CC BY
51
УДК 550.831.05 (571.1)
СЕЙСМОМОРФОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРИ КАРТИРОВАНИИ ВЫСОКОЁМКИХ КОЛЛЕКТОРОВ. I. КЛАССИФИКАЦИЯ МОРФОФОРМ, ОТРАЖЕНИЕ ФАЦИАЛЬНОГО ТИПА КОЛЛЕКТОРА В ПАЛЕОРЕЛЬЕФЕ
В.Н. Устинова, В.Г. Устинов
Томский государственный университет E-mail: [email protected]
Современные системы наблюдений и методы интерпретации в сейсморазведке открывают новые возможности для геолого-тектонического истолкования сейсмоданных. Сейсмоморфологическая интерпретация погоризонтных структурных карт пространственной сейсморазведки при этом есть основа для совершенствования сейсмофациальных реконструкций, позволяет повысить качество прогнозов зонального распространения высокоёмких коллекторов.
В настоящее время в нефтяной геологии важное место занимают методы литолого-фациальной и структурно-тектонической интерпретации. Получили широкое распространение методы литолого-фациального истолкования по кривым электрического каротажа, палеофациальных реконструкций по энергетическим и амплитудным параметрам сейсмических отражений. Меньше внимания уделяется собственно сейсмическим структурным поверхностям. Фации, тектонические особенности формирования структур контрастно проявляются в форме палеорельефа, изучение и анализ которого позволяет получать новую, уникальную информацию не только о форме поднятия, но о наличии на поднятии систем нарушений, трещиноватости, этапности их образования и развития, роли в формировании песчаного коллектора и заложении высокопроницаемых зон. Морфология палеоповерхности, её структурно-тектонические характеристики - есть основа для изучения особенностей исторического развития, генезиса, фациальной составленности рельефа.
Применение на этапах геологической интерпретации данных сейсморазведки методов структурно-морфологической интерпретации становится всё более актуальным в связи с широким внедрением в практику работ 3D-сейсморазведки. Погоризонт-ные структурные карты - источник знаний не только о параметрах погребённого рельефа, но и о его возрастной изменчивости. В погоризонтных мор-фоповерхностях, в хронологической изменчивости типа рельефа запечатлена история его формирования, образования составляющих структурное поднятие фаций. Осмысление закономерностей формирования рельефа возможно через изучение характера сочетания структурных линий, их вергент-ности. Понимание взаимодействия и пространственного распределения на структурных поднятиях, включающих нефтегазоносные коллекторы, вертикальных и горизонтальных напряжений, способствующих деформации поднятия, возникновению зон наиболее интенсивного роста (на разных этапах осадконакопления), зон сжатия и растяжения, обуславливающих структуру мозаичного сочетания сегментов повышенных и пониженных напряжений, возможно в условиях высокоточных реконструкций погоризонтных структурных карт.
Геодинамический анализ погоризонтных сейсмических карт позволяет выделять на поднятии для изучаемого нефтегазоносного объекта зоны различной степени и типа деформированности. Скопления углеводородов на поднятиях концентрируются существенно в зонах сжатия, в обрамлении которых выявляются локальные зоны разуплотнения ("декомпрессии" по Ю.А. Морозову [1]). Согласно исследованиям В.Я. Воробьёва с соавторами [2], нефтегазонасыщенные коллекторы регионально связаны с участками сжатия (часто обусловлены наличием сжимающих напряжений в боковых частях крупных отрицательных структур). Локально, как показывает опыт изучения авторами статьи особенностей строения коллекторов нефтегазовых месторождений территории Томской области, неф-тегазонасыщение проявляется также на участках "компакции" вещества, отвечает интервалам
м " г 1 1
компрессионного сжатия [1], а максимально нефтегазонасыщенными являются ячеи коллекторов в узлах пересечения трещин в зонах сжатия. Как это может быть обнаружено?
