам приурочены сконцентрированные в глинисто-кремнистых породах горизонта М залежи углеводородов на Калиновом и Северо-Ка-линовом месторождениях, расположенных к югу от Герасимовской площади.
Восточное месторождение. В южной части Чу-зикско-Чижапской зоны, на территории Новосибир-
ской области, с глинисто-кремнистыми породами горизонта М связана нефтяная залежь на Восточном месторождении. Восточное поднятие, в пределах которого пробурена продуктивная скв. 1, имеет небольшие размеры и приурочено к глинисто-кремнистым породам локального эрозионно-тектонического выступа фундамента, расположенного в поле карбонатов (рис. 5).
В отличие от расположенных на территории Томской области Герасимовского, Калинового и других месторождений, на которых залежи углеводородов сконцентрированы в эрозионно-тектонических выступах с амплитудами более 100 м, Восточный палеозойский блок менее контрастен и имеет амплитуду 35 м. Продуктивная скв. Восточная-1 вскрывает 150-метровую толщу глинисто-кремнистых пород горизонта М, из которой при испытании двух интервалов были получены притоки нефти дебитом 44,3 и 76,9 м3/сут. Учитывая, что нижний интервал перфорации расположен существенно глубже оконтуриваю-щей изогипсы структуры, можно констатировать, что залежь нефти на Восточном месторождении является тектонически экранированной и контролируется локальным эрозионно-тектоническим выступом.
Анализ данных акустического каротажа показал, что скорости распространения продольных сейсмических волн в глинисто-кремнистых породах и перекрывающих их юрских отложениях практически не отличаются, в то время как в зоне развития карбонатов на границе юрско-палеозойских отложений перепады скоростей достигают 1000 м/с. Это предопределило мнение о том, что Восточный продуктивный блок характеризуется пониженными амплитудами сейсмической записи и надежно выделяется на временных разрезах (см. рис. 5).
Органогенные и доломитизированные известняки
На территории Западной Сибири карбонатные отложения распространены достаточно широко. В то же время не каждый карбонатный массив обладает коллекторскими свойствами и содержит залежи углеводородов. Анализ геолого-геофизических материалов показал, что глинистые известняки и развитые по ним коры выветривания не содержат коллекторов и не могут являться резервуарами для залежей углеводородов. Так, в Чузикско-Чижапской зоне нефтенако-пления в расположенных в благоприятных структурно-тектонических условиях скважинах Калиновой, Герасимовской, Западно-Останинской, Маркинской, Верхнеостанинской и других площадей, вскрывших девонские глинистые известняки, при испытаниях притоков получено не было.
Наиболее перспективными в отношении нефте-газоносности (горизонт М^ являются органогенные и доломитизированные известняки палеозоя, в которых в результате экзогенных процессов формировались
кавернозно-трещиноватые коллекторы, обладающие повышенной емкостью [4-6]. В Чузикско-Чижапской зоне с блоками органогенных и доломитизированных известняков связаны залежи углеводородов на Арчинском, Верхнекомбарском, Верх-Тарском, Кулгинском, Малоичском, Северо-Останинском, Нижнетабаган-ском, Сатпаевском, Солоновском, Тамбаевском, Ур-манском, Южно-Тамбаевском и Южно-Табаганском месторождениях (см. рис. 1).
Анализ геологического строения эталонных месторождений показал, что в зонах распространения органогенных и доломитизированных известняков наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представляют малоамплитудные выступы фундамента либо относительно погруженные и расположенные на моноклиналях тектонически экранированные блоки, на которых коры выветривания не формировались либо имеют незначительную толщину. Это связано с тем, что развитые по органогенным известнякам и доломитам коры выветривания, как правило, представлены непроницаемыми брекчированными карбо-натно-глинисто-алевритистыми породами. Эти коры выветривания не только бесперспективны, но и препятствуют процессам выщелачивания и карстообразо-вания коренных пород. Анализ результатов испытаний показал, что средние дебиты нефти из органогенных и доломитизированных известняков в продуктивных скважинах составляют 50-100 м3/сут. В случае, когда по органогенным и доломитизированным известнякам развита кора выветривания толщиной более 10-15 м, притоки флюидов из горизонтов М и М1 не превышают 1-1,5 м3/сут. В частности, это наблюдается на Ниж-нетабаганской, Тамбаевской, Южно-Тамбаевской и других площадях.
