CC BY
57
УДК: 553.98 (571.1)(268.52)(551.762)
И.А. Панарин
ООО «Нефтегазконсалт», Москва, niranap@mail.ru
ПРОГНОЗ ВЫЯВЛЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЮРСКИХ СЕДИМЕНТАЦИОННЫХ КОМПЛЕКСАХ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И АКВАТОРИИ КАРСКОГО МОРЯ
Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, несмотря на довольно длительный период исследования, остается еще недоизученным, особенно в его северной части и обладает высокими перспективами для открытия новых залежей углеводородов. Менее изученными и недоразведанными являются юрские глубокозалегающие отложения. Для прогноза условий формирования и строения природных резервуаров, перспективных для поиска УВ использовался секвентно-стратиграфический анализ, который позволил автору выделить шесть седиментационных комплексов (секвенций) в разрезе юрских отложений. Предложенное деление не зависит от местных стратиграфических привязок, но позволяет сопоставлять Западно-Сибирский регион с соседними, например Баренцевоморским.
Ключевые слова: Западная Сибирь, Карское море, юрские резервуары, перспективы.
Изучаемый регион входит в состав северной части Западно-Сибирской синеклизы, простирающейся на сотни километров с юга на север от Казахского нагорья до Новой Земли, включая Южно-Карскую впадину, а с запада и востока ограниченную Уральско-Пайхойской складчатой системой и структурами Восточно-Сибирской платформы соответственно. В тектоническом плане регион занимает край-
Харасавэйская скв. 103
нюю северную часть Западно-Сибирской синеклизы и ее акваториальное продолжение в Карское море. С востока он ограничен бортовыми зонами севера Западно-Сибирской синеклизы, граничащими со структурами Енисей-Хатангс-кого прогиба, Таймырской складчатой системы и СевероСибирской антеклизой. С запада район исследований ограничен Припайхойской моноклиналью и Новоземельской складчатой системой (Ступакова, 2011).
Чтобы понять характер заполнения юрского осадочного бассейна и смоделировать седиметационные процес-
Нурминская скв. 6
Новопортовская скв. 107
п Трансгрессивные серии отложений - предполагаемое
положение потенциальных НМТ в разрезе юрских отложений Зоны развития резервуаров
Шельфовые глины - преимущественно толща заполнения
Границы седиментационных комплексов, соответствующие внутриформационным перерывам осадконакопления Граница, соответствующая поверхности максимального затопления бассейна на этапе трансгрессии
Песчаники Алевролиты Песчанистые аргиллиты Глины и аргиллиты
Рис. 1. Предполагаемое развитие потенциалъныгх нефтематеринских толщ, покрыгшек и резервуаров в разрезе юрских отложений.
ш научно-технический журнал
Георесурсы 6 (48) 2012
сы в акватории Карского моря в юрский период был использован метод сиквенс-стратиграфического анализа, который позволяет прогнозировать распределение коллекторов, покрышек и очагов генерации углеводородов на региональном уровне.
Для юрских отложений характерна цикличность процессов седиментации, четко выраженная для морских отложений юрского комплекса арктических районов бассейна. Цикличность была обусловлена трансгрессиями и регрессиями моря, которые контролировались эвстатичес-кими колебаниями, вертикальными тектоническими движениями, интенсивностью привноса осадочного материала, а также геоморфологией поверхности осадконакоп-ления (Vail, 1977; Габдуллин, 2008).
Границами седиментационных комплексов являются поверхности внутриформационных несогласий, которые четко фиксируются по керну, а также по каротажу. Эти несогласия являются одним из основных критериев выделения стратиграфических интервалов, благоприятных для накопления песчаных резервуаров в юрском разрезе. Наиболее ярким внутриформационным несогласием, с которым связано большое поступление песчаного материала в юрский бассейн осадконакопления на севере Западной Сибири, является предкелловейское несогласие. В конце средней юры, в предкелловейское время отмечался региональный подъем на территории Баренцево-Карского шельфа и прилегающей территории суши, который, видимо, был связан с одним из этапов формирования складчатости на Новой Земле и Таймыре. Это объясняет большое количество песчаного материала, поступившего в бассейн осадконакопления, где при сильной расчлененности рельефа в динамически активных условиях седиментации сформировались резервуары нижнебайосского-верхнебатского седимента-ционного комплекса.
