CC BY
60
удк 553.98
ОЧАГИ ГЕНЕРАЦИИ И ЗОНЫ АККУМУЛЯЦИИ БАЖЕНОВСКИХ НЕФТЕЙ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЮГОРСКОГО СВОДА
В.И. Исаев, С.А. Попов, А.Б. Хашитова
Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Выполнено палеотемпературное моделирование и палеотектонические реконструкции юрско-мелового осадочного разреза Верхнеляминского вала, расположенного в центральной части Югорского свода. По геотемпературному критерию выделеныi па-леоочаги генерации нефти в баженовской свите. Определеныы палеоплощади нефтесбора и зоныi аккумуляции баженовских нефтей. Очаги дифференцируются по интенсивности и временному интервалу действия, зоныi аккумуляции - по величине площадей нефтесбора, локализуя прогнозные ресурсы баженовских нефтей.
Ключевые слова:
Палеотемпературное моделирование, очаги генерации баженовской нефти, площади нефтесбора, локализация прогнозных ресурсов, меловой и верхнеюрский нефтегазовый комплекс, Югорский свод.
Введение
В данной работе приведены результаты палео-температурного анализа в пределах Верхнеляминского вала, осложняющего центрально-западную часть Югорского свода. Югорский свод - новый тектонический элемент I порядка Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [1]. Метод исследований - палеотемпературное моделирование [2], недавно усовершенствованный [3], в комплексе с палеотектоническими реконструкциями.
В работах [3, 4] изучена термическая история тутлеймской свиты (аналог баженовской свиты, К1Ь-Ш, 142...151 млн л.) Верхнеляминского вала на примере разрезов трех глубоких скважин. Отложения баженовской свиты являются основными потенциально нефтематеринскими отложениями, накопившими и сохранившими огромные массы сапропелевого (аквагенного) рассеянного органического вещества (РОВ) [5]. Целью настоящей работы является выявление, картирование и изучение динамики в геологическом времени очагов генерации нефти баженовской свитой в пределах всего Верхнеляминского вала.
В результате поисково-разведочных работ в пределах Верхнеляминского вала (рис. 1) открыто 6 мелких нефтяных месторождений и на 7 площадях выполнены поисковые работы разной степени детальности. Поэтому результаты наших исследований, характеризующие локализацию прогнозных ресурсов углеводородов (УВ), имеют и непосредственный нефтепоисковый интерес.
Краткая характеристика
нефтегазоносности территории
Месторождения Верхнеляминского вала относятся к Ляминскому нефтегазоносному району Фроловской нефтегазоносной области [6]. Здесь выделяется пять нефтегазоносных комплексов (НГК): доюрский (зона контакта, палеозойский), нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский и меловой.
Большинство выявленных скоплений УВ в доюрских отложениях приурочены к горстовым погребенным поднятиям. По-видимому, залежи контролируются зонами разуплотнения пород, формирующими флюидопроницаемые участки. К доюр-скому НГК можно приурочить с достоверностью залежь нефти в скв. Назымская-21. Получен приток фильтрата бурового раствора (ФБР) с пленкой нефти и при испытании интервала зоны контакта и палеозойского НГК в скважинах Итьяхская-301, 302. В скважинах Апрельская-1, 3, 24, Верхне-На-зымская-11, Назымская-22, 26 тоже получены притоки нефти. Однако, испытания в этих скважинах были проведены совместно с пластами тюменской, абалакской и тутлеймской свит.
Нижнеюрский НГК охватывает пласты Ю10-11 шеркалинской свиты. На территории исследований эти отложения развиты на Центральной, Верх-неназымской, Апрельской, Панлорской, Унлор-ской и Тортасинской площадях. Однако притоки УВ получены лишь на Унлорской площади в скважине 7 (пласт Ю10, газ) и на Апрельской площади -при совместном испытании пластов Ю8-10 в скважине 4 получен приток нефти с водой. Несмотря на присутствие шеркалинской свиты в разрезе на остальных перечисленных площадях, при испытании притоков УВ не получено.
Среднеюрский НГК включает в себя пласты Ю2-9 тюменской свиты. На территории Верхнелямин-ского вала по данным бурения и геофизическим материалам выделяются пласты Ю2-3, Ю4, Ю5—6, Ю8-9. Максимально распространены верхние горизонты тюменской свиты - пласты Ю2-3. Дебиты нефти, полученные при испытании пласта Ю2-3, колеблются от 8,1 м3/сут. в скв. Северо-Апрель-ская-11 до 0,1 м3/сут. в скв. Тункорская-28. При испытании отложений этого НГК отрицательные результаты получены на Унлорской, Западно-Унлор-ской, Апрельской и Восточно-Рогожниковской площадях.
