CC BY
46
УДК 550.834.05(553.98)
СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ГОРЕЛОЯРСКОГО КУПОЛОВИДНОГО МЕЗОПОДНЯТИЯ (Верхнекомбарская плошадь, Томская область)
И.А.Губин, К.И.Канакова (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука СО РАН)
Интерпретация сейсморазведочных данных в пределах Верхнекомбарской площади позволила выявить особенности геологического строения доюрских отложений, являющихся перспективными в нефтегазоносном отношении на данной территории. В процессе работы был построен набор структурных карт по основным отражающим горизонтам, дана характеристика истории тектонического развития. На базе интерпретации данных ГИС описаны палеозойские коллекторы, составлены и проанализированы его акустические модели, получена карта толщин коры выветривания. С опорой на эталонный объект — Верхнекомбарскую залежь — выявлены критерии нефтегазоносности эрозионно-тектонических выступов фундамента, развитых в пределах исследуемой территории. Приведена карта сейсмофациального районирования палеозойских отложений, определены нефтегазопер-спективные объекты.
Ключевые слова: Западная Сибирь; палеозой; эрозионно-тектонический выступ; кора выветривания; акустическая мо-
Палеозойские отложения Западной Сибири некоторые специалисты считали нефтегазоперспек-тивными еще в 30-е гг. прошлого века. Так, И.М.Губкин поддерживал перспективность поиска нефти в палеозойских отложениях, ссылаясь на нефтепроявления в Кузбассе и других регионах Сибири. Н.С.Шат-ский перспективы нефтегазоносно-сти Западно-Сибирской равнины связывал с впадинами, выполненными палеозойскими осадочными породами, подобными Кузбасской и Минусинской. Еще до открытия промышленно значимых месторождений в доюрском основании вопросами изучения палеозойских отложений в разные годы занимались В.С.Вышемирский, О.Г.Жеро, Н.П.За-пивалов, И.А.Иванов, А.Э.Конторо-вич, М.К.Коровин, Н.А.Кудрявцев, Н.Н.Ростовцев, В.С.Сурков, А.А.Тро-фимук и др. На палеозойский комплекс отложений в Западной Сибири как самостоятельный нефтегазо-
носный этаж впервые обратил внимание А.А.Трофимук [10].
В настоящее время в палеозойских отложениях Западной Сибири открыто более 50 месторождений нефти и газа. В 1963 г. на Медве-девской площади в Томской области из палеозойских карбонатных пород был получен фонтан нефти, положивший начало проблеме нефте-газоносности палеозоя. В начале 70-х гг. на юго-востоке Западной Сибири промышленные притоки УВ были получены на Малоичской, Фестивальной и Верхнекомбарской площадях из отложений "промежуточного комплекса", под которым в те годы понимали серию осадочных и вулканогенных пород, залегающих между кристаллическим фундаментом и мезо-кайнозойским осадочным чехлом, выделяемого по материалам сейсморазведки методом преломленных волн. В 70-80-е гг. прошлого столетия на территории Томской области было выявлено
уже около 20 залежей нефти и газа в карбонатных отложениях доюр-ского основания на Калиновой, Се-веро-Калиновой, Нижнетабаганской, Арчинской, Урманской, Солоновской и других площадях.
Дальнейшие исследования подтвердили, что фундамент Западно-Сибирской геосинеклизы имеет более сложное строение и состоит из двух структурных ярусов — нижнего кристаллического и верхнего складчато-метаморфического. На юго-востоке Западной Сибири были выделены островодужные и рифовые формации. Исследование фундамента Западно-Сибирской геоси-неклизы показало, что он регионально нефтегазоносен [11]. Этот тезис уже доказан наличием многих залежей в зоне контакта мезозойских и палеозойских отложений (регионально нефтегазоносный горизонт (НГГЗК). При этом результаты геохимических исследований показали, что нефте-материнскими толщами могут вы-
Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО ОТРАЖАЮЩЕМУ ГОРИЗОНТУ Ф2 (кровля аоюрского основания)
ступать как озерно-аллювиальные углисто-глинистые породы нижней и средней юры, так и внутрипалео-зойские морские формации [8].