Контрастное распределение аномалий напряжённо-деформированного состояния обнаруживается в развитии и особенностях проявления в пределах поднятий систем тектонических трещин. Тектоническая трещиноватость на временных сейсмических разрезах, на структурных картах выявляется по разному. Проявленность систем трещин и ассоциированных в них напряжений: сжатия или растяжения, в рельефе поверхности (палеоповерхности) зависит от формы поднятия [3]. Форма нефтегазо-насыщенной структуры во всех её особенностях сочетания сегментов может быть восстановлена по данным сейсморазведки. Причём степень достоверности построений, а, значит, и восстановления тектонической трещиноватости возрастают на разведочном и промысловых этапах изучения месторождения, когда рельеф уточнён по данным всех имеющихся скважин. Начиная с анализа рельефа, следует прибегнуть к разработанным для форм рельефа классификациям. Рельеф классифицируется по морфологическим, ландшафтно-геологическим, тектоническим и др. признакам. Классификационные схемы рельефа, нашедшие применение при решении историко-геологических, геотектонических
Таблица. Типизация структур II и III порядков по кровле верхней юры юго-восточной периферии Западно-Сибирской плиты
ЛКП
дв |юмс
ккп
гякп лв
Поднятия II и III порядков: ЛКП — Ледовое куполовидное поднятие (к. п.), МД — Мыльджинское, МС — Моисеевское, ПМ — Первомайское, Л — Лугинецкое, НВВ — Нововасюганский вал, СРВ — Средневасюганское, БЯ — Белоярское, ПЛ — Полуденное, СВ — Северо-Васюганское, СБ — Соболиное, ГЯКП — Горелоярское к.п., ККП — Карандашовское к.п., ТГ— Тагайс-кое, ЛЯ — Лосиноярское, УР — Урманское, МЛ — Малореченское, ВР — Вартовское, НЯ — Нань-Яхское, НТ— Нижнетабаганское, К —Калиновое, С—Соснинское, ЮЧ — Южно-Черем-шанское, ТБ — Тамбаевское, КЕ — Киев-Еганское, ОД — Ондатровое, ПЛ — Полонское, ДВ — Двойное, ВК — Верхне-Комбарское, СТ — Столбовое, Ю — Юганское, ЮМС — Южно-Мо-исеевское, ЮМ — Южно-Мыльджинское, СК — Северо-Калиновое, ОЛ — Оленье, КТ— Катыльгинское, ГЯ — Горело-Ярское, III — Шудельское, ГР — Герасимовское, СЛ — Северо-Ле-довое, КЛ — Колонковое, Л В — Лиственное
задач, предложены Н.А. Флоренсовым, И.П. Герасимовым, Д.А. Тимофеевым и др.
Сложность взаимодействия многих рельефооб-разующих факторов и, в тоже время, наличие типичных, устойчивых форм рельефа, обусловленных "латентной дискретностью" [4-7] поверхностных "геоявлений" [4], приводит к появлению устойчивых рисунков в сочетании элементов рельефа. Устойчивость, повторяемость форм рельефа создаёт предпосылки для разработки его классификаций. В настоящее время наметились тенденции к созданию универсальной классификации, которая по образному выражению А.Н. Ласточкина, по степени значимости может быть приравнена к "открытию века". Однако, зачастую, разрабатываемые классификации тесно связаны с задачами исследований, имеют тектоническую, литологическую или иного рода зависимость. Менее зависимы от природы классифицируемых объектов структурно-геометрические классификации. В этих классификационных схемах, как главные компоненты, выделяются два основных класса структур - линейно-вытянутые и изометричные формы. Подклассы в разных системах классификации могут содержать значительное число типовых форм: 15-18 в каждой основной подгруппе (изометричные, линейные, по Д. А. Тимофееву); 33 типа локальных проявлений (по А.Н. Ласточкину [6]), из пяти подтипов структурных форм классификации В.Д. Наливкина [8] для нефтегазоносных структур. Эти классификации показывают наличие в формах проявления рельефа некой универсальности и с успехом могут использоваться и используются при решении структурно-тектонических задач. И, в то же время, нефтегазоносные формации содержат ограниченное число основных литологических разностей в ритмически построенных толщах. Поэтому, на наш взгляд, классификация палеоформ рельефа в осадочных отложениях, при решении нефтегазовых задач, должна исчерпываться небольшим количеством прототипов, иметь геометрическую основу, в том числе, достаточно наглядно характеризовать облик проявления нарушений на поднятиях, особенности и характер проявленности в рельефе (включая историческую последовательность их развития) рельефообразующих фациальных комплексов. Основным материалом для разработки классификации послужили структурные карты по отражающему горизонту На для юго-востока Западно-Сибирской равнины - карта под редакцией В.М. Тищенко (масштаба 1:1000000, 1992 г.) и детальные структурные карты для месторождений Томской области масштабов 1: 25000, 1:50000.