Верхнеюрский НГК включает тутлеймскую и абалакскую свиты, объединяющих разнофациаль-
Рис. 1. Обзорная схема территории исследований (на основе тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты [6]): 1) границы тектонических элементов I порядка; 2) границы внутреннего районирования; 3) месторождение УВ и его номер на карте; 4) площадь нефтепоискового бурения и ее номер на карте; 5) поисково-разведочная скважина и ее номер; 6) контур участка исследований; 7) контур построения прогнозных карт. Месторождения УВ: 1 - Центральное; 2 - Назымское; 3 - Тункорское; 4 - Апрельское; 5 - Итьяхское; 6 - Тортасинское. Площади нефтепоискового бурения: 1 - Верхненазымская; 2 - Восточно-Рогожниковская; 3 - Татьеганская; 4 - Панлорская; 5 - Северо-Апрель-ская; 6 -Западно-Унлорская; 7 - Унлорская; 8 - Северо-Санлорская
ные толщи. Залежи УВ связаны с карбонатно-тре-щиноватыми породами абалакской свиты (пласт Ю^ и трещиноватыми битуминозными аргиллитами нижнетутлеймской подсвиты (пласт Ю0). Максимальный приток нефти из пласта Ю0 получен в скв. Тункорская-27, где дебит составил 45 м3/сут. При испытании пласта Ю0 в скв. Унлорская-7 получен приток газа дебитом 2000 м3/сут. При индивидуальном испытании пластов Ю1 на Восточно-Рогожниковской, Тункорской, Северо-Апрель-ской, Панлорской и Северо-Санлорской площадях получены отрицательные результаты.
В меловом НГК резервуарами для УВ являются немногочисленные клиноформы неокома (пласты группы АС). В пределах района исследований установлена нефтеносность пластов АС на Назымской (скв. 24), Унлорской (скв. 7) и Тортасинской (скв. 1) площадях.
В табл. ! сведены данные по испытаниям верхнеюрских и меловых комплексов, наиболее вероятным источником нефти которых являются очаги генерации баженовской свиты.
Результаты исследований и обсуждение
Тепловой поток. Схематическая карта распределения значений плотности теплового потока через поверхность доюрского основания приведена на рис. 2, А. Карта построена путем интерполяции
значений теплового потока, полученных решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла всех 37 скважин (рис. 1). Уже на этом этапе исследований можно отметить тенденцию прямой пространственной корреляции величины плотности теплового потока с нефтенасыщенно-стью осадочных комплексов (дебитами нефти поисково-разведочных скважин - табл. 2). Именно на участках повышенных значений теплового потока расположены скважины Верхненазымской, На-зымской, Апрельской и Тортасинской площадей, давшие наиболее ощутимые притоки нефти. Не совсем вписывается в эту тенденцию скв. Тункор-ская-27, имеющая максимальный приток нефти -45 м3/сут. Вместе с тем, мощность тутлеймской (ба-женовской) свиты (рис. 2, Б) не имеет прямой (видимой) корреляции с установленной нефтенасы-щенностью НГК.