Это позволило утверждать, что наращивание нефтегазового потенциала Западной Сибири за счет палеозойского комплекса (как коры выветривания, так и коренного палеозоя) является вполне осуществимой задачей. Одним из таких объектов, где вскрытая газоконден-сатная залежь связана с палеозойскими отложениями, является Верх-некомбарская площадь, расположенная на юге Томской области.
Структурная характеристика, история тектонического развития, нефтегазоносность
В тектоническом отношении Верхнекомбарская площадь приурочена к южному борту Горелоярского куполовидного мезоподнятия, которое является одним из составных блоков Межовского срединного массива — традиционного объекта для поисков палеозойских залежей УВ. На тектонических схемах прошлых лет Горелоярское мезоподнятие, наряду с Юбилейным и Лугинецким, было объединено в единый тектонический элемент I порядка — Пудин-ский мегавал. Анализ геолого-геофизических материалов [6] показал, что эти поднятия не оконтуриваются единой изогипсой ни по одной структурной поверхности и на всех этапах тектонического развития региона развивались обособленно. В этой связи Горелоярское куполовидное мезоподнятие было выделено в отдельный тектонический элемент. На востоке оно граничит с Бакчарской мезовпадиной, на западе — с Пудин-ским куполовидным мезоподнятием.
В рамках настоящих исследований по результатам корреляции горизонта Ф2, с учетом данных бурения, была построена структурная карта кровли доюрского основания (рис. 1). Анализ структурной поверх-
1 - скважина; 2 - изогипсы, м
ности кровли доюрского основания показал, что на запад территория погружается в направлении Юж-но-Пудинского прогиба, на восток — в направлении Южно-Парбигской впадины. На севере Верхнекомбар-ская площадь граничит с Чинжар-ским куполовидным поднятием (Го-релоярская площадь), где фундамент приподнят наиболее высоко в пределах изучаемой территории. Перепад высот кровли доюрского основания, вскрытой на Верхне-комбарской и Горелоярской площадях, составляет в среднем 150 м.
Как показал анализ тектонического развития исследуемой территории, относительный рост Горело-ярского локального поднятия происходил на протяжении всего ме-
зо-кайнозойского времени и достиг наибольшей интенсивности в раннем мелу. Само Горелоярское локальное поднятие выделилось как самостоятельная положительная структура еще в раннеюрское время, о чем свидетельствуют толщины юрских отложений, развитые в его пределах. В современном структурном плане кровли доюрского основания в пределах Верхнекомбар-ского локального поднятия выделяется серия контрастных эрозион-но-тектонических блоков, имеющих амплитуды 20-70 м (см. рис. 1), современный облик которых в целом был сформирован еще в раннем мелу. Интенсивность роста эрози-онно-тектонических выступов в юрское время обусловливает выкли-
Рис. 2. СХЕМА ВЕЩЕСТВЕННОГО СОСТАВА ВСКРЫТЫХ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИИ (числитель - толщина коры выветривания, м, знаменатель - общая мощность вскрытого палеозоя, м)
Литология: 1 - аргиллит, 2 - известняк, 3 - конгломерат, 4 - песчаник, 5 - алевролит, 6-базальт, 7-диабаз, 8-брекчия, известняк: 9-органогенный, 10-глинистый, 11 - кремнистый, 12 - глинисто-кремнистая порода; сланец: 13 - кремнисто-глинистый, 14 - глинистый; испытания: 15 -коры выветривания (а), коренного палеозоя (б), 16 - результаты неизвестны либо отсутствуют, 17 - а - газ, б - конденсат, 18 - а - сухо, б - вода
нивание нижних горизонтов чехла на их крыльях и, как следствие, повышает перспективы их нефтегазо-носности. Начиная с позднего мела наметилась тенденция к относительному воздыманию осевой части
Горелоярского куполовидного ме-зоподнятия, и с этого момента локальные структуры на обеих площадях развивались синхронно, наращивая амплитуду на протяжении всего позднего мела и кайнозоя.