Малоичское месторождение. Классическим примером залежи углеводородов в эрозионно-тек-тоническом выступе фундамента, сложенном органогенными и доломитизированными известняками, является Малоичское месторождение, расположенное в южной части Западной Сибири, на территории Новосибирской области. Малоичский эрозионно-тек-тонический выступ представлен серией поднятий и впадин, разделенных разломами и формирующих блоковое строение объекта (рис. 6). Анализ результатов испытаний показал, что залежи нефти в карбонатах и перекрывающей их глинисто-кремнистой коре выветривания, толщина которой на месторождении не превышает 8-10 м, гидродинамически связаны, а залежи отдельных блоков, напротив, экранированы друг от друга и каждый из них характеризуется своим уровнем водонефтяных контактов (ВНК). При этом в ряде блоков ВНК залежей расположены существенно ниже оконтуривающей изогипсы структуры, выделенной в рельефе кровли палеозоя. К северу от Ма-лоичского поднятия расположена серия локальных продуктивных тектонически экранированных выступов, не входящих в состав основной залежи.
В данном случае связанные с органогенными и доломитизированными известняками продуктивные эрозионно-тектонические выступы находятся в поле аналогичных по составу пород. На временных сейсмических разрезах вне зависимости от состава все эрозионно-тектонические выступы характеризуются некоторым понижением амплитудных характеристик приуроченного к кровле палеозоя отражающего горизонта Ф2. Это связано не с перепадом акустических жесткостей на геологической границе, а со степенью дезинтеграции верхней части палеозойских отложений. Выступы фундамента, возвышающиеся над эрозионной поверхностью, в ранней юре и аале-не в большей степени подвергались процессам физического и химического выветривания и имеют более неровные границы, что предопределяет формирование на них интенсивного поля рассеянных волн и, как следствие, понижение амплитуд регистрируемых волн, отраженных от этой границы. При этом падении энергии отраженных волн на карбонатных выступах существенно меньше, чем на выступах, сложенных глинисто-кремнистыми породами, на которых уменьшение амплитуд связано как с неровностью поверхности, так и с существенным уменьшением перепада акустических жесткостей на границе юрско-палеозойских отложений.
Тамбаевское и Южно-Тамбаевское месторождения. Как было отмечено, перспективы нефте-газоносности органогенных и доломитизированных известняков связаны не только с эрозионно-текто-ническими выступами. Так, на Останинском месторождении, расположенном в восточной части Чузик-ско-Чижапской зоны, залежь в доломитизированных известняках контролируется погруженным тектонически экранированным блоком.
Нетрадиционное строение имеют также нефтяные залежи Тамбаевского и Южно-Тамбаевского месторождений, связанные с девонскими органогенными известняками. В рельефе кровли палеозоя слабоконтрастное Тамбаевское поднятие, в пределах которого пробурена продуктивная скв. 6, несколько вытянуто в северном направлении и имеет амплитуду 25 м. На Южно-Тамбаевской площади положительная структура в рельефе кровли юры отсутствует и продуктивная скв. 75 находится на моноклинали, воздымающейся в северо-восточном направлении, в сторону Герасимовского месторождения (рис. 7). На этих площадях контрастные эрозионно-тектониче-ские выступы фундамента отсутствуют, палеозойские образования перекрыты 410-метровой толщей юрских отложений, в основании которых залегают ааленские отложения.
На Южно-Тамбаевской площади в продуктивной скв. 75 кора выветривания в разрезе отсутствует и на девонских карбонатах залегают юрские отложения; испытания горизонта М1 были проведены в верхней 30-метровой толще органогенных известняков в трех
Рис. 6. Fig. 6.
Структурная карта по отражающему горизонту Ф2 (А) и временной сейсмический разрез (В) Малоичского месторождения Depth map over reflection horizon Ф2 (А) and seismic time section (В), Maloichsky field
18004
Скважины Малоичсние 119116 117 74751 i 111475
1 • 2 • 3 •
4
1 — контуры локальных поднятий и куполов; скважины (2-4): 2 — с притоками нефти, 3 — с притоками воды, 4 — сухие. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
1 — contours of local highs and domes; wells (2-4): 2 — with oil inflows, 3 — with water inflows, 4 — dry. See also legend in Fig. 1
L, M
интервалах, притоки нефти составили 7-81 м3/сут, высота залежи — как минимум 30 м (рис. 8). В расположенных гипсометрически выше скважинах 76, 77 толщина развитой по органогенным известнякам глинистой коры выветривания составляет 30-40 м. В скв. 76 при совместном испытании отложений коренного палеозоя и коры выветривания притока не получено; в скв. 77 дебит нефти из глинистой коры выветривания составил 0,3 м3/сут, приток воды из органогенных известняков коренного палеозоя — 0,48 м3/сут.
