CC BY
178
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: [email protected]
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.
