К оглавлению

УДК 553.98.551.782(571.642-18)

Литофизические особенности среднемиоценовых отложений Сахалина

В.Э. КОНОНОВ, И.М. АЛЬПЕРОВИЧ, Ю.Г. СЛУДНЕВ, Ю.А. ТРОНОВ, В.В. ХАРАХИНОВ (Сахалинморнефтегазпром)

Основной задачей нефтегазопоисковых работ на Сахалине является выявление промышленных скоплений УВ в дагинских (средний миоцен) отложениях, приуроченных к крыльям погребенных грабенов, сформировавшихся в пределах западного борта Северо-Сахалинского прогиба. Локальные ловушки представляют собой сочетание грабена с гемиантиклинальными и моноклинальными блоками песчано-глинистых отложений дагинской свиты; вышележащая толща непроницаемых глинистых пород окобыкайской свиты служит не только региональной покрышкой, но и, накрывая смежные грабены, образует надежный боковой (фронтальный) экран.

Рассматриваемые тектонические образования сгруппированы в протяженные линейные зоны нефтегазонакопления структурно-литологического типа [2]. Наиболее крупной из них является восточное крыло Монгинско-Паромайского грабена, в южной части которого открыты нефтегазоконденсатные месторождения Монги, Нижние Даги, им. Р.С. Мирзоева, Усть-Эвай, а в центральной и северной - Усть-Боатасино, Восточный Пильтун, Нижний Паромай, Восточный Паромай, Восточное Мухто (рисунок). Освоение этого района является главным направлением нефтепоисковых работ в XII пятилетке.

В процессе разведки структур Монгинско-Паромайской зоны установлена неоднородность нефтегазосодержащих свойств дагинской свиты. Она заключается, в том, что, начиная с месторождения им. Р.С. Мирзоева и далее на север, отмечается тенденция отчетливого разделения этих отложений на два литофизических комплекса - верхний «рыхлый» (толща развития поровых коллекторов) и нижний - плотный. Последний вскрыт на площади им. Р.С. Мирзоева до глубины 4130 м.

В связи с этим одна из главных задач - определение в плане и по разрезу потенциально продуктивной части среднемиоценового нефтегазоносного комплекса. Если раньше высота этажа нефтегазоносности определялась только амплитудой фронтального экрана [2], то сейчас необходим учет и второго фактора - определения границы литификации (ухудшение коллекторских свойств) внутри изучаемой толщи. Эта проблема может быть решена при совместном анализе материалов сейсморазведки, осуществляемого с позиции сейсмофациального подхода, и данных магнито-теллурического зондирования (МТЗ).

При исследованиях использованы результаты многолетних сейсмических работ МОГТ (С.А. Баллод и др., 1985 г., Г.Н. Фетискин и др., 1984 г., Р.Н. Чеснокова и др., 1982-1985 гг.) и материалы электроразведки методом МТЗ (И.М. Альперович и др., 1982, 1983, 1986 гг., В.М. Никифоров и др., 1982 г.).

В основу изучения структурного плана дагинских отложений положен принцип выделения и прослеживания характерных сейсмических комплексов сейсмофаций (СФ). В разрезе плиоцен-среднемиоценовых отложений максимальная динамичность сейсмической записи характерна для нутовской и дагинской свит, минимальная - для разделяющей их окобыкайской толщи [2]. На этом этапе выделены контакты между различающимися по динамике на временных разрезах сейсмическими толщами (главное внимание обращалось на изучение взаимоотношений «немой» окобыкайской и «интенсивной» дагинской СФ), а также были построены глубинные разрезы, отображающие истинную конфигурацию установленных сейсмостратиграфических границ. В дальнейшем на построенные сейсмофациальные профили наносились глубины высокоомного геоэлектрического горизонта, отображающего поверхность литифицированной части осадочного разреза (своеобразного основания толщи развития коллекторов порового типа) и изучались особенности взаимоотношений поверхности дагинской СФ и кровли геоэлектрического комплекса.

Анализ поведения кровли опорного высокоомного электрического горизонта показывает, что ее геометрия, за рядом исключений, отличается, и порой существенно, от формы стратиграфических границ. Это объясняется тем, что электроразведочные данные информируют о различных сторонах содержания разреза, т. е. дают литофациальную, гидрохимическую, катагенетическую характеристики. Геоэлектрическая поверхность в данном случае обусловлена различием литофизических особенностей осадочной толщи, где на формирование высокоомного комплекса основное влияние оказывают участие пород фундамента и кремнистых нижнемиоценовых отложений, аномальное литофизическое состояние более молодых пород, которое обусловлено геотермическим воздействием и динамометаморфизмом в тектонически активных зонах. Роль этих факторов велика, потому что район располагается в зоне развития глубинного Хоккайдо-Сахалинского разлома, который по данным МТЗ [1] состоит из ряда отдельных кулисообразно, либо параллельно расположенных разрывов протяженностью от 20 до 50 км. Они сопровождаются аномалиями повышенной электропроводности в нижней части земной коры, обусловленными частичным расплавлением пород в зоне разлома; или же наличием высокотемпературных растворов повышенной минерализации. Такое фрагментарное строение глубинного разлома приводит к неравномерному прогреву нижних горизонтов осадочной толщи. Особенности взаимного расположения разрывов, формирующих глубинный разлом, и дизъюнктивной сети, являющейся проводником тепла из зоны разлома, обусловливают появление геоэлектрических неоднородностей в низах осадочной толщи. Последние связаны либо с аномальной литификацией пород на участках, подверженных наибольшему прогреву, либо с анизотропией геоэлектрических свойств в трещиноватых частично литифицированных породах на участках, где термическая активность несколько ослаблена. На отдельных участках литификация охватывает широкий диапазон осадочных отложений - от верхнемеловых до средне-верхнемиоценовых.