Чередование литологических разностей в терриген-ном разрезе делает прогноз положения и качества резервуара крайне сложным. Однако, предложенный пример расчленения юрского разреза на седиментационные комплексы позволяет прогнозировать положение резервуаров в разрезе различных структурно-тектонических зон, а также положение возможных нефтематеринских толщ (НМТ) и дать прогноз их поиска на неразведанных площадях и прилегающей акватории Карского моря. Каждый выделенный самостоятельный седиментационный комплекс в юрском разрезе содержит собственные неф-тематеринские свиты, песчаные резервуары, благоприятные для содержания углеводородов и толщу заполнения (покрышку). Таких комплексов на севере Западной Сибири и прилегающей акватории Карского моря выделяется шесть (геттангско - нижнеплинсбахский, верхнеп-линсбахский, тоарско-нижнеааленский, верхнеааленский-нижнебайосский, нижнебайосский-верхнебатский, келло-вейско-титонский), соответственно выделяется 6 уровней положения резервуаров и потенциальных НМТ (Рис. 1). Перекрывающие отложения баженовской свиты являются седьмой, определяющей, нефтематеринской толщей севера Западной Сибири. Резервуары юрских седиментационных комплексов имеют хорошие покрышки, сложенные преимущественно морскими аргиллитами, сформированные в эпохи трансгрессий и высокого стояния уровня моря, в районе Ямальского и Гыданского полу-
НЯНИ
Рис. 2. Модель формирования потенциальных нефтематеринских толщ и резервуаров нефти и газа в разрезе нижнебайос-ско-верхнебатского седиментационного комплекса.
научно-технический журнал
6 (48) 2012 I еоресурсы
островов и прилегающей акватории Карского моря.
Формирование потенциальных НМТ возможно на этапе трансгрессии и максимального затопления бассейна осадконакопления. Трансгрессии отчетливо фиксируются по данным ГИС, в частности, по резкому увеличению показаний гамма-каротажа (Муромцев, 1984). Выделенные трансгрессивные серии отложений наиболее благоприятные для накопления и высокого содержания органического вещества. Таких уровней возможного формирования НМТ на суше выделяется семь: в основании геттангского, плинс-бахского, нижнетоарского, нижнеааленского, среднебайос-ского, нижнекелловейского и титонского ярусов.
Толщины и, возможно, содержание органического вещества НМТ увеличиваются в акватории Карского моря, где происходило накопление преимущественно глинистого материала в условиях относительно погруженного шельфа, в то время как на валообразных поднятиях формировались мелководно-морские шельфовые и прибреж-но-морские песчаные отложения. Объемы глинистого материала также увеличиваются и во впадинах на суше Ямальской и Гыданской нефтегазоносных областей. Толща, содержащая песчаные пласты, потенциальные резервуары нефти и газа, накапливалась на завершающей (регрессивной) стадии формирования седиментационного комплекса, когда морской бассейн заполнялся осадками и мелел за счет большого количества поступающего материала. На этой стадии формировались литологически изменчивые мелководно-морские, прибрежно-морские, дельтовые отложения, содержащие большое количество преимущественно песчаного материала (Рис. 2, 3).
Харасавэйская площадь
Рис. 3. Положение песчаного резервуара в регрессивном циклите седиментационного комплекса. 1 — Границы седимента-ционных комплексов, соответствующие внутриформационным перерывам осадконакопления, 2 — Песчаные и песчано-алевро-литовые резервуары, представленные прибрежно-морскими отложениям, 3 — Глиныг и аргиллитыг.
■ 1 П 2 ЦЦЗ- 4 -5 6
Рис. 4. Литологически запечатанный песчаный резервуар. 1 — Трансгрессивные серии отложений; 2 — Отложения, накопившиеся в условиях выгсокого стояния уровня моря; 3 — Отложения, накопившиеся в условиях низкого стояния уровня моря; 4 — Границы седиментационныгх комплексов, соответствующие внутриформационным перерывам осадконакопления; 5 — Граница, соответствующая поверхности максимального затопления бассейна на этапе трансгрессии; 6—Поверхность трансгрессии (характеризует начало трансгрессивного этапа).