Согласно нефтегазогеологиче-скому районированию, Верхнеком-барская площадь находится в Ва-сюганской нефтегазоносной области Пудинского нефтегазоносного района. В непосредственной близости от площади располагается ряд месторождений: Селимхановское, Пинджинское, Мирное, Останин-ское. На ближайшем Селимханов-ском месторождении нефтяная залежь, связанная с породами палеозоя, приурочена к коре выветривания, развитой по мергелям, известнякам и диабазам. Несмотря на то, что притоки нефти получены из брекчированных пород коры выветривания, основной коллектор сложен гидротермально переработанными трещиноватыми известняками, выходящими узкими полосами на поверхность палеозоя.
Верхнекомбарское поднятие было выявлено сейсморазведкой и подготовлено к бурению в 60-х гг. прошлого столетия. Изученность палеозойских пород бурением на рассматриваемой территории довольно высока — суммарно по 9 скважинам она составила 2289 м (включая кору выветривания), в 4 из них толщина вскрытого палеозоя составляет около 500 м. Успех принесли только две скважины — 290 и 291 (рис. 2), при опробовании которых как из коры, так и коренного палеозоя были получены притоки газа и конденсата.
Методика исследований и результаты
Возраст палеозойских пород, вскрытых на Верхнекомбарской площади, оценивается как ранний — средний девон. Вещественный состав палеозоя неоднороден (см. рис. 2). В скв. 290 вскрыты известняки со средним сопротивлением 50 Ом м, перекрытые корой выветривания, в скв. 291 встречены преимущественно терригенные отложения палеозоя (песчаники, конгломераты, гли-
нисто-кремнистые породы), также перекрытые корой выветривания и прорванные сильноизмененными, окварцованными триасовыми диабазами, которые отражаются на диаграмме КС высокоомными пиками на фоне низкоомных (< 5 Ом м) вмещающих пород. При этом обе скважины находятся в пределах единого эрозионно-тектонического выступа и их флюидодинамическая связь очевидна, что подтверждается как структурными построениями, так и результатами испытаний.
Геохимический анализ УВ Верх-некомбарской площади показал, что их источником являются нефте-материнские породы, обогащенные террагенным ОВ [5]. Эти породы входят в состав урманской, салат-ской и тюменской свит (так называемый нижне-среднеюрский генотип). Следовательно, зоны повышенных мощностей юрских отложений, развитые в депрессионных зонах, расположенных по периферии Горело-ярского мезоподнятия, будут являться потенциальными очагами генерации УВ. При этом следует учесть, что их миграция в палеозойские коллекторы должна проходить через кору выветривания, которая имеет зональное строение, влияющее на фильтрационные свойства слагающих кору горных пород.
В настоящей статье рассмотрена площадная кора выветривания, сплошным покровом перекрывающая коренные породы палеозоя. Это — континентальная формация, образованная в результате изменения исходных горных пород под воздействием жидких и газообразных атмосферных и биогенных агентов. Ее мощность при этом изменяется от нуля (в случае полного размыва) до первых десятков метров. В результате гидролитического разложения горных пород и воздействия растворенных в воде агрессивных компонентов при образовании коры выветривания наиболее подвижные породообразующие элементы (№, К, Са, Мд, Б1) выно-
сятся, а менее подвижные (Ре, А1, И, и др.) накапливаются. Поскольку проявление агрессивных свойств просачивающихся вод с глубиной уменьшается, кора выветривания приобретает зональное строение: от коренных, слабоизме-ненных пород до интенсивно вывет-релых вблизи дневной поверхности. При этом выделяются три основные зоны (снизу вверх): дезинтеграции, или начального разложения, выщелачивания и гидролиза [3], совокупность которых называется "профилем коры выветривания". Они хорошо изучены на Калиновой, Северо-Калиновой, Гераси-мовской, Нижнетабаганской площадях [1]. В качестве исходных пород для этих кор служили глинистые и органогенные известняки.