Очаги генерации и зоны потенциальной аккумуляции баженовских нефтей. На рис. 3, А-Д, приведены схемы очагов генерации нефти в баженовской свите с момента их зарождения (62 млн л. назад) до их современного положения. Карты построены путем интерполяции геотемператур, полученных решением прямых задач геотермии (на заданные ключевые времена) в моделях распространения тепла 37 скважин. Учитывая, что РОВ баженовской свиты сапропелевого типа, контур очага генерации нефти принимаем по изотерме 85 °С. Палеострук-
Таблица 1. Результаты испытания скважин на месторождениях и нефтепоисковых площадях Верхнеляминского вала
Название площади, месторождения № скв Интервал испытания, м Отложения (свита) Пласт, горизонт Приток, м3/сут. Тип флюида
Центральная 12 1590...1595 Викуловская ВК1 69,1 Вода
Верхненазымская 11 2570...2878 Абалакская - палеозой Ю,-Р7 10,0 Нефть
13 2560.2680 Тутлеймская - тюменская Ю0-Ю2-3 5,2 Нефть
Восточно-Рогожни-ковская 1889.1910 Викуловская ВК8 55,0 Вода
35 2664.2695 Тутлеймская Ю0 - Нет притока
2693.2725 Абалакская Ю1 - Нет притока
21 2590.2860 Абалакская - палеозой Ю^ 3,9 Нефть
2580.2596 Тутлеймская Ю0 9,5 Нефть
22 2580.2637 Тутлеймская Ю0 - Пленка нефти, газ
2575.2610 Тутлеймская Ю0 8,4 Нефть
24 2062.2074 Фроловская АС 4,3 Нефть
Назымская 2630.2644 Тутлеймская Ю0 2,2 Нефть
1582.1586 Викуловская ВК 31,4 Вода
26 2580.2598 Тутлеймская Ю0 9,0 Нефть
2615.2850 Абалакская - палеозой Ю^ 8,1 Нефть, следы воды
2585.2725 Тутлеймская - тюменская Ю0-Ю6 5,9 Нефть
31 2604.2616 2631.2638 Тутлеймская - абалакская Ю0-Ю1 1,2 Вода, пленка нефти
2645.2681 Тутлеймская - абалакская Ю0-Ю1 - Нет притока
Татьеганская 29 2650.2700 Тутлеймская - абалакская ю0-ю1 - Нет притока
2670.2796 Тутлеймская - тюменская Ю0-Ю8 1,8 Фильтрат бурового раствора, пленка нефти
27 2655.2741 Тутлеймская Ю0 45,2 Нефть
Тункорская 28 2088.2110 2093.2115 Фроловская ас2 - Нет притока
2698.2718 Тутлеймская Ю0 - Нет притока
2723.2732 Абалакская Ю1 - Нет притока
30 1625.1635 Викуловская ВК1 5,5 Вода
2 2714.2877 Тутлеймская - тюменская ю0-ю9 - Нет притока
Апрельская 4 2722.2730 2744.2780 2795.2821 Тутлеймская - тюменская Ю0, Ю2-3 - Нет притока
24 2722.2732 Тутлеймская Ю0 7,5 Нефть
2761.3166 Тюменская - палеозой Ю2-Р7 5,6 Нефть
Северо-Апрельская 11 2732.2764 Тутлеймская Ю0 - Нет притока
2761.2796 Абалакская Ю1 - Нет притока
1666.1694 Викуловская ВК1 62,4 Вода
2141.2224 Фроловская ас2 - Нет притока
Панлорская 2 2187.2260 Фроловская ас2 - Нет притока
2780.2827 Абалакская Ю1 - Нет притока
2800.2864 Абалакская - тюменская Ю1-Ю2 2,9 Фильтрат бурового раствора
Продолжение табл. 1
Название площади, месторождения № скв Интервал испытания, м Отложения (свита) Пласт, горизонт Приток, м3/сут. Тип флюида
300 2708...2720 Тутлеймская Ю0 6,0 Нефть
2672.2787 Тутлеймская - тюменская Ю0-Ю2-3 12,8 Нефть, газ
301 2717.2783 Тутлеймская - тюменская Ю0-Ю2-3 8,3 Фильтрат бурового раствора, пленка нефти, газ
Итьяхская 2728.2748 Абалакская Ю, 0,7 Нефть
2685.2737 Тутлеймская - тюменская Ю0+Ю,+Ю2 - Нет притока
2692.2717 Тутлеймская - абалакская Ю0+Ю1 - Нет притока
302 2711.2824 Абалакская - тюменская Ю1+Ю2-5 10,2 Фильтрат бурового раствора, пленка нефти
8 2780.2840 Тутлеймская - тюменская Ю0-Ю1-Ю2 - Нет притока
2721.2741 Тутлеймская Ю0 - Нет притока
Западно-Унлорская 307 2738.2763 Абалакская ЮК1 11,5 Фильтрат бурового раствора, пленка нефти, газ
3 2315.2440 Фроловская АС - Нет притока
1692.1698 Викуловская ВК1 54,7 Вода
Унлорская 7 2100.2120 Фроловская АС3 0,5 Нефть
2840.2865 Тутлеймская Ю0 2000 Газ
20 1686.1717 Викуловская ВК1 20,0 Вода
2824.2898 Тутлеймская - тюменская Ю0+Ю2-5 - Нет притока
1110.1115 Уватская ПК1 45,0 Вода
