|
УДК 553.98:550.812(571.1-17) |
Окраины осадочных палеобассейнов севера Западной Сибири как объекты нефтегазопоисковых работ
Л.Ш. ГИРШГОРН, В.Г. КАБАЛЫК, В.С СОСЕДКОВ (Ямалгеофизика)
В Западной Сибири, как и во многих других нефтегазоносных провинциях, находящихся на стадии интенсивного геологического изучения и освоения УВ-ресурсов, центр тяжести исследований закономерно смещается от анализа современной структуры осадочного покрова к палеогеографическим и палеотектоническим реконструкциям. Тем самым обеспечивается более полная и всесторонняя оценка потенциала бассейна на основе установления закономерностей распространения по площади и разрезу коллекторских и изолирующих толщ, разнотипных неантиклинальных ловушек УВ.
Картирование окраинных областей древних седиментационных бассейнов, развивавшихся после длительных перерывов осадконакопления, имеет в решении этих задач существенное значение. В таких зонах происходит выклинивание отдельных осадочных комплексов, резко меняется литолого-фациальный состав отложений, что создает условия для формирования ловушек с различными видами литологического и стратиграфического экранирования. Вместе с тем окраины седиментационных бассейнов нередко фиксируют мобильные зоны глубинно-тектонической природы. Здесь образуются дислокации платформенного чехла, что создает благоприятные структурные условия для формирования УВ-скоплений.
Первые промышленные залежи УВ в Западной Сибири (газ Березовского и нефть Шаимского районов) были установлены в верхнеюрских базальных горизонтах, в зонах их выклинивания на склонах эрозионно-тектонических выступов складчатого основания. Продуктивная вогулкинская толща представлена грубозернистыми терригенными осадками, отложившимися на узких прибрежных участках островов в пределах мелководной западной окраины морского седиментационного бассейна, занимавшего почти всю территорию Западно-Сибирской равнины [4,5].
Более крупные месторождения газа и газоконденсата были открыты в ее северных районах, а нефти - в Широтном Приобье, т. е. во внутренней области юрско-мелового осадочного бассейна, вследствие чего длительное время внимание к изучению его периферии было ослаблено.
В последние годы были обнаружены нефтяные скопления в отложениях шеркалинской пачки (лейас) Красно-ленинского свода, выполняющих палеодепрессии поверхности складчатого основания [3]. В связи с этим возникает задача прогнозирования зон развития подобного типа ловушек в других районах Западной Сибири и на иных стратиграфических уровнях. Проблема оценки перспектив нефтегазоносности зон выклинивания отложений низов чехла особенно актуальна в северных районах Западной Сибири из-за резкого расширения стратиграфического диапазона платформенных отложений в ее северо-восточной части, что послужило основой для развития новой концепции тектоники Западно-Сибирского осадочного бассейна в целом [1].
Обобщение геолого-геофизических данных, в первую очередь обширной информации сейсморазведки МОГТ, позволило установить главную депрессионную структуру Западно-Сибирского бассейна - область глубокого погружения поверхности складчатого основания - Пур-Гыданскую синеклизу с фанерозойским полицикличным осадочным выполнением. Ее тектоническим аналогом является Южно-Карская синеклиза, которая отделяется от Пур-Гыданской Средне-Ямальской седловиной (антеклизой).
Нижний структурный ярус осадочного чехла Пур-Гыданской синеклизы сложен карбонатно-терригенными породами нижнего и среднего палеозоя, которые развиты также в южных и центральных районах Западной Сибири и представлены геосинклинальными формациями или субплатформенными покровами срединных массивов. Вышележащий структурный ярус состоит из отложений верхнего палеозоя мощностью до 4-6 км, выклинивающихся к западным и южным границам синеклизы. Примерно там же выклиниваются образования тампейской серии триаса, несогласно перекрывающие верхнепалеозойские. С ранней юры начинается быстрое развитие Западно-Сибирского седиментационного бассейна относительно его северо-восточного генетического ядра. Это отображается последовательным смещением зон регионального выклинивания юрских отложений к периферии плиты (см. рис. 1).
Триасовый комплекс, заключенный между отражающими горизонтами Iв и Iа, образует наиболее резкие зоны выклинивания на склонах Таймыра и Туруханского поднятия, где толща мощностью 1-1,5 км выклинивается в полосе шириной 10-20 км. На западной границе Пур-Гыданской синеклизы эта зона несколько расширяется, но остается четко выраженной. Здесь триасовые породы (иногда вместе с нижней частью юрской толщи) примыкают к поверхности карбонатного среднепа-леозойского комплекса, образующего протяженный уступ амплитудой около 1 км.