Зона дезинтеграции присутствует, как правило, повсеместно. В сводовых частях локальных поднятий, где коры выветривания сильно размыты, покрывающие осадочные породы залегают непосредственно на ней. Гипергенные изменения происходят вдоль системы микротрещин и плоскостей сланцеватости. Химический состав пород меняется лишь частично. Внешний облик пород изменяется незначительно. Вместе с тем их прочность резко снижается, что способствует формированию кавернозно-трещинных коллекторов.
Зона выщелачивания формировалась, видимо, в пониженных, дренируемых водой участках древнего рельефа. В этой зоне получают дальнейшее развитие процессы гидратации и выноса оснований из выветривающихся пород. Внешний облик пород изменяется, первичные структурные и текстурные особенности ослабевают, породы приобретают более однородное строение. Сохраняются реликты органогенных структур. Снизу вверх увеличивается содержание каолинита и гидрослюды. Текстура пород слабосцементированная, пористая, что в целом благоприятно для
развития коллекторов в нижней части зоны.
Зона гидролиза представляет собой плотный изотропный кварц-каолинитовый агрегат с твердым каркасом. Исходные горные породы в этой зоне полностью утрачивают свой облик. Зона гидролиза развита преимущественно на крыльях локальных поднятий, где она сохранилась при палеоразмывах. В большинстве случаев верхняя зона коры выветривания является хорошей глинистой покрышкой и будет препятствовать миграционным процессам, что в данном случае является неблагоприятным фактором для формирования залежей в палеозойском коллекторе, поскольку источником УВ на исследуемой территории служат породы нижней — средней юры. Исключением являются аутигенные образования в зоне гидролиза, которые могут выступать в роли коллекторов. Таковыми, например, являются линзы бокситов, вскрытые на Урманской площади, открытая пористость которых достигает 30 %.
При частичном размыве в условиях доюрской пенепленизации кора выветривания может обнажаться до зоны выщелачивания или зоны начального разложения, где коллек-торские и фильтрационные свойства значительно лучше. Поэтому породы-коллекторы в ловушках гипергенного типа чаще приурочены к нижней зоне коры выветривания [9]. В этих зонах возможны миграция и накопление УВ из нижне-среднеюр-ских отложений в палеозойский коллектор. В связи с этим интересно проследить изменение мощности коры выветривания по площади. Такая задача является нетривиальной для сейсморазведки. Причина этого — специфика формирования отраженных волн в зоне контакта палеозойских и мезозойских пород. Часто акустические свойства коры выветривания сходны с таковыми нижних горизонтов юрских отложений. Сложное строение коры вывет-
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Рис. 3. ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ МОЩНОСТИ КОРЫ ВЫВЕТРИВАНИЯ НА ХАРАКТЕР ВОЛНОВОГО ПОЛЯ
Высокие скорости Низкие скорости
^-Ь- 4000 5000
А - фрагмент временного разреза по профилю 061729, Б - синтетический глубинный разрез; I* - нижняя юра, кровля тогурской свиты, У6 - средняя юра, уровень угольного пласта У6
ривания, изменчивость по мощности, наличие размывов, карстовых областей и др. обусловливают неоднозначную волновую картину. Тем не менее качественно оценить влияние толщины коры выветривания на волновое поле и проследить отражающие горизонты, условно приуроченные к кровле и подошве коры выветривания, удается с помощью расчета синтетических сейсмограмм по пластовым моделям, составленным на основе акустического каротажа скважин.