При общей трансгрессивной направленности развития юрского бассейна дельтовые и прибрежно-морские отложения чаще встречаются в нижних четырех седимен-тационных комплексах плинсбахского-раннебайосского возраста. Эти песчаные резервуары наиболее характерны для погруженных частей бассейна, где речные палеодоли-ны служили путями переноса осадочного материала. Песчаные резервуары плинсбахского-раннебайосского возраста сформировались при максимальных скоростях осадконакопления, что может быть причиной сложного их строения и состава.
Выше по разрезу преобладают песчаные пласты мелководно-морского генезиса (Рис. 3). Они более выдержаны по площади и по мощности, и их положение чаще приурочено к палеовозвышенностям, т.е. к современным валам и поднятиям. Максимальное количество песчаного материала отмечается на валообразных поднятиях вблизи поверхности внутриформационного несогласия. На возвышенностях юрского палеорельефа формировались песчаные отмели и бары, в то время как в прилегающих неглубоких прогибах продолжали накапливаться преимущественно глинистые осадки, что создавало условия для ли-тологического «запечатывания» песчаных линз.
Однако в прилегающих к валам впадинам накапливались не только глинистые осадки. Сюда же сносился и песчаный материал за счет внутриформационной эрозии и переотложения осадков. И в связи с этим песчаники зача-
6 (48)2012
Карское море
Бованенковская 97 ] ая 103 <
1
6 ^^ 7
Рис. 5. Формирование прибрежно-морских песчаников и отложений конусов вытоса в юрских седиментационныгх комплексах севера Западной Сибири и прилегающей акватории Карского моря. 1 - Отложения палеозойского - триасового возраста; 2 - Трансгрессивныые серии отложений (преимущественно глинистые); 3 - Песчано-глинистыге отложения, накопившиеся в условиях выгсокого стояния уровня моря; 4 - Песчано-глинистыге отложения, накопившиеся в условиях низкого стояния уровня моря (проградационныш комплекс); 5 - Отложения, накопившиеся в условиях низкого стояния уровня моря (отложения конусов вытоса); 6 - Прибрежно-морские пески; 7 - Границыг седиментационныых комплексов, соответствующие внутриформационныт перерыывам осадконакопления.
стую довольно сильно глинизированы. Песчаные коллектора обычно содержат тонкодисперсную составляющую в цементе породы (глинистые минералы, такие как хлорит, каолинит, смешаннослойные минералы), которая может довольно сильно ухудшать фильтрационные свойства коллекторов (Панарин, 2010; Сайфутдинов, 2008).
Перспективы выявления резервуаров в юрском разрезе существуют не только в современной континентальной части, но и в акватории Карского моря, где сохраняется количество стратиграфических уровней, благоприятных для развития песчаных пластов (т.е. шесть). Однако их положение в разрезе меняется в связи с увеличением мощностей преимущественно глинистых толщ каждого седи-ментационного комплекса. Таким образом, примерно при том же количестве песчаных пластов коэффициент песча-нистости юрского разреза уменьшается практически вдвое при перемещении от Новопортовского к Харасавэйскому месторождению (в северо-западном направлении вдоль Нурминского вала). Это связано с тем, что Южно-Карская впадина оставалась замкнутой, относительно погруженной в течение всего юрского периода, и даже на этапах регрессивного развития бассейна осадконакопление происходило в морских условиях. Песчаный материал в ЮжноКарской впадине мог накапливаться в периоды региональных подъемов территории, когда прилегающая суша была наиболее приподнятой и поставляла большое количество песчаного материала. В это время в Южно-Карской впадине могли накапливаться песчаные пласты подводных конусов выноса (Рис. 4), палеодельт и прибрежно-морс-кие песчаные пласты. Отложения конусов выноса могли
Новопортовская 107 с Арктическая 11 А образовываться в результате размыва
части отложений прилегающей суши и сноса материала в пограничные впадины, в том числе Южно-Карскую впадину. Эти периоды значительного поступления песчаного материала в Южно-Карскую впадину соответствуют времени формирования внутри-формационных несогласий, наиболее ярким из которых является предкелло-вейское. Отложения конусов выноса келловейского возраста, образовались в результате размыва верхней части отложений валов существовавших в то время, в результате материал поступил в Южно-Карскую впадину (Рис. 5). Отложения конусов выноса вместе с при-брежно-морскими песками являются одними из самых перспективных в нефтегазоносном отношении объектов в пределах данного региона. В остальное время в Южно-Карской впадине преобладали условия относительно погруженного шельфа, благоприятные для накопления толщ с высоким содержанием органического вещества.