Юрская толща северных районов Западной Сибири разделяется опорными отражающими горизонтами на четыре части: нижнеюрскую (Iа-Т4), байос-ааленскую (Т4-Т2), бат-келловейскую (Т2-Б) и верхнеюрскую (ввиду небольшой мощности кровельная и подошвенная части этой толщи на разрезах раздельно не выделяются, ей соответствует один отражающий горизонт Б).
На склонах Таймыра и Туруханского поднятия указанные комплексы испытывают конседиментационное утонение, а в пределах Уральского и Пай-Хойского склонов они последовательно выклиниваются с востока на запад. Рельеф поверхности доплитных образований имеет здесь ступенчатый характер. Относительно узкие зоны наращивания мощности и стратиграфического диапазона чехла чередуются с более широкими полосами стабильного строения разреза. Ступенчатое расположение основных отражающих горизонтов указывает на периодическую активизацию режима погружения, которая ведет к расширению бассейна осадконакопления.
В пределах северо-запада равнины отмечается региональный уклон мезозойских горизонтов, возрастающий с глубиной, что ограничивает развитие замкнутых поднятий. Немногочисленные выступы поверхности доплитного комплекса на погруженных склонах Урала и Пай-Хоя выявлены сейсморазведкой и разбурены. Неопоискованными остались межструктурные области, а также морфологически выраженные депрессии, к которым в случае трансгрессивного перекрытия их непроницаемыми породами могут быть приурочены стратиграфические ловушки.
Линия примыкания отражающего горизонта Б к горизонту А, отвечающему подошве чехла, фиксирует зону уменьшения мощности отложений тюменской свиты примерно до 30-40 м и менее вплоть до полного выклинивания. Восточнее этой линии нижне-среднеюрские образования развиты повсеместно, за исключением вершинных частей эрозионно-тектонических выступов поверхности фундамента, амплитуда которых превышает примерно 50 м. Западнее они выполняют отдельные изолированные депрессии.
В полосе, примыкающей к линии выклинивания толщи Б-А, пробурено несколько скважин на поднятиях, выявленных сейсморазведкой. В отложениях верхнеюрского возраста ими не были встречены фациальные аналоги вогулкинской толщи. В большинстве случаев выступы фундамента окаймляются глинистыми или песчано-глинистыми породами с плохими коллекторскими свойствами. По-видимому, зона развития отложений вогулкинского типа не распространяется к северу от Березовского района [4].
В то же время данные сейсморазведки указывают на широкое распространение здесь отрицательных структурных форм поверхности фундамента. В полосе, примыкающей к линии выклинивания толщи Б-А, главным образом западнее ее, депрессии выполнены отложениями верхов тюменской свиты (J1-2). С ними связан регионально нефтегазоносный пласт Ю2, представляющий собой базальный горизонт келловейской трансгрессии. Он отличается более благоприятными коллекторскими свойствами среди преимущественно плохопроницаемых пород тюменской свиты. Оценка его перспективности затруднена тем, что в сводовых частях поднятий Приуралья эти отложения обычно полностью или частично отсутствуют. На Новопортовском поднятии, где горизонт Ю2 сохранился от размыва, обнаружена промышленная залежь. Там, где отложения верхов тюменской свиты заполняют депрессии, изоляция резервуара обеспечивается перекрывающими верхнеюрскими глинистыми породами. Благоприятными факторами изучения этих объектов являются небольшая глубина залегания и относительная простота картирования сейсморазведкой поверхности доплитного комплекса.
Погребенные отрицательные структурные формы низов чехла широко развиты и восточнее зоны выклинивания толщи Б-А, в полосе, примыкающей с обеих сторон к линии выклинивания толщи А - Т2 (аален-байос) - см. рис. 1. Однако перспективы нефтегазоносности их незначительны. Отложения средней части тюменской свиты, заполняющие их, выражены континентальной угленосной песчано-глинистой толщей частого переслаивания и повсеместно характеризуются неудовлетворительными коллекторскими свойствами.
