Научная статья на тему 'Прогноз зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод -Ляпинский мегапрогиб (по результатам геоплотностного моделирования)'

Прогноз зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод -Ляпинский мегапрогиб (по результатам геоплотностного моделирования) Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
389
183
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Исаев В. И.

Приведена нефтегеологическая интерпретация геоплотностной модели доюрских отложений на траверсе Красноленинский свод Ляпинский мегапрогиб. Выполнен прогноз новых зон нефтегазонакопления: в доюрском разрезе северо-восточной части Красноленинского свода; в доюрском разрезе центральной и восточной части Висимского меговала; в юрских отложениях западного склона Ляпинского мегапрогиба; в неокомском комплексе Южно-Бобровского мегапрогиба.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Исаев В. И.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

FORECAST OF OIL AND GAS ACCUMULATION ZONES ON THE TRAVERSE KRASNOLENINSKIY ARCH LYAPINSKIY MEGADEFLECTION (ACCORDING TO RESULTS OF GEODENSITY MODELING)

Petrogeological interpretation of the geodensity model of pre-Jurassic deposits is shown on the traverse Krasnoleninskiy arch Lyapinskiy megadeflection. Forecast of new zones of oil and gas accumulation isperformed: in pre-Jurassic section of northeastern part of the Krasnoleninskiy arch; in pre-Jurassic section of central and eastern parts of the Visimskiy megaswell; in Jurassic deposits of western slope of the Lyapinskiy megadeflection; in a Neocomian complex of the Yuzhno-Bobrovskiy megadeflection.

Текст научной работы на тему «Прогноз зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод -Ляпинский мегапрогиб (по результатам геоплотностного моделирования)»

Геофизика

УДК 550.831

ПРОГНОЗ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ НА ТРАВЕРСЕ КРАСНОЛЕНИНСКИЙ СВОД -ЛЯПИНСКИЙ МЕГАПРОГИБ (ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГЕОПЛОТНОСТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ)

В.И. Исаев

Томский политехнический университет E-mail: isaev_sah@mail.ru

Приведена нефтегеологическая интерпретация геоплотностной модели доюрских отложений на траверсе Красноленинский свод - Ляпинский мегапрогиб. Выполнен прогноз новых зон нефтегазонакопления: в доюрском разрезе северо-восточной части Красноленинского свода; в доюрском разрезе центральной и восточной части Висимского меговала; в юрских отложениях западного склона Ляпинского мегапрогиба; в неокомском комплексе Южно-Бобровского мегапрогиба.

Введение

Зоны разуплотнения доплитного комплекса отождествляются с продуктивными слабометамор-физованными терригенными и карбонатными образованиями [1]. Зоны разуплотнения фундамента могут быть обусловлены интрузивными телами кислого состава, подвергнутыми термоусадочным процессам. В этом случае углеводороды (УВ) проникают в разряженное пространство интрузива из перекрывающих и примыкающих к нему осадочных пород [2]. Зоны разуплотнения «основания» осадочного чехла рассматриваются и в качестве гидродинамических систем миграции глубинных теплоносителей, стимулирующих генерацию УВ в осадочном чехле [3]. И, наконец, зоны разуплотнения фундамента отождествляются с промежуточными резервуарами или подводящими каналами УВ эндогенного генезиса [4].

Зоны уплотнения фундамента отождествляем с эффузивами и интрузиями основного и ультраосновного состава. Магматические тела создают в осадочном чехле аномальные температурные эффекты, которые оказывают дополнительное влияние на нефтегазообразование и нефтегазонакопление [5].

Таким образом, сведения о разуплотнениях и уплотнениях фундамента становятся важным прогнозно-поисковым признаком зон нефтегазонако-пления как в нижних этажах осадочного чехла, так и в самом фундаменте. Результаты теоретических исследований [6] и имитационного моделирования [7] показывают, что охарактеризованные зоны могут быть закартированы на глубинах до 5...10 км методикой геоплотностного моделирования в гравитационном поле [8].

В настоящей статье приведены результаты гео-плотностного моделирования и последующая неф-тегеологическая интерпретация для траверса в центральной части Западной Сибири. Район исследований принадлежат интенсивно эксплуатируемой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, для которой резервуары нижних этажей чехла и до-плитного комплекса - это основные резервы восполнения ресурсной базы УВ.