Таким образом, при оценке перспектив выявления юрских резервуаров на севере Западной Сибири и в прилегающей акватории Карского моря, необходимо учитывать следующие особенности строения юрского разреза и общего тектонического строения региона.
1. Структурно-тектонические особенности развития территории, где большую часть занимают глубокие прогибы, в пределах которых широко развиты линейные инверсионные поднятия, существовавшие уже в юрское время. Максимальные мощности юрских отложений приурочены к глубоким прогибам. Но, они сокращаются на бортовых линейных валах и далее на прилегающих к ним зонам тектонических ступеней и моноклиналей.
2. Вскрытый в бортовой части Западно-Сибирского бассейна юрский разрез будет преимущественно глинистым, за счет эрозии верхней (регрессивной, преимущественно песчаной) части седиментационного комплекса и сохранения трансгрессивной (глинистой) части.
3. Изменение толщин юрского комплекса контролируются внутриформационными несогласиями, среди которых наиболее ярко выражено предкелловейское.
4. В областях, где будет вскрыт наиболее полный разрез, включающий отложения как высокого, так и низкого стояния уровня моря, коэффициент песчанистости не будет максимальным. Преимущественно песчаный разрез прогнозируется на валообразных поднятиях центральной зоны Западно-Сибирского НГБ, в пределах которых относительный уровень моря часто менялся, и песчаные отложения накапливались в прибрежно-морской обстановке осадконакопления.
5. Наиболее перспективными объектами ГРР в юрских седиментационных комплексах являются структурные ловушки в пределах валообразных поднятий, где могут быть выявлены песчаные пласты преимущественно мелководно-морского генезиса с хорошими ФЕС, а также отложения конусов выноса, накапливавшихся во впадинах и прогибах.
научно-техническим журнал
6 (48) 2012 I еоресурсы
УДК: 550.831+553.9
В.А. Шляховский
Научно-производственная фирма «ЛАНЕФ», Елабуга, seismo@tatais.ru
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ЗОНЫ ЗЕМЛИ
В статье представлена методика и результаты гравитационного моделирования литосферы. Определены геофизические параметры выявляемых субвертикальных плотностных неоднородностей литосферы, при которых они являются тектонически активными: низкие значения плотности и скорости, высокий тепловой поток и радиоактивность, высокие скорости современных вертикальных движений земной коры. Такие неоднородности предложено назвать энергетическими зонами Земли. Выявлены современные и древние знергетические зоны. Установлена их связь с образованием месторождений полезных ископаемых от углеводородов до кимберлитов.
Ключевые слова: гравитационное моделирование, плотность, тектоника, углеводороды, кимберлиты.
Изучение сейсмофокальных областей при гравитационном моделировании литосферы территории их нахождения позволило определить присутствие субвертикальных областей глубокого заложения (Шляховский, 2007). Объяснить изменение плотностных свойств с глубиной в пределах таких источников можно только с позиции изменения вещества в результате сильнейших энергетических преобразований (Шляховский и др.,1986). Такие источники были названы энергетическими зонами, предусматривая, что по ним происходит переток энергий Земли. Перераспределение энергии происходит упорядочено как вследствие генерации энергии в пределах самой Земли, так и вследствие внешних поступлений энергии из космоса. Внутренняя часть зоны характеризуется поглощением сейсмических волн, низкой плотностью, высокой радиоактивностью, высокой электропроводимостью, высоким тепловым потоком, высокими скоростями современных вертикальных движений. По мере своего развития свойства зоны меняются.