1670.1675 Викуловская ВК1 24,8 Вода
1 2070.2082 Фроловская АС3 4,1 Вода
2366.2381 Фроловская ас7 7,1 Нефть
2396.2408 Фроловская АС7-8 - Нет притока
2790.2810 Тутлеймская Ю0 7,8 Нефть
97 2800.2878 Тутлеймская - тюменская Ю0+Ю2 - Нет притока
Тортасинская 2388.2396 Фроловская ас7 - Нет притока
99 2796.2823 Тутлеймская Ю0 0,5 Нефть
2790.2837 Тутлеймская Ю0 5,2 Нефть
2810.2870 Тутлеймская - тюменская Ю0+Ю2 11,4 Нефть
100 2774.2824 Тутлеймская Ю0 - Нет притока
2793.2871 Тутлеймская - тюменская Ю0+Ю2-3 - Нет притока
101 2756.2809 Тутлеймская Ю0 6,2 Нефть
2782.2805 Тутлеймская Ю0 0,7 Нефть
2341.2385 Фроловская АС5-6 - Нет притока
2744.2760 Фроловская АС11 - Нет притока
Северо-Санлорская 571 2806.2841 Тутлеймская - абалакская Ю0+Ю1 - Нет притока
2822.2841 Абалакская Ю1 - Нет притока
2808.2827 Тутлеймская Ю0 - Нет притока
турные карты получены путем интерполяции результатов палеотектонических реконструкций (на заданные времена) разрезов этих 37 скважин.
РОВ баженовской свиты - это наиболее вероятный источник нефти для мелового и верхнеюрского НГК. Учитываем значительную унаследован-ность тектонического развития структурных форм нижнемеловых и верхнеюрских отложений. Поэтому рельеф кровли баженовской свиты (структурная карта) определяет основные направления миграции УВ-флюидов (линии тока) от мест генерации («стартовых точек») к аккумулирующим ловушкам
(зонам потенциальной аккумуляции, «скоплению терминальных точек» [7]).
Очаг генерации нефти в баженовской свите зародился около 62 млн л назад в самой западной части Верхнеляминского вала (рис. 3, А). Распределение вероятных направлений потоков флюидов (по правилу «всплывания нефти по восстанию пласта» в направлении максимального градиента) указывает, что в это время происходило заполнение нефтью ловушек мелового НГК, собственно баженов-ской (тутлеймской) и абалакской свит одной зоны аккумуляции - западной части Верхненазымской
Рис. 2. Схематические карты распределения значений плотности теплового потока через поверхность доюрского образования, мВт/м2 (А) и мощностей тутлеймской (баженовской) свиты, м (Б) Верхнеляминского вала: 1) месторождение и его номер на карте; 2) площадь нефтепоискового бурения и ее номер на карте; 3) поисково-разведочная скважина; 4) контур построения прогнозных карт; 5) изолинии значений
площади. Палеоплощадь нефтесбора (ППНС) ограничена контуром очага генерации нефти и составляет порядка 200 км2. Здесь и далее величина ППНС для каждой зоны аккумуляции определялась по величине площади распределения (в пределах очага) сходящихся линий тока. Площади неф-тесбора для каждого временного интервала приведены в табл. 2.
55 млн л назад сформировались три очага генерации нефти баженовской свитой (рис. 3, Б). Незначительные ППНС существовали для ловушек южной части Панлорской площади и южной части Западно-Унлорской площади. В это время происходило интенсивное заполнение нефтью ловушек южной части Апрельской площади. Интенсивно заполняются ловушки центральной и южной частей Назымской площади. Идет заполнение ловушек центральной и восточной частей Тункорской площади, ППНС небольшая. Продолжают интенсивно запитываться ловушки западной части Верх-неназымской площади.
38 млн л назад (рис. 3, В), в условиях максимального прогрева осадочного чехла, нефтегенера-ция охватила весь объем баженовской свиты Верх-неляминского вала. Формируются зоны аккумуляции в южной части Тортасинской, Унлорской, центральной части Итьяхской и Северо-Апрельской площадей. Продолжается интенсивная аккумуляция на Апрельской и Верхненазымской площадях, в восточной части Тункорской, в ловушках центральной части Назымской площадей.