Значительно больший интерес представляют нижнеюрские породы, зона регионального выклинивания которых сдвинута еще далее к востоку и фиксируется линией смыкания отражающих горизонтов Т4 и А (см. рис 1). Первый регионально прослеживается в верхах рассматриваемой толщи. Он соответствует отложениям нижне-среднеюрского времени трансгрессивного ритма, который уверенно выделяется в различных районах Западной Сибири (тогурская пачка юго-востока, радомская пачка Приуралья и центра плиты), а также в Енисей-Хатангском прогибе (китербютские глины) и относится к верхам пород лейаса [1, 2]. Картирование этого четкого сейсмогеологического репера на современной стадии изученности должно стать одной из важнейших задач сейсморазведки. Во внутренних районах Пур-Гыданской синеклизы перспективы нижнеюрского комплекса, в котором широко развиты сводовые ловушки, не вполне ясны вследствие его погружения на глубины более 4-5 км. На северо-западе равнины отложения лейаса представляют наибольший интерес в зоне изменения их мощности и несплошного развития, которая прилегает к линии регионального выклинивания толщи А-Т4 (см. рис. 1). Здесь они могут быть вскрыты бурением на глубине 2,5-3,5 км. Однако возможность развития в этих районах достаточно близких формационных аналогов шеркалинской пачки маловероятна, поскольку эти образования в Красноленинском районе, по-видимому, тесно связаны с местными источниками сноса [3]. В то же время в разрезе лейаса северных районов низменности вполне вероятно возрастание доли песчано-глинистых морских отложений, с которыми можно связывать появление коллекторов [2]. Это подтверждается материалами бурения, в частности на Новопортовской площади, где в отложениях нижней юры открыта газоконденсатная залежь.
Зона регионального выклинивания пород триаса - основной объект поисков УВ-скоплений в отложениях этого возраста. Роль сводовых ловушек в последних по ряду причин снижается. В области покровного развития их кровля погружается на глубины более 5-6 км, что с учетом песчано-глинистого характера отложений делает проблематичной возможность существования в них удовлетворительных коллекторов и сохранения УВ-скоплений. С другой стороны, значительная часть крупных поднятий, установленных в юрско-меловых породах, в нижележащих триасовых отложениях превращается в полузамкнутые структуры из-за увеличения региональных уклонов. Указанная зона представляет интерес не только в связи с относительно малыми глубинами залегания этого комплекса и наличием четко выраженных полузамкнутых структурных форм, благоприятных для образования ловушек выклинивания. Ареал распространения наиболее крупных газовых и газокон-денсатных скоплений в отложениях мелового возраста севера Западной Сибири совпадает в плане с зоной выклинивания триасовых пород [1]. Это явление можно объяснить как питающей ролью глубинных разломов, которые ограничивают с запада зону развития отложений триаса, так и латеральной миграцией УВ из внутренних, глубокопогруженных районов Пур-Гыданской депрессии.
Однако независимо от причин этого явления следует ожидать сохранения территориальной приуроченности УВ-скоплений по всему осадочному разрезу. Таким образом, полоса регионального выклинивания триасовых пород находится в зоне повышенной плотности запасов УВ на севере Западной Сибири. Для оценки перспективности триасового комплекса в настоящее время, в первую очередь необходимо установить генетический тип этих отложений, который трактуется исследователями по разному. Наиболее благоприятным объектом, по нашему мнению, является восточный склон Медвежьего вала, где сейсморазведкой выявлена ловушка в форме полусвода, примыкающего к круто наклоненной поверхности доплатформенного субстрата. Кровля триасовых пород здесь может быть вскрыта на глубине 4,5 км.
Более определенную оценку перспектив нефтегазоносности можно дать для карбонатных отложений среднего палеозоя. По совокупности геолого-геофизических данных, в первую очередь по материалам МОГТ и КМПВ, можно заключить, что в пределах Средне-Ямальской антеклизы на древнем (байкальском?) фундаменте залегает карбонатный палеозойский умеренно дислоцированный покров мощностью 2-3 км. В зоне уступа, обращенного в сторону Пур-Гыданской синеклизы, его мощность несколько возрастает, в результате чего сглаживается перепад глубин поверхности складчатого фундамента в этой шовной области. Гипсометрически наиболее высокая часть карбонатного уступа приурочена к восточному борту Новопортовского поднятия (рис. 2), где одна из 10 скважин, вскрывших на периферии поднятия палеозойские карбонатные отложения, прошла по ним более 700 м. В верхней части их установлена газовая залежь. Возрастание в районе уступа мощности карбонатного комплекса, по-видимому, связано с развитием органогенных сооружений. Таким образом, в строении этого комплекса, вероятно, принимают участие геологические тела как слоистой, так и массивной структуры, что в совокупности со значительной глубиной залегания, увеличением углов падения и развитием дизъюнктивов создает сложные формы сейсмического отображения. Тем не менее, на некоторых участках сейсмические разрезы позволяют прослеживать в палеозойских отложениях устойчивые отражающие границы. Они показывают, что антиклинальным формам юрско-меловой толщи в палеозое соответствуют поднятия, амплитуда которых на порядок выше.
