CC BY
208
УДК 553.98
ПАЛЕОЗОЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ: РЕГИОНАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Владимир Алексеевич Конторович
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, доктор геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАН, заведующий лабораторией сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)330-89-24, e-mail: KontorovichVA@ipgg.sbras.ru
Людмила Михайловна Калинина
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)330-89-24, e-mail: KalininaLM@ipgg.sbras.ru
Дарья Владимировна Аюнова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, младший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)333-21-56, e-mail: KontorovichDV@ipgg.sbras.ru
Александр Юрьевич Калинин
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, младший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)333-21-56, e-mail: KalininAY@ipgg.sbras.ru
Михаил Сергеевич Канаков
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, младший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)333-21-56, e-mail: KanakovMS@ipgg.sbras.ru
Ксения Игоревна Канакова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, младший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)333-21-56, e-mail: KanakovaKI@ipgg.sbras.ru
Екатерина Сергеевна Сурикова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, младший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)333-21-56, e-mail: SurikovaES@ipgg.sbras.ru
Рассмотрена региональная модель геологического строения палеозоя Западной Сибири; выделены нефтегазоперспективные макроблоки, расположенные в Приуральской и Предъенисейской зонах и во Внутренней области плиты. Рассмотрено строение и типы нефтегазоперспективных объектов Пудинско-Александровского макроблока, сформулированы критерии нефтегазоперспективных объектов по сейсмическим данным.
Ключевые слова: сейсмогеологический мегакомплекс, палеозой, разрывное нарушение, залежь, тектоника.
PALEOZOIC OF THE WESTERN SIBERIA: REGIONAL MODEL OF CEOLOGICAL STRUCTURE AND PETROLEUM POTENTIAL
Vladimir A. Kontorovich
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Doctor of Science, Corresponding Member of RAS, Head of the Laboratory of Seismogeological Modelling of Natural Petroleum Systems, tel. (383)330-89-24, e-mail: KontorovichVA@ipgg.sbras.ru
Ludmila M. Kalinina
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, Koptyug Prospect, Ph. D., Senior Researcher of the Laboratory of Seismogeological Modelling of Natural Petroleum Systems, tel. (383)330-89-24, e-mail: KalininaLM@ipgg.sbras.ru
Darya V. Ayunova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Junior Researcher of the Laboratory of Seismogeological Modelling of Natural Petroleum Systems, tel. (383)333-21-56, e-mail: KontorovichDV@ipgg.sbras.ru
Alexander Yu. Kalinin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Junior Researcher of the Laboratory of Seismogeological Modelling of Natural Petroleum Systems, tel. (383)333-21-56, e-mail: KalininAY@ipgg.sbras.ru
Mikhail S. Kanakov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Junior Researcher of the Laboratory of Seismogeological Modelling of Natural Petroleum Systems, tel. (383)333-21-56, e-mail: KanakovMS@ipgg.sbras.ru
Ksenia I. Kanakova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Junior Researcher of the Laboratory of Seismogeological Modelling of Natural Petroleum Systems, tel. (383)333-21-56, e-mail: KanakovaKI@ipgg.sbras.ru
Ekaterina S. Surikova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Junior Researcher of the Laboratory of Seismogeological Modelling of Natural Petroleum Systems, tel. (383)333-21-56, e-mail: SurikovaES@ipgg.sbras.ru
Regional model of the geological structure of the Paleozoic Western Siberia was considered; oil-and-gas macroblocks located in the Ural and Pre-Yenisei areas and in the inner region of the plate were allocated. The structure and types of oil-and-gas objects of Pudino-Alexandrov mac-roblock were considered. Criteria of oil-and-gas objects from the seismic data were formulated.
Key words: seismogeological megacomplex, Paleozoic, fault, reservoir, tectonics.
В настоящее время на территории Западно-Сибирской провинции в палеозойских отложениях открыто более 50 месторождений нефти и газа, непро-
мышленные притоки нефти и нефтепроявления зафиксированы более чем на 100 площадях. География палеозойских открытий охватывает практически весь Западно-Сибирский бассейн - от Малоичского месторожения на юге до Ново-портовского на севере, от Шаимско-Березовской зоны на западе до Верхнеком-барского, Сатпаевского месторождений на востоке (рис. 1).
Рис. 1. Генерализованная схема нефтегазоперспективных блоков палеозоя (Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн):
1 - административные границы, 2 - палеозойские макроблоки, 3 - разрывные нарушения, 4 - геологические границы, 5 - палеозойские месторождения нефти и газа, 6 - кислые эффу-зивы, 7 - палеозойские макроблоки: I - Приуральский, II - Предъенисейский, III - Ханты-Мансийский, IV - Нижневартовский, V - Пудинско-Александровский, VI - Ягыл-Яхский,
VII - Верхнедемьянский, VIII - Ярудейский
На территории Западной Сибири палеозойские отложения слагают разные тектонические зоны [1], представляющие интерес в отношении нефтегазонос-ности.
В западной части провинции получил развитие Приуральский блок, характерной особенностью которого являются небольшие глубины залегания пелео-зоя и приуроченность залежей к корам выветривания, сформированным на выступах фундамента, сложенных гранитами и кислыми эффузивами (см. рис. 1). В пределах Приуральского блока в палеозое открыто 21 месторождение.