5 млн л назад (рис. 3, Г) нефтегенерация, по-прежнему, происходит во всем объеме баженов-ской свиты Верхнеляминского вала. Зоны нефте-накопления локализуются в восточной части Ун-лорской площади, на Западно-Унлорской площади, в центральной части Итьяхской площади и на Северо-Апрельской площади. Ловушки южной части Апрельской, Назымской и Верхненазымской площадей, по-прежнему, накапливают УВ. Для ловушек западной части Тункорской площади ППНС
незначительна.
В настоящее время (рис. 3, Д) нефтегенерация в баженовской свите идет не повсеместно. Локализуются два мощных очага в западной и центральной частях вала, и два менее интенсивных очага - в восточной части. Положение очагов хорошо коррелирует с распределением повышенных значений плотности теплового потока из основания (рис. 3, А). Идет заполнение ловушек восточной части Унлорской площади и центральной части Тортасинской площади. Идет незначительный подток флюида в южную часть Западно-Унлорской площади. Идет аккумуляция в ловушках СевероАпрельской площади и более интенсивно - в ловушках центральной и южной частей Апрельской площади. Формируются залежи в западной части Тункорской и в западной части Назымской площадей, а также в ловушках Верхненазымской площади.
Для характеристики аккумуляционного потенциала каждой зоны вычислен условный интеграль-
п=5
ный показатель О = ^ДО>у, где п - количество
1=1
временных интервалов, Дб;=10-3.(£;.7^;), 8 - площадь нефтесбора, км2, Т - расчетная температура очага генерации нефти, °С, ¡1 - время действия очага, млн л. На основе этого показателя проведено ранжирование зон аккумуляции по степени перспективности, табл. 2.
За всю историю нефтегенерации палеострук-турная обстановка мелового и верхнеюрских НГК ощутимо менялась, что приводило к изменчивости размеров палеоплощадей нефтесбора для отдельных зон аккумуляции нефти Верхнеляминского вала. Поэтому поисковые перспективы отдельных зон аккумуляции нефти определяются интегральным показателем, зависящим от размеров палео-площадей нефтесбора, палеотемператур и времени действия очагов генерации.
Таблица 2. Характеристика зон локализации (аккумуляции) баженовских нефтей в меловом и верхнеюрском НГК Верхнеляминского вала
Зона аккумуляции нефти (площадь) 62...58 млн л назад ((=4) 58...47 млн л назад ((2=11) 47...30 млн л назад ((3=17) 30...2 млн л назад ((4=28) 2...0 млн л назад ((5=2) Q Ранжирование
5 т ДС>1 52 Т> ДQ2 53 Т-3 ДQз 54 Т4 ДQ4 55 Т5 ДQ5
Верхненазымская 200 86 69 300 93 307 400 107 728 400 99 1109 400 95 76 2289 3
Панлорская - - - 50 87 48 48 10
Западно-Унлорская - - - 50 85 47 - - - 400 89 997 - - - 1044 5
Апрельская - - - 800 91 801 1000 106 1802 750 99 2079 400 95 76 4758 1
Назымская - - - 400 93 409 450 101 773 800 90 2016 200 87 35 3233 2
Тункорская - - - 80 93 82 250 96 408 100 90 252 100 93 19 761 7
Тортасинская 250 99 421 - - - 100 87 17 438 9
Унлорская 350 97 577 300 88 739 100 87 17 1333 4
Итьяхская 200 97 330 150 87 365 - - - 695 8
Северо-Апрельская 200 99 337 200 89 498 200 87 35 870 6
Рис. 3. Схемы положения очагов генерации и направлений возможной миграции баженовских нефтей 62 (А), 55 (Б), 38 (В), 5 (Г) млн л. назад и современное состояние (Д) Верхнеляминского вала: 1) - 4) то же, что на рис. 2; 5) изолинии значений температур в баженовской свите, °С; 6) контур очага генерации нефтей; 7) изогипсы кровли баженовской свиты, м; 8) направления линий тока флюидов; 9) генерализованные («тальвиговые») границы зон нефтесбора
Заключение
Установлены разной степени интенсивности и времени действия очаги генерации нефти в баженовской свите центральной части Югорского свода - нового крупного объекта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Температуры в очагах баженовской свиты могли превышать 105 °С, долгоживучесть очагов 60...45 млн л 38 млн л назад - время максимального прогрева материнских отложений центральной части Югорского свода. В это время, по видимому, нефтегенерация происходила во всем объеме баженовской свиты.