Тектоника, стратиграфия

и литология нефтегазоносных комплексов

Моделируемый геотраверс следует вдоль западной части регионального сейсмопрофиля XIII (рис. 1), пересекающего Западно-Сибирскую плиту с востока на запад на широте 62°. Общая протяженность геотраверса составляет 350 км.

Геотраверс включает следующие тектонические структуры [9 и др.]: Красноленинский свод; Юж-но-Бобровский мегапрогиб; Сергинское куполовидное поднятие; Шеркалинский мегапрогиб; Березовскую моноклиналь; Висимский мегавал; Ля-пинский мегапрогиб. В зону прохождения геотраверса попадают месторождения Рогожниковское, Постнокортское, Песчаное, Западно-Вандмтор-ское, Аржановское, Овальное нефтяные, Южно-Сотэюганское и Озерное газовые (рис. 2).

В центральной части Березовской моноклинали доюрские отложения - гнейсы, гранито-гнейсы, кристаллические и метаморфические сланцы (PR), анатектические интрузии гранитов (Р23), серпентиниты, ультраосновные породы и габброиды. С запада примыкают терригенные слабометаморфизован-

Геофизика

ные отложения (Р22-3), с востока - терригенные отложения (С) и органогенные известняки ф). Среди осадочных пород встречаются интрузии диоритов и гранитоидов. В Шеркалинском и Бобровском мега-прогибах развиты терригенно- карбонатные отложения, гнейсы и кристаллические сланцы, интрузии кислого, среднего и основного состава (Р22-3). На Красноленинском своде и в Елизаровском прогибе - преимущественно сланцы и гнейсы с включениями кварцевых диоритов (PR).

Нижнеюрские отложения шеркалинской свиты подразделяются на две подсвиты - нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита разделена на две пачки. Первая пачка соответствует пласту Ю11, в наиболее полных разрезах - Ю11-12. Над пластом Ю11 располагается тогурская пачка, сложенная аргиллитами. Верхняя подсвита также представлена двумя пачками: нижней и верхней. Нижняя соответствует пласту Ю10, верхняя (радомская) пачка представлена глинами уплотнения. Нижнеюрские отложения развиты не повсеместно, прослеживаются, в основном, в прогибах.

Средняя юра выделена как тюменская свита. Свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита (аален) представлена переслаиванием песчаников, гравелитов, алевролитов и углистым аргиллитом. У выступов фундамента появляются конгломераты. В составе подсвиты выделяются пласты Ю7, Ю8, Ю9, характеризующиеся значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. В направлении повышенных участков палеорелье-фа породы подсвиты выклиниваются.

Средняя подсвита, возраст которой определен как байосский, представлена неравномерным чередованием аргиллитов, иногда углистых, с песчаниками, алевролитами, карбонатными разностями пород и прослоями углей. Здесь выделяются пласты Ю5 и Ю6. Верхняя подсвита представлена поли-миктовыми песчаниками, чередующимися с алевролитами и аргиллитами, с прослоями углей, известняков и гравелитов. В составе подсвиты выделяются пласты Ю2 Ю3, Ю4. Они характеризуются резкой фациальной изменчивостью и литологиче-ской неоднородностью, возраст - батский.

В разрезе верхней юры на западе преобладает даниловский тип разреза, сложенный преимущественно глинистыми образованиями, накапливающимися в условиях нормального морского бассейна. Нижняя подсвита содержит на крыльях крупных поднятий прослои песчаников группы «П» (вогулкинская толща). К востоку - верхнеюрские отложения красноленинского типа представлены существенно глинистыми образованиями: битуминозными глинами тутлеймской (баженовской) свиты и небитуминозными глинами с включениями глауконитовых пород абалакской свиты.

В нижнемеловых отложениях выделяется группа региональных циклов. Цикличное боковое заполнение палеобассейна (в период трансгрессии нака-

пливались глины, в период регрессии - песчано-алевритовый материал) привело к образованию клиноформных резервуаров. В разрезе неокома выделяют песчано-алевритистые пласты и пачки.