Для решения поставленной задачи по данным акустического каротажа скв. Верхнекомбарская-293 была составлена слоистая скоростная модель разреза, детально описывающая юрские и палеозойские отложения. Толщина моделируемого слоя, ассоциированного с
корой выветривания, которой свойственны в целом низкие акустические характеристики, увеличивалась слева направо. Моделирование показало, что увеличение толщины коры выветривания выражается появлением в волновом поле дополнительной отрицательной фазы, которая проиндексирована как отражающий горизонт КВ (кровля коры выветривания), но при этом практически не влияет на амплитуду отражающего горизонта Ф2, приуроченного к кровле коренного палеозоя (рис. 3). Эта фаза, связанная с изменением толщины коры выветривания, довольно уверенно прослеживается на большинстве временных разрезов и хорошо поддается корреляции. При этом обнаруживается очевидная зависимость между интервальным временем
пробега (АТ), которое представляет собой разность времени прихода волны от отражающих горизонтов Ф2 и КВ, и толщиной коры выветривания. Таким образом, карту АТ можно трансформировать в карту толщин коры выветривания, анализ которой позволяет отметить, что в целом на исследуемой территории толщина коры выветривания увеличивается с востока на запад, достигая 150 м и более. Такой характер изменения толщины можно объяснять как составом подстилающих коренных пород палеозоя (существенно терригенные на востоке и преимущественно карбонатные на западе), так и распределением источников сноса (палеодолина на западе и наиболее приподнятая область на северо-востоке). Скважины, где были получены притоки УВ из палеозоя, попадают в области, где толщина коры выветривания не превышает 20 м (см. рис. 2). На основании этих данных можно сделать вывод о том, что толщина коры выветривания является важным критерием при оценке нефтегазо-ностности в пределах изучаемой площади. К перспективным в нефтегазоносном отношении палеозойским выступам следует относить те, на которых развита кора выветривания относительно малой мощности.
В качестве дополнительного критерия оценки перспектив нефте-газоносности палеозойских отложений необходимо выделить сейс-мофациальные зоны, характеризующие особенности строения и отчасти вещественный состав палеозойских пород. Сейсмофациальный анализ — одно из эффективных средств для изучения строения палеозойских отложений на юго-востоке Западной Сибири [2, 7]. На исследуемой территории по временным сейсмическим разрезам в палеозойских отложениях выделяются три сейсмофациальные зоны: раздробленных и перемятых пород, эрозионно-тектонических выступов и субгоризонтальных слоистых от-
Рис. 4. ХАРАКТЕР ВОЛНОВОГО ПОЛЯ НА ВРЕМЕННОМ РАЗРЕЗЕ ПО ПРОФИЛЮ 061724
sp 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000
Сейсмофации: 1 - субгоризонтальных слоистых отложений, 2 - эрозионно-текто-нических выступов, 3 - раздробленных и перемятых пород; II3 - верхняя юра, подошва баженовской свиты
ложений (рис. 4). Каждая из них принципиально опознаваема на временных разрезах и может быть выделена по следующим критериям.
Сейсмофации раздробленных и перемятых пород в волновом поле отображаются в виде частого чередования мелких блоков, разделенных разломами. Рисунок сейсмической записи в этих зонах сильно прерывист, хотя в пределах отдельных блоков он выглядит довольно четким, часто наблюдаются значительные смещения осей син-фазности, дифрагированные волны. Эти сейсмофациальные зоны представлены преимущественно глинистыми сланцами, мраморизо-ванными известняками, брекчиями с внедренными телами основных пород (силлы, дайки диабазов). Как правило, эти зоны, выходя на поверхность доюрского основания, приурочены к гипсометрически наиболее высоким уровням и развиты в основном в пределах Горелоярской площади. С зонами дробления могут быть связаны хорошие коллекторы, что подтверждают испытания скважин (дебит воды из коренного палеозоя скв. Горелоярская-1 составил 41,2 м3/сут).