В восточной части Западной Сибири получило развитие широкое поле ри-фей-кембрийских платформенных отложений, представляющее собой погруженную под мезойско-кайнозойский чехол Западной Сибири часть Сибирской платформы, выделенную в составе Предъенисейской потенциально нефтегазоносной субпровинции [2].
В настоящее время в пределах этой территории пробурена серия параметрических скважин, вскрывших разрез венд-кембрийских платформенных отложений, содержащий резервуары, флюидоупоры и нефтематеринские породы. В частности в отложениях нижнего кембрия вскрыта черносланцевая, обогащенная органическим веществом пайдугинская свита, являющаяся генетическим и возрастным аналогом куанамской формации - основной кембрийской нефтепроизводящей толщи на Сибирской платформе. Высокий потенциал верхнепротерозойско-палеозойских отложений Предъенисейской субпровинции подтверждается и результатами бурения скважины Лемок-1, в которой установлены прямые признаки нефти, источником которой являются рифейские нефтепроизвдящие толщи.
Внутренние области. Наибольший интерес в отношении нефтегазоносно-сти палеозоя в центральной части бассейна представляют органогенные известняки и доломиты коренного палеозоя (горизонт Мг) и глинисто-кремнистые породы коры выветривания (горизонт М) [3]. Перспективными в отношении нефтегазоносности являются также коры выветривания, развитые по гранитам и кислым эффузивам.
Во внутренней области бассейна получило развитие 6 макроблоков, сложенных преимущественно карбонатными и глинисто-кремнистыми породами -Ханты-Мансийский, Ярудейский, Нижневартовский, Ягыл-Яхский, Верхнеде-мьянский и Пудинско-Александровский макроблоки (см. рис.1). В пределах Ханты-Мансийского блока в палеозое открыто 5 нефтяных месторождений; в пределах Ярудейского блока - Новопортовское месторождение. На Нижневартовском блоке притоки углеводородов из палеозойских отложений получены на 4 площадях - Западно-Котухтинской, Северо-Варьеганской, Советской и Урьевской, на Ягыл-Яхском блоке - на Восточно-Тайлоковской и Ягыл-Яхской площадях, на Пудинско-Александровском блоке промышленные залежи углеводородов открыты на 29 площадях.
Пудинско-Адександровский блок в тектоническом плане охватывает (с юга на север) Межовский выступ, Чузикско-Чижапскую мезоседловину, Лавровский мезовал, Пудинский и Средневасюганский мегавалы и Александровский свод. Из 29 залежей, открытых в пределах блока, 26 связаны с органогенными известняками, доломитами и глинисто-кремнистыми породами;
на 3 площадях промышленные притоки нефти получены из коры выветривания, развитой по гранитам и кислым эффузивам.
Нефтепроизводящие породы. Анализ углеводородов-биомаркеров показал, что источником углеводородов для формирования залежей в палеозойском комплексе пород служили как континентальные отложения базальных горизонтов юры, в первую очередь отложения тогурской свиты, так и внутрипалеозой-ские морские нефтематеринские толщи [4].
Резервуары нефти и газа. Наиболее перспективными в отношении нефтега-зоносности коренного палеозоя являются органогенные известняки и доломиты, в которых формировались кавернозно-трещиноватые коллектора. С блоками органогенных известняков и доломитов связаны Арчинское, Урманское, Се-веро-Останинское и др. месторождения [3].
Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности коры выветривания представляют контрастные эрозионно-тектонические выступы, сложенные кремнистыми известняками и кремнеаргиллитами, на которых формировались мощные коры выветривания глинисто-кремнистого состава. Примерами месторождений этого типа являются Калиновое, Останинское и др. [3].
Зоны, перспективные для формирования коллекторов в органогенных известняках и доломитах, характеризуются повышенными значениями амплитуд отраженных волн, для кремнистых эрозионно-тектонических выступов характерно резкое понижение амплитудно-энергетических характеристик сейсмических записи (рис. 2). Аналогичное падение амплитуд волновых полей фиксируется в пределах нефтегазоперспективных блоков доюрского основания, сложенных гранитами и кислыми эффузивами.
Рис. 2. Сейсмогеологическая характеристика палеозойских месторождений
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. - М.: Недра, 1981. - 143 с.
2. Конторович А.Э., Ефимов А.С., Кринин В.А. и др. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности кембрия и верхнего протерозоя западной окраины Сибирской платформы (левобережье Енисея) // Геология и геофизика. - 2000а. - Т. 41, № 12. - С. 1615-1636.
3. Конторович В.А. Сейсмогеологические критерии нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири (на примере Чузикско-Чижапской зоны нефтегазонакопления) // Геология и геофизика. - 2007. - Т. 48, № 5. - С. 538-547.
4. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири // Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал "Гео", 2005. - 183 с.
© В. А. Конторович, Л. М. Калинина, Д. В. Аюнова, А. Ю. Калинин, М. С. Канаков, К. И. Канакова, Е. С. Сурикова, 2015