Как отмечалось, информацию о геологическом строении палеозоя отображают амплитудные характеристики отражающего горизонта Ф2. Отсутствие эрозионно-тектонических выступов фундамента на рассматриваемом объекте обусловило то, что в данном случае амплитудные характеристики приуроченного к кровле палеозоя отражающего горизонта Ф2 определяются исключительно акустическими свойствами палеозойских отложений. Учитывая, что карбонатные отложения характеризуются аномально высокими скоростями и плотностями, а отложения коры выветривания по акустическим характеристикам близки к юрским, очевидно, что в зонах развития карбонатов, не перекрытых корой выветривания, амплитуды отраженных волн должны быть максимальными.
Временной разрез, пересекающий выходящий под юрские отложения Южно-Тамбаевский продуктивный блок, сложенный органогенными известняками, характеризуется наиболее высокими значениями амплитуд горизонта Ф2 (скв. 75) (см. рис. 8). В северо-восточном направлении этот блок сменяется непроницаемыми карбонатами, перекрытыми мощной корой выветривания, амплитудно-энергетические характеристики сейсмического горизонта Ф2 существенно уменьшаются (скважины 76, 77). Наименьшими значениями амплитуд отражающего горизонта Ф2 характеризуется расположенный в восточной части профиля слабоконтрастный эро-зионно-тектонический выступ, сложенный глинисто-кремнистыми породами (скв. 19).
Аналогичное строение имеет расположенное на севере рассматриваемой территории Тамбаевское месторождение, на котором в скв. 6 из блока органогенных известняков получен приток нефти дебитом 150 м3/сут.
Анализ распределения рассчитанных по сейсмическим данным динамических характеристик волнового пакета Ф2 по площади позволяет выделить на рассматриваемой территории поле повышенных энергий, которое ассоциирует с зоной развития органогенных карбонатов, перспективных в отношении нефтегазоносности (см. рис. 7). Зона повышенных
Структурная карта по отражающему горизонту Ф2 (А), карта толщин коры выветривания (B), амплитуд отражающего горизонта Ф2 (С) и модель Тамбаевского и Южно-Тамбаевского месторождений (горизонт М1) (D)
Depth map over the reflection horizon Ф2 (А), map of weathering crust thickness (B), amplitudes of reflection horizon Ф2 (С), and model of Tambayevsky and South Tambayevsky fields (М1 Horizon) (D)
Шкала изо гипс отражающего горизонта <ijr
/ / / /> / / / g /> /
^WTT
Северо-Тамбзевская
Шкала толщин коры выветривания, м
О Б 10 1Б 20 25_30 35 40 45
.........
C
Се ве р oVTa м ба е вс ка я
_
О1
Тамбаевская
76
_
Южно-Тамбаевская ©77
_>75
7вШГ
Шкала амплитуд отражающего горизонта Ф,, усл. ед.
1 \<э\2\ \ з [vS4 OI5 ЕгЗ Hoi 7
4 км
1 — нефтяная залежь; 2 — структурно-литологические ловушки; 3 — зоны, перспективные для формирования коллекторов; результаты испытаний, м3/сут, и номер скважины (4-7): 4 — нефть < 1,5 (а), > 80 (б); 5 — вода 1,5 (а), > 80 (б);
6 — нефть, вода < 1,5; 7 — сухо.
Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 3
1 — oil pool; 2 — lithologically screened traps; 3 — zones likely for reservoir formation; testing results, m3 per day, and
well number (4-7): 4 — oil < 1.5 (а), > 80 (б); 5 — water 1.5 (а), > 80 (б); 6 — oil, water < 1.5; 7 — dry.
See also Legend in Fig. 1, 3
Рис. 8. Fig. 8.