Поверхность литифицированных пород формирует горизонт высокого электрического сопротивления, который находит достаточно четкое отражение на кривых МТЗ. Это позволяет проводить количественную интерпретацию данных МТЗ, достоверность которой зависит, в основном, от точности определения значений среднего продольного сопротивления проводящих осадочных отложений. Эти сведения получают из анализа данных электрокаротажа скважин, а при их отсутствии - на основании сопоставления экспериментальных кривых МТЗ с теоретическими, рассчитанными на ЭВМ по заданным разрезам. Ошибка в определении поверхности литифицированных образований не превышает, как правило, 10-15 %. Кроме того, необходимо учитывать, что глубины залегания этой высокоомной границы и уплотненных пород с ухудшенными колллекторскими свойствами не всегда совпадают, поскольку существует определенная переходная зона, в которой отмечается постепенное уплотнение. Данные геофизических исследований в скважинах позволяют отметить верхний предел этой переходной зоны, по результатам электроразведочных работ фиксируется ее нижняя часть, где породы становятся практически не проводящими.

Отложения, заключенные между поверхностью дагинской СФ и высокоомным горизонтом, принимаются нами как «рыхлая» (перспективная) часть среднемиоценовых отложений. Выделение этой толщи контролируется динамическими особенностями сейсмической записи, а в южной части зоны - и данными бурения. Как указывалось выше, мощность ее может отличаться от истинной. Внести коррективы в количественные построения помогает учет материалов бурения. Например, на площади им. Р.С. Мирзоева максимальный диапазон развития поровых коллекторов составляет 612 м (скв. 12), а по результатам комплексной интерпретации данных сейсморазведки и МТЗ он оценивается в 850-900 м, т. е. поправочный коэффициент равен 0,7.

На основании проведенных комплексных исследований построена схематическая карта мощностей «рыхлой» части дагинских отложений. Поскольку точность определений этого параметра недостаточно высока, построения выполнены не в изопахитах, а в виде интервалов значений. Учитывая практические требования, выбраны диапазоны: 500 м - первоочередная зона, 500-200 м - промежуточная зона, 200 м - зона рискованного прогноза. Карта (см. рисунок) построена на основе схемы каркасных разрезов (сейсмические профили, в пределах которых целенаправленно отработана сгущенная сеть точек МТЗ); промежутки заполнялись по данным сейсморазведки и имеющихся редких МТЗ.

Распространение «рыхлых» дагинских отложений по площади неравномерно. Северная часть Монгинско-Паромайской зоны характеризуется довольно узкой локализацией толщи, (от 3,5 до 7-8 км), при этом максимальная мощность приурочена к основному сбросу-экрану. Далее на юг «рыхлая» дагинская пачка резко развивается на восток, захватывая прибрежную акваторию; в этом же направлении возрастает ее мощность. Здесь отмечаются аномальные участки относительного увеличения (центральная часть Восточно-Оссойской антиклинали) и уменьшения (южная часть Усть-Эвайской площади) их толщины.

Следует отметить, что по результатам интерпретации данных сейсморазведки МОГТ и электроразведки методом МТЗ все выявленные и предполагаемые ловушки УВ в пределах Монгинско-Паромайской зоны прогнозируются как объекты, перспективные для поисков залежей нефти и газа в среднемиоценовом комплексе отложений.

Анализ геолого-геофизических материалов свидетельствует о весьма сложном характере физических свойств неогеновых отложений Северного Сахалина, обусловленном воздействием глубинных геодинамических факторов, что играет существенную роль в распределении скоплений УВ. Поэтому при зональном и локальном прогнозе нефтегазоносности набор традиционных структурно-литологических критериев необходимо дополнить учетом аномальной неоднородности литофизических (нефтегазосодержащих) особенностей изучаемых осадочных комплексов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аномалии электропроводности земной коры на Северном Сахалине и связь с ними месторождений нефти и газа / В.М. Никифоров, И.М. Альперович, А.И. Гаврилов и др.- ДАН СССР.- 1985.- Т. 285.-№ 3. С. 678-681.

2. Тронов Ю.А., Кононов В.Э., Слуднев Ю.Г., Харахинов В.В. Новый тип ловушек нефти и газа в среднемиоценовых отложениях Северного Сахалина // Геология нефти и газа.- 1985.- № 3.- С. 26-30.

Рисунок Схематическая карта мощностей "рыхлой" (перспективно-нефтегазоносной) части среднемиоценовых (дагинских) отложений:

1 - геологические (сейсмостратиграфические) границы, 2 - разрывы, 3 - пункты МТЗ (а), скважины (б), 4 - поверхность высокоомных литифицированных (а) и анизотропных (б) отложений, 5 - поверхность плотных образований по данным бурения, 6 - «рыхлая» (перспективно-нефтегазоносная) часть дагинских отложений. 7 - залежи УВ, 8 - линии геолого-геофизических разрезов, 9 - мощность «рыхлой» части среднемиоценовых отложений (а - 500 м, б - 500-200 м, в - 200 м), 10 - контуры локальных структур: Мн - Монгинская, НД - Нижнедагинская, М - им. Р. С Мирзоева, УЭ - Усть-Эвайская, У Б - Усть-Боатасинская, ВПл - Восточно-Пильтунская, НП - Нижне-Паромайская, ВП - Восточно-Паромайская, ВМ - Восточно-Мухтинская, УТ - Усть-Томинская, ВО - Восточно-Оссойская