Плотностная модель геотраверса

При построении плотностной модели вдоль геотраверса преследовалось решение следующих задач: 1) провести плотностное картирование кровли доюрских отложений; 2) изучить плотностную структуру доюрских отложений до глубины 7 км; 3) провести сопоставительный анализ плотностной структуры доюрских отложений и известных зон нефтегазонакопления; 4) дать прогноз зон нефте-газонакопления.

В результате геоплотностного моделирования был построен разрез, гравитационный эффект которого оптимально соответствует наблюденному полю (рис. 3).

Прогнозное плотностное картирование кровли доюрских отложений выполнено с дискретностью 5...10 км. Освещена плотностная структура доюр-ских отложений до глубины 7 км, с шагом дискретизации по глубине 0,7...1,0 км. Прогнозное плот-ностное картирование доюрских отложений на глубинах 4...7 км выполнено с дискретностью по латерали 15...30 км.

Разуплотнения и уплотнения в разрезе выделены по отношению к априорным значениям плотности.

Априорные значения плотностей блоков принимались в соответствии с литологией доюрских отложений в «реперных» скважинах: кварцевые диориты (ПО-831), метаморфические сланцы (03-338) - 2,60 г/см3 до глубины 4 км, 2,75 г/см3 -на глубинах 4...7 км.

На траверсе профиля разуплотнения кровли доюрских отложений выявлены на участках Рогож-никовского вала, центральной и восточной части Висимского мегавала. Характерную структуру имеют две крупные обособленные зоны разуплотнения доюрского комплекса до глубины 7 км: северо-восточная часть Красноленинского свода, центральная и восточная части Висимского мегавала.

Зоны разуплотнения меловых отложений приурочены к центральной и восточной части Висим-ского мегавала, зоне сочленения Сергинского куполовидного поднятия и Южно-Бобровского мега-прогиба, Рогожниковскому валу.

Восточная часть Березовской моноклинали, Шеркалинский мегапрогиб и западная часть Сер-гинского куполовидного поднятия на глубине более 4 км представлена крупными, вероятно, магматическими образованиями основного состава. Плотные магматические образования фиксируются непосредственно под юрскими отложениями в области сочленения Висимского мегавала и Ля-пинского мегапрогиба. Здесь на глубине 4 км и более выявлено аномальное по плотности тело вероятно габбро-пироксенитового состава.

Известия Томского политехнического университета. 2008. Т. 312. № 1

Рис. 1. Схема расположения регионального сейсмопрофиля XIII: 1) административная граница Ханты-Мансийского автономного округа; 2) сеть региональных сейсмических исследований, выполненныэ/х в 1970-2002 гг.; 3) линия регионального сейсмопрофиля XIII; 4) линия моделируемого геотраверса

Юрские отложения уплотнены в восточной части Ляпинского мегапрогиба.

Уплотнения послеюрских отложений отмечаются: Ляпинский мегапрогиб - западная часть Ви-симского мегавала, локально - в западной части Березовской моноклинали и восточном склоне Сергинского куполовидного поднятия, крупной зоной - восточная часть Березовской моноклинали, Шеркалинский мегапрогиб, Сергинское куполовидное поднятие.

Корреляция геоплотностной структуры

и зон нефтегазонакопления

Над зоной разуплотнения всего доюрского комплекса северо-восточной части Красноленинского свода находится Рогожниковское нефтяное месторождение с залежами почти во всех нефтегазоносных комплексах (НГК) юры и неокома (рис. 4, А).

Основным источником нефти этих залежей являются материнские породы баженовской свиты (Ь§) - Jзt-K1b-br. По глубине положения баженов-ская свита вошла в «нефтяное окно». Разуплотненная структура послеюрских отложений способствовала миграции нефти в ловушки викуловской свиты (ВК1) - К1а. Непосредственное примыкание к материнским отложениям пластов абалакской свиты (пласт Ю0) - JзO-km и верхней подсвиты тюменской свиты (пласт Ю2) - J2bt способствовало

миграции нефти в ловушки этих пластов. Отсутствие нижнеюрских отложений позволило нефти мигрировать в ловушки зоны контакта осадочного чехла и фундамента (Тг). Масштабная зона разуплотнения доюрского комплекса на участке Ро-гожниковского вала представляется нам сосредоточением резервуаров и генерирующих толщ (подводящих каналов?) в слабометаморфизованных палеозойских терригенно-карбонатных породах ф-С) или в трещиновато-кавернозных магматических породах. Здесь резерв расширения ресурсной базы Красноленинского нефтегазоносного района с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами в доюрском разрезе на глубинах 2,5...4,5 км.