Сейсмофации субгоризонтальных слоистых отложений на исследуемой территории скважинами практически не охарактеризованы, поскольку находятся в наиболее погруженных зонах, в пределах которых мощность юрских отложений, как правило, повышенная. В волновом поле этим сейсмофациа-льным зонам соответствуют протяженные широкие оси синфазности, прослеживающиеся до отметок 2150 мс и более, что соответствует глубинам 3,5-4,0 км. Эти зоны обладают большой протяженностью и, вероятно, представляют собой блоки, наименее затронутые гер-цинской складчатостью, сохранившие свою первоначальную структуру. Сложены они в основном глинисто-кремнистыми породами, доломитами и известняками девона —
карбона. Именно в этих блоках можно ожидать наличие потенциальных нефтепроизводящих палеозойских толщ. С этой точки зрения они могут представлять интерес в отношении нефтегазоносности, тем более что в них могут формироваться высокоемкие коллекторы. Примером может служить погруженный палеозойский блок на Се-веро-Останинской площади, сложенный вторичными доломитами, из которого дебит нефти и газа на 9-мм штуцере составил соответственно 53,0 и 139,5 тыс. м3/сут.
Сейсмофации зрозионно-тектонических выступов характеризуются локальным развитием в виде отдельных приподнятых монолитных блоков, ограниченных разломами. На временных сейсмических разрезах блоки выделяются по хаотическому рисунку волнового поля с изрезанной, нечеткой поверхностью. На изучаемой территории они представлены в основном массивными карбонатными породами. Их образование связывают с унаследованным движением отдельных выступов, входящих в состав складчатых систем палеозойского основания. Резервуары эрозион-
но-тектонических выступов, сложенных массивными, органогенными карбонатами, могут обладать хорошими коллекторскими свойствами в силу более интенсивных процессов гипергенного выщелачивания, протекавших в течение до-юрской и раннеюрской денудации. Бурение в таких массивах часто сопровождается катастрофическим поглощением промывочного раствора или прихватом бурового инструмента. Тип коллектора трещин-но-поровый или порово-каверноз-ный. В роли покрышек могут выступать глинистые и углисто-глинистые породы тюменской свиты.
Зоны развития сейсмофаций эрозионно-тектонических выступов следует считать наиболее перспективными объектами для поиска УВ в пределах Верхнекомбарской площади. Их перспективность доказана испытанием скв. Верхнекомбар-ские-290, 291. Скв. Верхнекомбар-ская-290 вскрывает массив кавернозных известняков, перекрытых корой выветривания толщиной 11 м. При испытании низов коры выветривания был получен приток газа дебитом 39,4 тыс. м3/сут, а при испытании коренного палеозоя —
Рис. 5. СХЕМА СЕЙСМОФАЦИАЛЬНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
1 - скважины; 2 - разрывные нарушения; сейсмофации: 3 - раздробленных и перемятых пород, 4 - слоистых пород, эрозионно-тектонических выступов: 5 -с низкими перспективами нефтегазоносности, 6 - нефтегазоперспективные; месторождения, приуроченные к этим сейсмофациям: 7 - Верхнекомбарское газоконден-сатное, 8 - Сатпаевское нефтяное; результаты испытаний палеозоя: 9 - газ, 10 -конденсат, 11 - нефть, 12 - вода, 13 - сухо
газа и конденсата дебитом 33,3 и 13,2 м3/сут соответственно. Скв. Верх-некомбарская-291 вскрывает низ-коомный разрез терригенного палеозоя с прослоями кварцсодержа-щего диабаза (конгадиабаз), перекрытого относительно высокоом-ной кремнисто-глинистой корой выветривания толщиной 20 м, которая, как известно, формируется по си-ликатсодержащим породам. Такая
кора выветривания обладает улучшенными коллекторскими свойствами и может вмещать залежи УВ, что отмечается на Герасимовской, Калиновой и Останинской площадях [7]. Опробование юрско-палео-зойских отложений скв. Верхне-комбарская-291 в широком интервале (110 м) на динамическом уровне 1800 м дало приток газа до 50 тыс. м3/сут. Это дает право
утверждать, что полученный приток относится именно к интервалу коры выветривания, что подтверждает и керн с запахом конденсата.
Скв. Верхнекомбарская-295 также вскрывает массив глинисто-карбонатных пород с прослоями алевролитов, многократно интрудиро-ванный дайками диабазов, в пределах эрозионно-тектонического выступа, перекрытого корой выветривания толщиной 38 м. Мощность вскрытого палеозоя — 495 м. Интервал вскрытого палеозоя признан сухим, с отсутствием хороших коллекторов. Это подтверждает сделанный в работе [7] вывод о том, что глинистые известняки и развитые по ним коры выветривания обладают низкими коллекторскими свойствами.