Геолого-геофизическая характеристика палеозойских отложений Южно-Тамбаевского месторождения Geological and geophysical features of Palaeozoic deposits, South Tambayevsky field
0
Скважины Южно-Тамбаевские 75 76 77
Скв. Герасимовская-19
s
Скважины Южно-Тамбаевские д 75 76 1 177
Ска. Ге рас и мо век ая-19
А — корреляционная схема палеозойских отложений, В — временной сейсмический разрез.
Кривые электрического каротажа (1, 2): 1 — КС (0-150) х 2 Ом-м), 2 — ПС (0-100 мВ); кора выветривания (3, 4): 3 — глинистая, 4 — кремнисто-глинистая; 5 — кремнистые известняки раннего карбона; 6 — органогенные известняки раннего девона; 7 — результаты испытаний: вода (а), нефть (b); 8 — отражающие сейсмические горизонты; 9 — палеозойские блоки: I — органогенные известняки, перекрытые юрой, II — органогенные известняки, перекрытые 30-40-метровой корой выветривания, III — глинисто-кремнистые породы А — correlation chart, Palaeozoic deposits, В — seismic time section.
Electrologs (1, 2): 1 — resistivity (0-150) х 2 Ohm •m), 2 — SP (0-100 mV); weathering crust (3, 4): 3 — argillaceous, 4 — siliceous-argillaceous; 5 — Early Carboniferous siliceous limestone; 6 — Early Devonian organic limestone; 7 — testing results: water (а), oil (b); 8 — seismic reflection horizons; 9 — Palaeozoic blocks: I — organic limestone overlapped by Jurassic, II — organic limestone overlapped by 30-40 meters thick weathering crust, III — argillaceous and siliceous rocks
амплитуд пересекает исследуемую территорию в северо-восточном направлении, и при этом изолиния, отвечающая граничной толщине коры выветривания, равной 10 м, проходит по его восточной границе. В данном случае характер распределения амплитудно-энергетических характеристик сейсмической записи не имеет ничего общего с прямым прогнозом нефтегазоносности, а характеризует выход под юрские отложения не перекрытых мощной корой выветривания органогенных известняков, перспективных для формирования коллекторов.
В высокоамплитудные аномалии волнового поля попали высокодебитные продуктивные скважины Южно-Тамбаевская-75 и Тамбаевская-6, в которых из верхней части карбонатов получены притоки нефти дебитами 81 и 150 м3/сут соответственно. В высокоамплитудную аномалию также попадает скв. Тамба-евская-3, в которой из верхней части палеозойских отложений получен приток пластовой воды дебитом 115 м3/сут с пленкой нефти. В зонах, характеризующихся пониженными амплитудами волнового пакета Ф2 и отвечающих развитию кор выветривания толщиной более 10-15 м, расположены все низкоде-битные и сухие скважины.
По результатам проведенного анализа в органогенных известняках девона выделено два объекта — Тамбаевская и Южно-Тамбаевская литологические ловушки (см. рис. 7).
Таким образом, в рамках предложенной модели на Тамбаевском и Южно-Тамбаевском месторождениях приуроченные к органогенным известнякам залежи горизонта М1 относятся к типу литологически экранированных. На востоке ловушки ограничены зоной отсутствия коллектора, в остальной части — ВНК. Контуры надежно выделяемых залежей проведены по нижним отверстиям перфорации. В то же время ловушки, к которым приурочены нефтяные залежи, имеют значительно большие размеры, и в случае их полного заполнения запасы нефти на месторождениях могут быть существенно увеличены.
ВНК залежи Тамбаевского месторождения может быть проведен на уровнях скв. 2 и 3. В скв. 2 при испытании палеозоя получен небольшой приток нефти и фильтрата бурового раствора, в скв. 3 — приток воды с пленкой нефти.
Аналогичным образом примерно в три раза может быть увеличено нефтяное поле Южно-Тамбаев-ского месторождения.
Заключение
На территории Западной Сибири палеозойские залежи углеводородов связаны главным образом с тремя типами пород: кислыми магматическими породами (гранитами и кислыми эффузивами), органогенными и доломитизированными известняками и глинисто-кремнистыми породами коры выветривания. Анализ сейсмических материалов по эталонным месторождениям показал, что палеозойские нефте-газоперспективные объекты в отложениях коренного палеозоя и коры выветривания имеют разное геологическое строение и по-разному отображаются в волновых сейсмических полях.
