CC BY
194
УДК 553.041+550.832(470.62)
Л.Н. Константинова, М.И. Романов
ИНГГ им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск
ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ В ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕНДА ЮГА БАЙКИТСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ НА ОСНОВЕ СЕЙСМИЧЕСКИХ И ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ДАННЫХ
L.N. Konstantinova, M.I. Romanov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
REGULARITIES IN DISTRIBUTION OF COLLECTORS IN VENDIAN TERRIGENOUS DEPOSITS OF SOUTH BAYKIT ANTECLISE ON THE BASES OF SEISMIC AND GEOLOGICAL DATA
Several wells were drilled over the last decades in southern part of the Baykit Anteclise and interesting geological data were obtained. The deposits from the Moshakovskaya, Chistyakovskaya and Alyoshinskaya formations underlie the carbonate deposits from the Katanga formation. There was performed a detailed correlation of terrigenous Vendian deposits and it was shown that Vn-IV bed might correlate with horizon В13, while Vn-II bed and Al1 is likely to correlate with horizon В10, Б-VIII and Chs1-2 beds with horizon В3, Msh1 and Msh2 beds with horizon B1. Maps of sandstone thickness of Vanavarskaya formation and its analog were built on the base of regularities in the reservoir distribution of terrigenous Vendian deposits. The article represents the forecast for distribution of types of oil and gas traps. Predominantly anticline traps associate with the Angara fault zone, while non-anticline traps associate with slopes of the Kamo arch. The results obtained may be used for planning prospecting works in this area.
Байкитский регион - уникальный объект поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. По количественной оценке перспектив нефтегазоносности ресурсы терригенного венда сопоставимы с ресурсами рифейского комплекса.
Наиболее важной составляющей оценки перспектив нефтегазоносности Байкитской антеклизы является изучение строения и картирование границ распространения продуктивных горизонтов. Для этого необходимо провести корреляцию продуктивных горизонтов.
Детальная корреляция разрезов скважин включает составление типовых геолого-геофизических разрезов скважин, выделение литологостратиграфических реперов и маркирующих горизонтов, сопоставление разреза типовой скважины с разрезами соседних скважин и затем прослеживание пачек снизу вверх в соответствии с последовательностью отложения слоев. В результате проведенной корреляции выявлены границы регионального размыва и стратиграфического несогласия.
Была проведена детальная корреляция терригенных отложений венда и показано, что пласт Вн-IV, возможно, соответствует горизонту В13, пласты Вн-II и Ал1 - горизонту В10, пласты Б-VIII, Чс1-2 - горизонту В3. На основе
выявленных закономерностей распространения коллекторов терригенного венда построены карты толщин песчаников ванаварской свиты и ее аналогов. Дан прогноз распространения типов ловушек нефти и газа. На основании этих карт и корреляционных профилей были выделены участки, наиболее перспективные для постановки дальнейших нефтегазопоисковых работ.
Цель работы: на основе анализа данных по геологическому строению и нефтегазоносности терригенных отложений венда центральных и южных районов Байкитской антеклизы выявить основные закономерности распространения продуктивных горизонтов и оценить перспективы не фтегазоно сно сти.
В Байкитской нефтегазоносной области в непском региональном горизонте продуктивен пласт Ал1 (алешинская свита) на Агалеевском месторождении, песчаные пласты ванаварской свиты на Юрубчено -Тохомском месторождении. В тирском горизонте продуктивны пласты Б-VIII (оскобинская свита) на Юрубчено-Тохомском, Оморинском месторождениях, пласты Чс1, Чс2 (чистяковская свита) на Агалеевском месторождении. В нижнеданиловском подгоризонте - пласт Б-VIII на Оморинском месторождении, пласт Мш1, Мш2 на Имбинском месторождении [1, 2].
В результате проведенной корреляции разрезов скважин была сделана попытка сопоставления этих продуктивных пластов. В качестве единой индексации были приняты нефтегазоносные горизонты группы «В» (Иркутская область).
При данном сопоставлении продуктивных пластов с региональными нефтегазоносными горизонтами в основу были положены следующие признаки: местоположение продуктивного пласта в разрезе свиты,
подтверждаемое прослеживанием реперов наиболее выдержанных по простиранию глинистых пачек и последовательной детальной корреляцией пачек; примерно одинаковое литологическое строение и состав продуктивных пластов; наличие региональных перерывов и границ несогласного залегания по сейсмостратиграфическим данным и детальной корреляции.
При таком сопоставлении в непском региональном горизонте пласты Вн-III-IV соответствуют региональному нефтегазоносному горизонту В13, Вн-II, Ал1 - В10; в тирском горизонте: Б-VIII, Чс1-2 - В3; в нижнеданиловском: Мш1 2, Б-VII - В1.
Региональный нефтегазоносный горизонт В13 распространен в южной, западной и восточной частях Байкитской НГО. Толщина его на восточном склоне изменяется постепенно от 15 м в разрезе Петимовская скв. 1 до 5 м в разрезе Хоркичской скв. 1. На западном склоне толщина горизонта составляет 5-10 м. На южном склоне нефтегазоносный горизонт имеет максимальную толщину (25 м) и в северном направлении происходит постепенное сокращение толщины до полного выклинивания. Площадь распространения регионального нефтегазоносного горизонта В10 практически совпадает с распространением горизонта В13 на территории Байкитской антеклизы. Его толщина не превышает 10-12 м и уменьшается к центральной
части Камовского свода. Региональный нефтегазоносный горизонт В1 распространен в южной и западной частях антеклизы (рис. 1).