Разработанная авторами классификация мор-фоформ, созданная в ходе систематизации представлений о плановом облике нефтегазоносных структур (таблица), состоит из 11 основных типовых форм. Настоящая классификация возникла как результат анализа рисунка пространственного облика рельефа в различные фазы формирования седиментационных циклитов [9]. Типовые формы
дополняют друг друга в пространственном следовании однопорядковых форм рельефа. Все типовые формы выявляются в облике каждой структуры, при наличии в конкретной структуре преобладающего (из 11 основных форм) облика.
Типовое распределение (сочетание структурных линий) элементов рельефа, по мнению авторов статьи, есть результат взаимодействия упругих деформаций среды в условиях замкнутых оболочек сферической поверхности с формированием упругих стоячих волн ограниченного диапазона пространственных частот, сопоставимых по размеру с мощностью оболочек. Согласно разработкам А.А. Локтюшина [10], эти волны могут возникать в ходе взаимодействия встречных колебаний близкого частотного диапазона с образованием пространственных фигур Лиссажу.
Образующиеся на поверхности стоячие волны имеют узлы, стяжения, ослабленные зоны. Возникающие деформации сжатия и растяжения формируют сложную мозаичную структуру. Предпочтение, избирательность форм проявляется как в типовом облике структуры, так и в избирательности фаци-ального типа формирующегося на поднятии песчаного пласта. Например, сигмоидный облик структур выявляется в каждой структуре (таблица), но наиболее контрастно проявляется в облике структур третьего порядка Северо-Васюганского, Столбового, Верхне-Комбарского месторождений (таблица, тип 4). Двухполюсный характер в сочетании структурных форм (таблица, тип 4) отражает, в первую очередь, дополнение на структуре напряжений сжатия и растяжения, так как максимальному положительному напряжению всегда соответствует (в полуволновом диапазоне) отрицательное. В полях напряжений пространственное дополнение [11] проявляется в сочетании сигмоидного облика зон влияния транспрессии и транстенсии [12, 13] (зачастую, в периферических по отношению к рифтовым структурам зонах) [2]. Так, например, сдвиговые тектонические напряжения в бортовом обрамлении Колтогорско-Уренгойского, Чузикского, Усть-Тымского рифтов, преобладавшие на этапах их заложения и развития, оказали определённое влияние на условия формирования коллекторов на ряде месторождений, проявились, в том числе, в форме неф-тегазонасыщенных ячей (рис. 1). По облику проявления фаций в рельефе они согласуются с береговыми, устьевыми баровыми постройками береговой зоны осадконакопления. Например, на рис. 1, характеризующем нефтегазонасыщение продуктивного пласта горизонта Ю; Малореченского месторождения, пространственное распространение пласта имеет сигмоидный облик. Геометрический образ нефтегазонасыщенной части продуктивного пласта позволяет предположить его формирование в дис-тальной части дельты. Распределение преобладающих тектонических напряжений, проявляющихся в рисунке зонального распространения пласта - широтного и меридионального направления, определяли рост поднятия, формирование эрозионных
Известия Томского политехнического университета. 2004. Т. 307. № 3
систем. На пересечении активных деформирующих напряжений сформировались повышенные мощности коллектора (скв. 230, 247, 101, 103).