В северных районах Ямала и Гыдана среднепалеозойские образования, по-видимому, наименее дислоцированы. На Утреннем и Тамбейском поднятиях (см. рис. 2) работами МОГТ уверенно картируются границы карбонатного комплекса, несмотря на большую глубину его залегания (5 км и более). На этих поднятиях имеются условия для надежной подготовки сейсморазведкой локальных объектов для поискового бурения с использованием методики, близкой к стандартной, применяемой для изучения мезозойских отложений.
Более сложные задачи стоят перед сейсморазведкой в районе Новопортовского поднятия и восточного склона Нурминского мегавала, в пределах которого возможно северо-западное ответвление бортового карбонатного уступа. По-видимому, главной причиной недостаточной эффективности сейсморазведки в этой зоне является широкое развитие дизъюнктивов, что требует применения более гибкой и сложной методики сейсмических исследований и систем, допускающих осуществление пространственных высокоэффективных миграционных преобразований.
Выводы
1. Окраинные области палеоседиментационных бассейнов севера Западной Сибири представляют собой перспективные, но слабо изученные геологические объекты.
2. В северо-западной части равнины выделяются две зоны, в пределах которых эрозионно-тектонические депрессии поверхности доплитного комплекса контролируют перспективные ловушки. В одной из них развиты отложения верхов тюменской свиты, в другой - ее низов, а покрышками являются глинистые толщи соответственно верхней юры и верхнего лейаса.
3. Зона регионального выклинивания мощной толщи триасовых отложений платформенного характера фиксирует границы древнего осадочного бассейна на северо-востоке Западной Сибири. В ее пределах сейсморазведкой выявлены ловушки выклинивания на глубинах 4,5-5 км.
4. Открытие УВ-скоплений в известняках среднего палеозоя на Новопортовском валу подтверждает их перспективность в области карбонатного уступа, который образует западную окраину триас-верхнепалеозойского осадочного бассейна северо-востока Западной Сибири.
Уступ, как главная тектоно-седиментационная структура среднепалеозойских образований, контролирует зону, в пределах которой следует вести подготовку локальных объектов поискового бурения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.Г., Соседков В.С. Триасовые осадочные бассейны севера Западной Сибири.- Бюл. МОИП. Отд-ние геологии. 1986. № 6, с. 22-34.
2. Мальцева А.K, Зон М.С., Крылов Н.А. Перспективы нефтегазоносности юрских формаций эпипалеозойских плит СССР. Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 14.
3. Нежданов А.А., Огибенин В.В. Зоны повышенной продуктивности в отложениях тюменской свиты Красноленинского свода.- Геология нефти и газа, 1982, № 9, с. 7-12.
4. Нестеров И.И., Ясович Г.С. Условия формирования юрских и меловых отложений Березовского газоносного района и прилегающих территорий.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1971, вып. 40, с. 166-206.
5. Сидоренков А.И., Ясович Г.С. Пространственно-генетические ассоциации ловушек выклинивания в мезозое Западной Сибири.- Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1982, вып. 169, с. 93- 100.
Рис. 1. Схема регионального выклинивания отложений низов верхнепалеозойско-мезозойского осадочного покрова севера Западной Сибири
1 - линия регионального выклинивания толщи; 2 - границы крупнейших тектонических элементов (моноклизы: I - Урало-Пайхойская, II - Притаймырская, V - Средне-Ямальская антеклиза; синеклизы: III - Южно-Карская; IV - Пур-Гыданская; VI - Туруханская гряда; VII - Центральная мегатерраса; 3 - складчатое обрамление
Рис 2. Структурная карта подошвы верхнепалеозойско-мезозойского осадочного покрова:
1 - изогипсы, км; 2 - контуры карбонатного уступа среднепалеозойских образований; 3 - области макрослоистой структуры палеозойских образований по данным сейсморазведки МОГТ (I - Новопортовская, II – Утренняя, III - Тамбейская); 4 - скважина, вскрывшая наибольшую мощность карбонатных образований