Агалвввская А
Рис. 1 Схема корреляции разрезов скважин по линии Хоркичская 1 -
Агалеевская 4
1 - песчаник мелко-среднезернистый, 2 - алевролит, 3 - аригиллт, 4 - мергель доломитовый (домерит), 5 - доломит глинистый, 6 - известняки строматолитовые, 7 -известняки глинисто-доломитовые, 8 - известняк, 9 - доломит, 10 - доломит ангидритовый, 11 - доломито-ангидрит, 12 - ангидрит, 13 - соль (галит), 14 - долерит, 15 - переслаивание песчаника, алевролита, 16 - переслаивание песчаника, аргиллита, 17 -пересливание алевролита, аргиллита, 18 - переслаивание доломита глинистого и аргиллита, 19 - известняки с прослоями доломитов, 20 - перерывы в осадконакоплении, 21 - дислоцированная толща (зона разуплотнения), 22 - фациальный переход на схеме
корреляции, 23 - продуктивные горизонты
По материалам сейсморазведочных работ в ИНГГ СО РАН построена структурная карта по кровле ванаварской свиты. Авторами внесены изменения по уточненным стратиграфическим разбивкам глубокого бурения и представлен новый вариант структурной карты. Анализ современного структурного плана позволяет разделить территорию на две группы. К первой можно отнести территорию, приуроченную к склонам Камовского свода, где можно ожидать ловушки преимущественно неантиклинального типа с литологическими и тектоническими экранами залежей. Ко второй -территорию, расположенную в южной части Байкитской антеклизы с ловушками преимущественно антиклинального типа и структурнолитологическим контролем залежей.
В результате проведенного статистического анализа данных наиболее значимыми оказались две зависимости: зависимость толщин песчаников в ванаварской свите от ее толщины и зависимость от абсолютной отметки ее кровли. Зависимость между толщиной песчаников и толщиной ванаварской
л
свиты описывается по формуле Y = -0,0003X + 0,09X + 1,26. Зависимость показывает, что толщина песчаников от центральных областей Байкитской анетклизы к югу растет при увеличении толщины ванаварской свиты. Однако, когда толщина ванаварской свиты превышает 200 м, то наблюдается обратная картина - идет постепенное уменьшение толщины песчаников. Это объясняется тем, что при толщине свиты большей 200 м песчаники переходят в более тонкозернистые отложения. Зависимость между толщиной песчаников и абсолютной отметки кровли ванаварской свиты
л
описывается по формуле Y = -0,000^ -0,34X -391,98. Из данной зависимости видно, что основной интервал максимальных толщин песчаников приходится на отметки -2 600 - -2 200 м. Учитывая, что центральная часть Байкитской антеклизы - Камовский свод, сформировался еще в довендский период, то данную зависимость можно объяснить тем, что в зонах ранневендского бассейна седиментации, имеющих более высокое гипсометрическое положение скорость потока была велика для отложения песчанистого материала, а зоны, имеющие слишком низкое гипсометрическое положение характеризовались слабой скоростью потока для отложения песчанистого материала.
Изменения коллекторских свойств предопределяются в значительной мере палеогеографическими обстановками на стадии седиментогенеза, а также направленностью и интенсивностью вторичных преобразований пород, в том числе и под влиянием тектонических процессов. Так, в Ангарской зоне складок формирование песчаных коллекторов происходило в менее благоприятных палеогеографических обстановках по сравнению со склоновыми частями Камовского свода. Поступление песчаного материала происходило в вендское время при интенсивном погружении морского бассейна юго-западной части Байкитской антеклизы. Песчаный материал в таких условиях имел более низкую степень сортировки и окатанности. В результате последующей тектонической активизации на юге сформировалась складчатая область, где амплитуда антиклиналей составила около 350 м.
Повышенная трещиноватость улучшает сообщаемость пор, увеличивая тем самым общую пористость и проницаемость продуктивных горизонтов.
Зоны отсутствия коллектора расположены на юге изучаемой территории и ограничиваются изогипсой кровли ванаварской свиты -3 000 м. В центральной, западной и юго-восточной частях Байкитской антеклизы зоны отсутствия коллектора ограничиваются изогипсой -2 000 м. Толщина песчаников меняется от первых метров до 50 метров. Стоит отметить, что для обнаружения эффективных толщин песчаников необходимо рассматривать тела с толщиной более 5 м.
С учетом выявленных закономерностей строения и распределения резервуаров в терригенных отложениях венда можно выделить три нефтегазоперспективные зоны. Первая зона связана с западным склоном Камовского свода и характеризуется наличием терригенного коллектора высокого качества [3] в ванаварской свите, карбонатным флюидоупором и развитием структурно-литологических ловушек моноклинального типа.
Вторая и третья зоны распространены в южной части Байкитской антеклизы, которые характеризуются наличием коллектора среднего качества [3], с открытой пористостью 10-15 %. Вторая зона характеризуется карбонатным экраном среднего качества (содержание песчано-алевролитовых прослоев 15-25 %) в нижней части оскобинской свиты. Третья зона характеризуется глинистым экраном среднего качества [3] в чистяковской свите. Благоприятные условия для скопления углеводородов на юге изучаемой территории обуславливаются наличием большого числа антиклинальных структур, имеющих структурно-литологическое ограничение и развитием эффективных толщин песчаников в терригенном комплексе венда.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Конторович, А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Байкитский регион / А.Э. Конторович, Н.В. Мельников, В.С. Сурков и др. - Новосибирск, 1994. - 52 с.
2. Мельников, Н.В. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления / Н.В. Мельников, М.С. Якшин, Б.Б. Шишкин и др. - Новосибирск: Академическое издательство «Гео», 2005. - 428 с.
3. Конторович, А.Э. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А.А. Трофимук и др. - М.: Недра, 1981. - 552 с.
© Л.Н. Константинова, М.И. Романов, 2008