Рис. 1. Характер нефтенасыщения одного из продуктивных пластов горизонта Ю1 Малореченского месторождения: 1) параметр нефтенасыщения по материалам ОАО ТомскНИПИнефть, 2) скважины глубокого бурения; 3) диаграммы суточной добычи нефти; 4) внутренний и внешний контуры нефтенасыщения
Трёхзональный характер в сочетании структурных элементов рельефа (таблица, тип 11, 5) в палео-береговых фациальных обстановках часто характеризует дельтовые комплексы. Трёхзональный облик структуры и распределение основных тектонических напряжений на поднятии, контрастно проявляется в полутоновых (а также теневых) рисунках сейсмической структурной поверхности по горизонту Па Кра-пивинского месторождения (рис. 2). Здесь в рельефе палеоповерхности отражается палеообстановка, возможно, преобладавшая на нескольких этапах формирования песчаных отложений. Анализ основных ориентировок тектонических напряжений на поднятии (контрастно проявившихся в теневом изображении рельефа, рис. 2, г) показал, что определяющими для структурного плана были меридиональные и юго-западного простирания системы тектонических трещин. В ориентировке палеорусла, каналов, рукавов (рис. 2, в), выявляется, как основная, широтная тенденция простирания, рукава имеют, в том числе, северо-восточную ориентировку. Простирание гребневых структурных линий, приуроченных к зонам сжатия на поднятии, характеризует мобильные участки поверхности, позволяет, с учётом плотности систем нарушений (тектонической трещиноватос-ти), выявить в сводовой части структуры сегменты с аномальными приращениями отметок поверхности, элементы рельефа с высокой степенью деструкции в песчаниках, зачастую, отвечающие участкам увеличения ширины эрозионных форм рельефа и, соответственно (наиболее вероятно), - высокой мощности песчаных отложений в коллекторе.
а)
б)
в)
Г)
Рис. 2. Крапивинское месторождение нефти: а) изоклинальное, б) аксонометрическое обращённого рельефа, глубина в м, в) полутоновое и г) теневое изображение рельефа палеоповерхности по отражающему горизонту 11а с использованием структурных построений А.Ф. Глебова
С чем же связаны проявления в рельефе изменений мощности песчаных отложений и их фациаль-ного облика? Региональные тенденции в латеральном распространении песчаных фаций юры выявляются в том, что в лейасе и нижнем доггере песчаные отложения формировались преимущественно в
аллювиальных системах и приурочены к глубоким впадинам. В доггере преобладающими были склоновые фации. Они в повышенных мощностях накопились в периферических частях структур первого порядка. В малыме повышенные мощности песчаных фаций не редки близ структур третьего порядка, часто в их сводах. Кроме этой региональной тенденции в пространственном распространении песчаных отложений выявляется связь их зонального местоположения с локальными поднятиями. Эта особенность наиболее ярко проявляется для приб-режно-морских фаций верхней юры (рис. 3). Даже визуальный анализ рис. 3 позволяет выявить в пале-орельефе (структурная поверхность по кровле верхнеюрских отложений Сургутского свода) ряд палео-обстановок разветвлённого дельтового комплекса. В центральной части рисунка - это палеорусло (таблица, тип 2, 5, 9, 11), в западной - береговые и периферические бары собственно дельтового комплекса (таблица, тип 1, 6, 7, 8, 10) и в крайней западной части - палеообстановки подводных конусов выноса (таблица, тип 3, 4, 7, 9).