Источником нефти в ловушках Поснокортско-го месторождения (верхняя часть шеркалинской свиты (пласт Ю10) - J1t), являются материнские нижнеюрские отложения тогурской и радомской пачек (¿И), выклинивающиеся на западном склоне Красноленинского свода (рис. 4, Б). Отсутствие разуплотнения в структуре послеюрских отложений не способствует миграции нефти в неокомский комплекс и формированию в нем залежей.

Западнее участок Южно-Бобровского мегапрогиба интересен тем, что наличие здесь разуплотнения послеюрских отложений указывает на возможность формирования залежей нефти в неокомском комплексе (рис. 4, Б).

Рис. 2. Схематический фрагмент [9]: 1) границы тектонических элементов I порядка; 2) границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка; 3) название; 4) линия моделируемого геотраверса

месторождение У В и его

Рис. 3. Гэоплотностная модель вдоль траверса Красноленинский свод ~ Ляпинский мегапрогиб: графики силы тяжести ~ 1) наблюденного поля, 2) априорного разреза, 3) расчетного разреза; 4) послеюрские отложения; разуплотнения (5) и уплотнения (6) послеюрских отложений, до 0,05 г/см3; юрские отложения (7) и их уплотнение (8) до 0,05 г/см3; 9) доюрские отложения; разуплотнения доюрских отложений (10-12) до 0,05, на 0,05...0,10 и 0,10...0,15 г/см3, соответственно; уплотнения доюрских отложений (13-16) до 0,05, на 0,05...0,10 и 0,10...0,15, до 0,30 г/см3, соответственно; 17) блокировка разреза при моделировании; 18) месторождение УВ и его название; 19) «реперная» скважина

Известия Томского политехнического университета. 2008. Т. 312. № 1

Рис. 6. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участках месторождения Озерное (А) и Березовская моноклиналь - Висимский мегавал (Б)

термический режим нефтегазообразования, явилась зона интенсивного уплотнения в западной части Сергинского куполовидного поднятия, интерпретируемая как магматическое образование. Южно-Со-тэюганское месторождение - газовое, т. к. приурочено к более высокому гипсометрическому уровню.

Сокращение общей мощности осадочного чехла, присутствие структур уплотнения в меловых отложениях практически на всем протяжении траверса в Березовской моноклинали, Шеркалинском ме-гапрогибе и Сергинском куполовидном поднятии снижает перспективы неокомского комплекса в пределах этих структур (рис. 5, Б; рис. 6, А).

Источником газа в ловушках Озерного месторождения (вогулкинская толща, пласт Ю2^3о-кш) предположительно являются глинистые морские отложения неокома - Ач (рис. 6, А).

Гипсометрический уровень нефтегазообразования соответствует зоне раннекатагенетического газа - метана. Отсутствие разуплотнения в меловом комплексе не способствует образованию в нем собственных резервуаров, флюид мигрирует в прилегающую вогулкинскую толщу.

Центральная и западная часть Висимского ме-гавала представлена «сквозной» зоной разуплотнения (рис. 6, Б). Здесь месторождения еще не выявлены. Вероятным источником нефти и газа здесь могут быть углеродистые породы каменноугольных и девонских отложений. Юрские отложения отсутствуют. Послеюрская толща, в силу сравнительно небольшой мощности, вряд ли может быть генератором УВ. Если зона контакта представляет собой эрозионный экран, то сосредоточение продуктивных резервуаров - это доюрские отложения. Здесь резерв расширения ресурсной базы Восточно-Уральского нефтегазоносного района с газовыми, нефтяными (?), газоконденсатными залежами в доюрском разрезе на глубинах до 4 км.

В Ляпинском мегапрогибе перспективы обнаружения залежей УВ следует связывать с юрскими отложениями западного борта (рис. 7).