В процессе анализа динамических характеристик волнового пакета Ф2 выяснилось, что для эрози-онно-тектонических выступов, сложенных глинистыми известняками, на карте средних амплитуд в интервале кровли палеозоя характерны низкие значения параметра. Этот критерий был использован в качестве вспомогательного при оценке перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений.
На основе имеющихся данных по результатам комплексного анализа сейсмофаций схемы, динамических характеристик отражающего горизонта Ф2, структурной карты по горизонту Ф2 и карты изопахит коры выветривания была выделена серия эрозионно-тектонических выступов, из которых четыре являются наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности. Объекты этого типа наиболее полно изучены бурением и являются, как отмечалось, потенциально нефтегазоносными (рис. 5):
блок А площадью 22 км2 и амплитудой 70 м с доказанной продуктивностью скв. Верхнекомбар-ские-291, 290 — эталонный блок для исследуемой площади;
блок Б площадью 8 км2 и амплитудой 50 м отделен разломом от
бесперспективного блока, вскрытого скв. Верхнекомбарская-295 и сложенного глинистыми известняками. Предположительно представлен известняками, перекрытыми корой выветривания мощностью менее 30 м. По динамическим характеристикам горизонта Ф2 сходен с блоком А;
блок В площадью 12 км2 и амплитудой 60 м также сходен по своим характеристикам с блоком А. На границе выделенного блока в скв. Верх-некомбарская-293 был вскрыт водоносный коллектор, представленный трещиноватыми известняками. Дебит воды достигал 103,2 м3/сут. На более высоких гипсометрических уровнях в пределах блока В можно ожидать коллектор, насыщенный УВ;
блок Г площадью 14 км2 и амплитудой 60 м отличается тем, что в пределах него практически полностью отсутствует кора выветривания, что свидетельствует о ее размыве. Блок представляет собой незамкнутую положительную структуру и выделен условно. Его северная часть раскрывается в сторону скв. Горелоярская-4. Однако с точки зрения коллекторских свойств, особенно вблизи секущих его разрывных нарушений, он представляет определенный поисковый интерес.
Учитывая, что остальные объекты, связанные с эрозионно-текто-ническими выступами палеозойских пород, перекрыты довольно мощной корой выветривания и динамические характеристики волнового пакета Ф2, наблюдаемого в их пределах, отличны от эталонного блока А, они оцениваются как объекты с пониженными перспективами.
В 2008 г. после проведения исследований, приведенных в настоящей статье, в пределах блока Б была пробурена скв. Сатпаевская-1 (см. рис. 5), в которой при испытании палеозойских отложений был получен промышленный приток нефти и открыто Сатпаевское нефтяное месторождение. Поскольку залежь
в блоке А является газоконденсат-ной и находится гипсометрически ниже, чем залежь в блоке Б, можно сделать вывод о том, что они гидродинамически не связаны между собой и являются самостоятельными месторождениями, что подтверждает блоковую модель палеозойских отложений.
Выводы
Палеозойский фундамент в пределах рассматриваемой территории имеет сложное, блоковое строение с развитой сетью разрывных нарушений. Эрозионно-тектонические выступы, слагающие отдельные блоки фундамента, имеют гетерогенный состав. Блоки, перекрытые относительно маломощной корой выветривания (менее 30 м) и сложенные как терри-генными, так и карбонатными породами, могут служить коллекторами для нефти и газа и являются перспективными объектами в пределах исследуемой территории. Таким блокам соответствуют преимущественно зоны пониженных энергий и амплитуд волнового поля вдоль отражающего горизонта Ф2.