Почему палеообстановки, условия формирования песчаных отложений так контрастно проявляются в рельефе палеоповерхности? Кроме непосредственной связи зонального местоположения песчаных отложений с формой локального поднятия, есть некоторые методические особенности сейсморазведки, которые способствуют контрастному проявлению на структурных сейсмических картах в виде палеорелье-фа зон повышенной мощности песчаных отложений. Структурная поверхность есть результат её прослеживания по максимумам сейсмического импульса отражённой волны. В полном периоде отраженного сигнала, при преобладающей видимой частоте 25.. .30 Гц, проявляется мощность толщи терригенных отложений порядка 40.50 м и более. На форму сигнала и его интенсивность существенное влияние оказывает
мощность песчаных отложений (суммарная мощность песчаников в мезоциклитах юры может составлять 30.50 % от общей мощности пачки). Песчаники характеризуются значительно большими величинами скорости и контрастно проявляются на низких частотах (5.20 Гц) сейсмического сигнала. Результаты сейсмического моделирования показывают, что песчаники при мощностях в пачке более 20 м проявляются на структурных картах в виде слабого положительного рельефа. Даже при корректировке сейсмической структурной поверхности с учётом имеющихся сведений о глубинах по скважинным данным, влияние мощности песчаных отложений должно быть сильным и отражаться в рельефе.
Рис. 3. Структурная карта по кровле верхнеюрских отложений, Сургутский свод
Так, рельеф, форма рельефа и, особенно, сейсмический рельеф позволяет судить о палеообста-новках формирования песчаных отложений, может стать важным критерием при оценке фациальной принадлежности песчаных отложений, прогнозе зон развития и нефтегазонасыщения коллекторов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Морозов Ю.А. Компрессионно-декомпрессионная модель структурообразования в Земной коре // Структурные исследования кристаллических образований. — С-Пб.: Изд-во ИГГД РАН, 1994. — С. 12—14.
2. Воробьёв В.Я., Огаджанов В.А., Соломин С.В. Связь геодинамики и напряжённого состояния земной коры Восточно-Европейской платформы с нефте газоносностью // Геофизика. — 1999. — № 4. —С. 52—56.
3. Кинг Л. Морфология Земли / Под ред. И.П. Герасимова. — М.: Мир, 1962.
4. Ласточкин А.Н. Функционально-динамическое доопределение элементов земной поверхности и ладшафтно-экологичес-кого пространства // Вестник Санкт-Петербургского университета. —2000. —Вып. 1. —Сер. 7. —С. 45—56.
5. Ласточкин А.Н. Методика и результаты конструирования общей теории геосистем. I. Универсальная элементная база для геоявлений разной природы // Вестник Санкт-Петербургского университета. —2001. —Вып. 1. —Сер. 7. —С. 48—57.
6. Ласточкин А.Н. Методика и результаты конструирования общей теории геосистем. II. Единые законы композиции геояв-
лений // Вестник Санкт-Петербургского университета. — 2001. -Вып. 2. —Сер. 7. —С. 79—95.
7. Плюснин К.П. Методика изучения тектонических структур складчатых поясов. — Свердловск: Изд-во УГИ, 1971. — 80 с.
8. Наливкин В.Д., Аристова Т.Б., Евсеева Т.П. и др. Ритмичность нефтегазонакопления // Цикличность отложений нефтегазоносных и угленосных бассейнов. — М.: Наука, 1977. — С. 3—6.
9. Устинова В.Н. Тектонические и флюидодинамические особенности формирования и разрушения залежей углеводородов в отложениях мезозоя Западно-Сибирской плиты. — Деп. в ВИНИТИ. — № 2343-В2001. — 2002. — 217 с.
10. Локтюшин А.А. Экология. Структура и морфология. — Деп. в ВИНИТИ — № 2410-В99. —1999. — 314 с.
11. Арманд А.Д. Иерархия информационных структур мира // Вестник РАН. —2001. —Т. 71. — № 9. — С. 797—805.
12. Морозов Ю.А. Структурная роль транспрессии и транстенсии // Геотектоника. — 2001. — № 6. — С. 3—24.
13. Копп М.Л. Новейшие деформации Скифской и юга ВосточноЕвропейской платформ как результат давления Аравийской плиты // Геотектоника. — 2000. — № 2. — С. 26—41.