Саранпаульская Ляп^нск^й Висимский моноклиналь мегапрогиб мегавал

Рис. 7. Схема нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участке Висимский мегавал - Ля-пинский мегапрогиб

Источником нефти могут быть глинистые отложения федоровской свиты - Jз-K1 при очень ощутимом влиянии прилегающих магматических образований. Аномальное температурное влияние этих образований на формирование залежей нефти и газа может быть не только конструктивным, но и деструктивным, особенно на восточном борту Ля-пинского мегапрогиба.

Заключение

Выполненное сопоставление тектоники, месторождений, нефтегазоносных комплексов с установленной плотностной структурой фундамента и плитного комплекса по траверсу Красноленинский

Геофизика

свод - Ляпинский прогиб показало согласованность плотностной структуры с положением известных зон нефтегазонакопления и крупных месторождений, их вероятным генезисом.

Выполнен прогноз новых зон нефтегазонакопления: в доюрских разрезах северо-восточной части Красноленинского свода; центральной и восточной части Висимского меговала; в юрских отложениях западного склона Ляпинского мегапроги-ба; в неокомском комплексе Южно-Бобровского мегапрогиба.

Промышленные перспективы доплитного комплекса Красноленинского свода находят практические подтверждения в результатах бурения и испы-

тания скважин на Рогожниковском лицензионном участке [10].

Выполненный прогноз новых зон нефтегазона-копления по траверсу Красноленинский свод -Ляпинский мегапрогиб является довольно грубой оценкой по одному направлению (профилю) и больше служит демонстрацией методического подхода, схемы геоплотностного моделирования и последующей нефтегеологической интерпретации. Достоверность и детальность прогноза могут быть существенно повышены построением трехмерной (или по сети профилей) геоплотностной модели [11] и проведением количественных расчетов геотемпературного режима [12].

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Воронов В.Н., Коркунов В.К., Ивашкеева Д.А. Новые перспективные нефтегазопоисковые объекты Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1999. - № 5. - С. 7-14.

2. Арешев Е.Г., Гавура В.Е., Немченко Т.Н., Немченко-Ровен-ская А.С., Руденко Б.А. Нефть в гранитах фундамента (на примере месторождения Белый Тигр, Вьетнам) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006.

- № 12. - С. 4-13.

3. Потрясов А.А., Скачек К.Г., Гарифуллин И.И. Влияние динамической активности доюрского основания на особенности нефтеносности осадочного чехла северо-восточного склона Сургутского свода // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ / Под ред. Р.Х. Муслимова и А.И. Ларочкиной. - Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2006. -С. 212-217.

4. Кобелев В.П. Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, пара-генезисы в системе горючих ископаемых // Геофизический журнал. - 2006. - Т. 28. - № 6. - С. 150-160.

5. Конторович А.Э., Хоменко А.В. Теоретические основы прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма // Геология и геофизика.

- 2001. - Т. 42. - № 11-12. - С. 1764-1773.

6. Алексидзе М.А. Приближенные методы решения прямых и обратных задач гравиметрии. - М.: Наука, 1987. - 336 с.

7. Исаев В.И. Плотностная модель доюрских отложений вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть Запад-

но-Сибирской плиты) // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ / Под ред. Р.Х. Муслимова и А.И. Ларочкиной. - Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2006. - С. 106-108.

8. Исаев В.И. Прогноз материнских толщ и зон нефтегазонакопления по результатам геоплотностного и палеотемпературно-го моделирования // Геофизический журнал. - 2002. - Т. 24. -№ 2. - С. 60-70.

9. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Ред. Э.А. Ахпателов, В.А. Волков,

B.Н. Гончарова и др. - Екатеринбург: Изд-во «ИздатНаукаСер-вис», 2004. - 148 с.

10. Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности // II научно-практ. конф. ООО «КогалымНИПИнефть»: Сб. докл. - Уфа: Изд-во ООО «Монография», 2007. - 445 с.

11. Старостенко В.И., Легостаева О.В. Прямая задача гравиметрии для неоднородной произвольно усеченной вертикальной прямоугольной призмы // Физика Земли. - 1998. - № 12. -

C. 31-44.

12. Исаев В.И. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование // Тихоокеанская геология. -2004. - Т. 23. - № 5. - С. 101-115.

Поступила 24.12.2007г.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.