2. Локализация прогнозных ресурсов баженовской нефти Верхнеляминского вала позволяет ранжировать по степени перспективности разведочные и поисковые площади. Рациональная очередность доразведки месторождений на меловой и верхнеюрский НГК: 1 - Апрельское; 2 - Назымское; 3 - Тункорское; 4 - Итьяхское; 5 - Тортасинское. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на меловой и верхнеюрский НГК: 1 -Верхненазымская; 2 - Унлорская; 3 - Западно-Ун-лорская; 4 - Северо-Апрельская; 5 - Панлорская.
3. Остается не совсем ясной причина максимального дебита пласта Ю0 при испытании скв. Тун-
корская-27 (45 м3/сут.). Хотя скважина находится в одной из зон аккумуляции баженовских нефтей, но по прогнозной нефтенасыщенности эта зона не занимает одно из первых мест. Возможно, что основной причиной нефтенасыщенности НГК, вскрытого скв. Тункорская-27, является то обстоятельство, что эта скважина приурочена к разлому, осложняющему строение фундамента и низов орточехла. Здесь фунда-
мент представлен преимущественно осадочными породами триасовой системы, по нашим данным нормально уплотненными [8], что указывает на их возможный генерационный и миграционный потенциал.
Авторы благодарны д.г.-м.н. А.Н. Фомину (ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск) за предоставление данных по отражательной способности витринита скважин Верхнеляминского вала.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Волков В.А., Пятков В.И., Сидоров А.Н., Одношевная И.И., Гончарова В.Н., Хорошев А.Г. Предварительные результаты работ построения структурной карты по отражающему горизонту А (поверхности доюрского основания) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск: Издат-НаукаСервис, 2003. - С. 73-81.
2. Исаев В.И. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование // Тихоокеанская геология. -2004. - Т. 23. - № 5. - С. 101-115.
3. Исаев В.И., Лобова Г.А., Попов С.А., Хашитова А.Б. Термическая история и очаги генерации нефти баженовской свиты центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 313. - № 1. -С. 38-43.
4. Исаев В.И., Лобова Г.А., Мочалкина Л.Н., Попов С.А., Литвинова О.Г. Факторы термической истории и нефтегенерации ба-женовской свиты Верхнеляминского вала (Югорский свод) // Вестник Югорского государственного университета. - 2008. -№ 1. - С. 34-42.
5. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация - Новосибирск: ГЕО, 2005. - 254 с.
6. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Ред. Э.А. Ахпателов, В.А. Волков, В.Н. Гончарова и др. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с.
7. Красавчиков В.О. Компьютерное моделирование направлений возможной миграции углеводородных флюидов и зон их потенциальной аккумуляции // Геология и геофизика. - 2000. -Т. 41. - № 3. - С. 356-370.
8. Исаев В.И., Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть ЗападноСибирской плиты) // Геофизический журнал. - 2008. - Т. 30. -№ 1. - С. 3-27.
Поступила 02.12.2008 г.
удк 550.831
ГЕОПЛОТНОСТНАЯ МОДЕЛЬ И ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ ДОПЛИТНОГО КОМПЛЕКСА
ЮГОРСКОГО СВОДА (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)
Г.А. Лобова*, В.И. Исаев
*Югорский государственный университет
E-mail: [email protected] Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Проведена нефтегеологическая интерпретация геоплотностной модели доюрских отложений Югорского свода - новой структуры I порядка центральной части Западно-Сибирской плиты. Выполнен прогноз новых зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе на траверсе: Северо-Камынская седловина - Туманный вал - восточная часть Верхнеляминского вала - Елизаровский прогиб - восточная часть Рогожниковского вала; в юрских и меловых отложениях на сочленении Верхнеляминского и Туманного валов; в неокомском комплексе в западной части Верхнеляминского вала.
Ключевые слова:
Геоплотностная модель, нефтегеологическая интерпретация, зоны нефтегазонакопления, доплитный комплекс, юрские и меловые отложения, Югорский свод, Западная Сибирь.
Введение
Югорский свод, как новая структура I порядка, выделен при комплексной интерпретации материалов гравии-, магнито-, сейсморазведки в 2003 г [1]. Этот свод, осложняющий Фроловскую мегав-
падину (рис. 1), по своим размерам сопоставим с Сургутским, Красноленинским и Нижневартовским сводами - гигантскими зонами нефтегазона-копления центральной части Западно-Сибирской плиты.