1. Наиболее перспективными в отношении неф-тегазоносности коренного палеозоя (горизонт М1) являются слабоконтрастные эрозионно-тектони-ческие выступы, погруженные и расположенные на моноклиналях тектонически экранированные блоки, сложенные органогенными и доломитизированны-ми известняками, не перекрытые корой выветривания. В волновых сейсмических полях карбонатные выступы, расположенные в поле аналогичных по составу пород, характеризуются незначительным понижением амплитуд приуроченного к кровле палеозоя отражающего горизонта Ф2; погруженным и расположенным на моноклиналях перспективным блокам отвечают аномально высокие амплитуды сейсмической записи горизонта Ф2.
2. Наиболее перспективными в отношении неф-тегазоносности коры выветривания (горизонт М) являются контрастные эрозионно-тектонические выступы фундамента, сложенные силикатосодер-жащими породами, в первую очередь кремнистыми известняками и кремнеаргиллитами, подвергавшимися интенсивным процессам дезинтеграции, в пределах которых формировались мощные коры выветривания глинисто-кремнистого состава. В пределах таких выступов интерес в отношении нефтегазонос-ности могут представлять и трещиноватые кремнистые известняки коренного палеозоя. В волновых сейсмических полях на таких объектах происходит резкое падение амплитуд отражающего горизонта Ф2, ниже которого на временных разрезах наблюдается хаотический рисунок сейсмической записи. С аналогичными контрастными эрозионно-тектони-ческими выступами связаны перспективы нефтега-зоносности кислых магматических пород — гранитов и кислых эффузивов.
Разработанные сейсмогеологические критерии прогноза могут быть использованы при подготовке нефтегазоперспективных объектов и детализации палеозойских месторождений нефти и газа на территории всего Западно-Сибирского бассейна.
Работа выполнена в рамках проекта НИР при финансовой поддержке РФФИ и Правительства Новосибирской области, проект 17-45-540837 р_а
Литература
1. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. -М. : Недра, 1975. - 680 с.
2. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. - М. : Недра, 1981. - 143 с.
3. Сурков В.С., Трофимук А.А. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. - М. : Недра, 1986. - 149 с.
4. Конторович А.Э., Иванов И.А., Ковешников А.Е., Краснов В.И., Перозио Г.Н. Геологические условия нефтегазоносности верхней части палеозойского разреза Западной Сибири // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа : сб. науч. трудов. -Новосибирск, 1991. - С. 152-171.
5. Конторович В.А., Бердникова С.А., КалининаЛ.М., Лапковский В.В., Поляков А.А., Соловьев М.В. Модель геологического строения и нефтегазоносность зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений в Чузикско-Чижапской зоны нефтегазонакопления // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 5-6. - С. 91-102.
6. Конторович В.А. Сейсмогеологические критерии нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2007. - Т. 48. - № 5. - С. 538-547.
References
1. Kontorovich A.E., Nesterov I.I., Salmanov F.K., Surkov V.S., Trofimuk A.A., Erv'e Yu.G. Oil and gas geology of the Western Siberia. Moscow: Nedra; 1975. 680 p.
2. Surkov V.S., Zhero O.G. West Siberian Plate: basement and evolution of sedimentary cover. Moscow: Nedra; 1981. 143 p.
3. Surkov V.S., TrofimukA.A. West Siberian Plate: mega-sequences and deep structure of the Earth's crust. Moscow: Nedra; 1986. 149 p.
4. Kontorovich A.E., Ivanov I.A., KoveshnikovA.E., Krasnov V.I., Perozio G.N. Geological settings of oil and gas occurrence within the upper part of the West Siberian Palaeozoic section. Teoreticheskie i regional'nye problemy geologiinefti i gaza: sb. nauch. trudov. Novosibirsk; 1991. pp. 152-171.
5. Kontorovich V.A., BerdnikovaS.A., Kalinina L.M., Lapkovskii V.V., PolyakovA.A., Solov'ev M.V. Model of geological structure and petroleum potential at the contact of Palaeozoic and Mesozoic deposits in the Chuziksky-Chizhapsky petroleum accumulation zone. Geologiya, geofizika irazrabot-ka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2006;(5-6):91-102.
6. Kontorovich V.A. Petroleum potential of reservoirs at the paleozoic-mesozoic boundary in West Siberia: seismogeological criteria (example of the Chuzik-Chizhapka regional oil-gas accumulation) Russian Geology and Geophysics. 2007;48(5):422-428.