Моделирование литосферы неизбежно привело нас к сравнению мощности литосферы и ее соотношения с проявлениями полезных ископаемых. При составлении гравитационной модели литосферы складчатых структур Тянь-Шаня и Памира было отмечено соответствие сокращенной мощности литосферы с выделяемыми металлогени-ческими зонами (Булах и др., 1987). Поскольку такое моделирование предполагает изучение больших территорий и
Окончание статьи И.А. Панарина «Прогноз выявления резервуаров углеводородов в юрских седиментационных комплексах севера Западной Сибири и акватории Карского Моря»
Литература
Габдуллин P.P., Копаевич Л.Ф., Иванов А.В. Секвентная стратиграфия: Учебное пособие. М.: МАКС Пресс. 2008. 10-16.
Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра. 1984. 180-181.
Панарин И.А. Литологические особенности верхне- и средне-юрских пластов-коллекторов Тазовского вала. Георесурсы. №1. 2010. 20-22.
Сайфутдинов А.Р., Бружес Л.Н., Ситдикова Л.М., Изотов П.В., Панарин И.А. Тонкодисперсная составляющая пород-коллекторов Средне-Обской группы месторождений (на примере Покамасовс-кого месторождения). Мат-лыл межд. науч.-практ. конф.: Акту-альныге проблемыг поздней стадии освоения нефтегазодобыгва-ющих регионов. Казань. 2008. 364-366.
Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий. Геология нефти и газа. №6. 2011. 99-115.
Vail P.R., Mitchum R.M., Jr., Todd R.G., Bubb J.M., Widmier, Thompson S., III, Sangree J.B. et al. Seismic stratigraphy and global changes of sea level. Seismic Stratigraphy-Applications to Hydrocarbon Exploration: AAPG Memoir. 26. 1977. 205-212.
глубин, в первую очередь должны проявляться те источники полезных ископаемых, которые обязаны иметь глубинные корни. К таковым следует отнести алмазы. Среди геологов известна гипотеза существования так называемых «кимберлитовых корней» (Геология алмазов, 2005). При составлении гравитационной модели Украины и сопредельных территорий нами были получены остаточные гравитационные аномалии, которые могут быть истолкованы только вертикальными плотностными неоднородностями с глубиной залегания нижней кромки не менее 200 км.
Было обращено внимание на то, что часть отрицательных аномалий не имеет соответствия с повышением теплового поля и не может быть связана с областями тектонической активизации (не могут быть отнесены к действующим энергетическим зонам). К источникам таких аномалий как раз и могут быть отнесены кимберлитовые корни.
При исследовании кимберлитовых полей территории Якутии установлены некоторые характерные закономерности в их распространении. Магнитно-теллурические зондирования указывают на наличие в земной коре проводящих неоднородностей, пространственно совпадающих с кимберлитовыми полями (Никулин и др., 1988); этим же неоднородностям соответствуют отрицательные гравитационные аномалии (Герасимчук,1990). В волновом поле (по данным МОГТ) кимберлитовые трубки отмечаются запаздыванием времени прихода и уменьшения амплиту-
I.A. Panarin. Hydrocarbon identification forecast in Jurassic depositional sequences of the Western Siberia northern part and the Kara Sea water area.
The West Siberian oil-and-gas bearing basin is not completely explored, specifically its northern part, and is highly promising in terms of future hydrocarbon discoveries. The deep Jurassic horizons are the least explored. Author used sequence stratigraphy analysis to model reservoirs geology and describe the reservoirs formation conditions, perspective for hydrocarbons search. This analysis is not contingent upon the local stratigraphic referencing, however it allows for correlation of the West Siberian region with the adjacent areas such as the Barents Sea.
Keywords: Western Siberia, Kara Sea, Jurassic oil reservoirs.
Иван Александрович Панарин Ведущий специалист по геолого-технологическому моделированию и оценке нефтегазовых активов
«НЕФТЕГАЗКОНСАЛТ». Москва, Большая Полянка, 44/2. Тел.: (495) 748-17-17 доб. 2338, (926) 353-36-16.
I-•— научно-технический журнал
ЖЗ^ Георесурсы 6 (48)