К благоприятным факторам, повышающим перспективы южной части Горелоярского куполовидного мезоподнятия, следует отнести его близость к Бакчарской впадине и Южно-Пудинскому прогибу, в пределах которых развиты гет-танг-ааленские отложения, обладающие высоким генерационным потенциалом. В частности, высокий генерационный потенциал тогурской свиты и углисто-глинистых пачек, залегающих в базальной части осадочного чехла подтверждается результатами геохимических исследований керна скв. Пономаревская-2, расположенной на юге Южно-Пу-динского прогиба [4].
Литература
1. Бабанская И.В. Минерало-го-геологические особенности пород-коллекторов нефти и газа в верх-
ней части палеозойского фундамента центральной части Нюрольской струк-турно-фациальной зоны // Геологическое и горное образование. Геология нефти и газа: мат-лы международн. науч.-техн. конференции "Горно-геологическое образование в Сибири. 100 лет на службе науки и производства". — Томск: Изд-во ТПУ, 2001.
2. Ведерников Г.В. Сейсмофаци-альное районирование палеозойских отложений на Лугинецкой площади / Г.В.Ведерников, С.Н.Соловьев // Геология и геофизика. — 1990. — № 6.
3. Журавлев Е.Г. Кора выветривания фундамента и ее влияние на формирование нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири / Е.Г.Журавлев, Т.А.Лапинская. - М.: Недра, 1976.
4. Конторович А.Э. Опорный разрез и нефтегенерационный потенциал отложений нижней юры Нюрольского осадочного суббассейна (Западно-Сибирская плита) / А.Э.Конторович,
B.И.Ильина, В.И.Москвин и др. // Геология и геофизика. — 1995. — Т. 36. — № 6.
5. Конторович А.Э. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири / А.Э.Конторович, В.П.Данилова, Е.А.Костырева, О.Ф.Стасова // Геохимия. — 1998. — № 1.
6. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезо-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. — Новосибирск: Гео, 2002.
7. Конторович В.А. Сейсмогеоло-гические критерии нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири // Геология и геофизика. — 2007. — Т. 48. — № 5.
8. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири / Науч. ред. акад. А.Э.Конторович. — Новосибирск: Гео, 2005.
9. Нежданов А.А. Поиски крупных и уникальных залежей УВ в фундаменте Западно-Сибирского бассейна — актуальная задача нефтегазовой геологии / А.А.Нежданов, С.А.Скрылев,
C.А.Горбунов и др. // Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезо-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности: мат-лы Всероссийской научной конференции с участием иностранных ученых,
Тюмень-Новосибирск, 29 сентября — 2 октября 2008 г.
10. Трофимук A.A. Нефть и природный газ Сибири // Вестник АН СССР. - 1964. - № 6.
11. Трофимук A.A. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997.
© И.А.Губин, К.И.Канакова, 2013
Игорь Алексеевич Губин, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, GubinIA@ipgg.sbras.ru;
Ксения Игоревна Канакова, младший научный сотрудник, KanakovaKI@ipgg.sbras.ru.
SEISMOGEOLOGICAL MODEL OF OIL-AND-GAS POTENTIAL OF THE PALEOZOIC ROCKS IN THE SOUTH PART OF THE GORELOYARSKOE DOME-LIKE MESOUPLIFT (Verkhnekombarskaya area, Tomsk region)
Gubin I.A., Kanakova K.I. (Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Division of RAN)
Interpretation of the seismic data obtained within Verkhnekombarskaya field allowed to reveal geological aspects of the Pre-Jurassic deposits, promising for oil and gas on this territory. In course of the work, there were built a set of structural maps of the main reflecting horizons, and the history of tectonic development is described in detail. On the basis of the interpretation of logging data the Paleozoic reservoir properties were described, as well as its acoustic model was compiled and analyzed, supplemented by thickness map of the weathering crust. With Verkhnekombarskaya pool served as the reference object, the criteria were established for oil and gas erosion-tectonic protrusion, developed within the study area. The paper contains a map for seismic facies zoning of the Paleozoic deposits, and perspective oil-and-gas plays identified therein.
Key words: West Siberia; Paleozoic rocks; erosion-tectonic protrusion; weathering crust; acoustic model.
