К оглавлению
УДК 550.34.06.013.2	Р.В. Белов, 1992

Переинтерпретация сейсморазведочных материалов по верхнепалеозойским залежам УВ юго-востока Западной Сибири

Р.В. БЕЛОВ (Томск, геофиз. трест)

В современной ситуации практически полного исчерпания фонда антиклинальных ловушек УВ в основном нефтегазоносном комплексе Томской области - васюганской свите (верхняя юра) - и переходу к поискам сложнопостроенных объектов встает вопрос об оценке перспектив нефтегазоносности верхней части палеозойских образований фундамента (нефтегазоносный горизонт зоны контакта).

Перспективы нефтегазоносности осадочных образований фундамента предполагались уже на первом этапе изучения Западно-Сибирской плиты, но когда стало ясно, что главный по запасам УВ мезозойско-кайнозойский нефтегазоносный этаж, интерес к доюрским осадочным образованиям снизился. В последние годы в связи с увеличением информации о доюрских отложениях Западной Сибири и выделением самостоятельного промежуточного структурного комплекса в составе триасовых и палеозойских образований постепенно увеличивается и объем нефтепоисковых работ на эти объекты. Сегодня известно, что почти на 20 площадях, в основном на территории Томской области (Останинской, Нижнетабаганской, Арчинской, Калиновой, Чкаловской, Урманской, Верхнетарской и др.), в прикровельной части палеозойских образований получены интенсивные притоки нефти и газа.

Большая часть как промышленных, так и непромышленных скоплений УВ зоны контакта тяготеет к верхнедевонским и более молодым отложениям. Возможно, причиной их региональной продуктивности является состав пород верхнего девона, обеспечивший в зоне вторичных преобразований повсеместное распространение пород-коллекторов. Это обстоятельство обусловило и разнообразие емкостных свойств пород. При этом наилучшими свойствами характеризуются доломиты, органогенные известняки и кремнистые породы.

Эффективность поисковых работ на нефть и газ в зоне контакта во многом определяется детальностью и точностью картирования поверхности фундамента, что достигается при тесном комплексировании сейсморазведочных исследований и поисково-разведочного бурения. При этом необходимо учитывать важную и существенную особенность строения зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений, оказывающую значительное влияние на результаты исследований,- широкое распространение толщи переотложенных палеозойских пород.

Рассмотрим результаты комплексирования сейсморазведочных исследований и поисково-разведочного бурения на Чкаловском месторождении, находящемся в юго-западной части Усть-Тымской впадины. Чкаловское поднятие выявлено по отложениям мезозоя сейсморазведкой MOB в 1969 г. и детализировано в 1975 г., а в 1978 г. подготовлено и сдано под глубокое бурение сейсморазведкой МОГТ по поверхности палеозойских образований. Оно представляет собой структуру почти изометричной формы, несколько вытянутую в субмеридиональном направлении и осложненную серией тектонических нарушений.

Первой же пробуренной в 1977 г. поисково-разведочной скв. Р-1 в кровельной части палеозойского фундамента в интервале 2937 - 2950 м была вскрыта залежь и получен фонтан нефти и газа дебитом 117,5 м³/сут и 16,563 тыс. м³/сут соответственно. В скв. Р-2 при испытании кровли фундамента в интервале 2964-2976 м получены приток газа дебитом 5,35 тыс. м³/сут и воды с конденсатом 6,55 м³/сут. После девятичасовой работы произошел выброс газа (318 тыс. м³ /сут). В этой же скважине в интервале 3020-3030 м (на 60 м ниже поверхности фундамента) была вскрыта залежь газоконденсата с дебитом 35,64 тыс. м³/сут. В период 1978 1983 гг. на месторождении было пробурено еще 12 скважин, но ни в одной из них признаков нефтегазоносности не получено.

В целях изучения возможности выделения в верхней части палеозойских образований ловушек нефти и газа имеющийся по площади сейсморазведочный материал 1977-1979 гг. был переобработан по расширенному графу с применением пакета программ РЕАПАК. Интерпретация геофизического материала велась с максимальным использованием данных поисково-разведочного бурения.

Исследователями ТО СНИИГГиМСа (Е.Е. Даненберг, 1978.; Г.И. Тищенко, 1982 г.) к нефтегазоносному горизонту зоны контакта отнесены три взаимосвязанных комплекса (снизу вверх): неизмененные породы эрозионно-тектонических выступов палеозойского фундамента, обладающие хорошими коллекторскими свойствами; глинисто- кремнистые породы с ярко выраженными вторичными изменениями, объединяющиеся в продуктивный нефтегазоносный горизонт Д; калиновая свита, сходная по составу и положению в разрезе с горизонтом Д. Калиновая свита - продукт переотложения пород горизонта Д, представлена брекчией кремнисто-глинистых пород. Обломки окатанные и слабо окатанные, разной величины. Распространена свита повсеместно на юго-востоке плиты, но чаще вскрывается у подножия выступов и на их склонах. На эрозионно-тектонических выступах она либо маломощна, либо отсутствует вообще.

На Чкаловской площади не измененные вторичными процессами доюрские образования наиболее уверенно определены в скв. Р-2, начиная с глубины 2972 м. Представлены они доломитизированными известняками, доломитами, известковистыми доломитами, вскрытыми непосредственно под подошвой юрских отложений, отделяясь от них 12-метровой толщей вторично измененных образований, представленной обломками кремнистых пород, гравелитами, известковистой брекчией (горизонт Д).

Анализ данных бурения показал, что образования горизонта Д по керновому материалу и по данным ГИС определяются почти во всех скважинах. Они характеризуются преимущественно глинисто-кремнистым составом, несколько отличаясь в деталях: глинисто-кремнисто-карбонатные и скв. Р-5,9, глинисто-кремнисто-углистые и скв. Р-3.10, серицит-хлорит-каолинитовые в скв. Р-7. В скв. Р-4 и 8 образования горизонта Д представлены практически не измененными, но сильно трещиноватыми, кавернозными темно-серыми известняками.

Практически во всех скважинах Чкаловской площади вскрыты отложения, по составу и облику сопоставимые с образованиями калиновой свиты. Исключением является скв. Р-7, где породы юрского возраста подстилаются базальтовыми порфиритами.

Согласно сейсмолитологическим построениям, с этой толщей увязываются три отражающих горизонта: Ф₂, Ф₁ и Ф_д (рис. 1). Отражающий горизонт Ф₂ представляет собой подошву юрских отложений, одновременно являясь кровлей отложений калиновой свиты. Ниже его выделен и прослежен отражающий горизонт Ф₁, по нашим представлениям, являющийся подошвой калиновой свиты и кровлей горизонта Д. На высоко приподнятых блоках отложения калиновой свиты отсутствуют, и горизонт Ф₁ совмещается с горизонтом Ф₂, характеризуя рельеф подошвы юрских отложений. В ряде случаев исчезновение границы горизонта Ф₁ увязывается с появлением в разрезе дайки базальтовых порфиритов, вскрытых скв. Р-7. На разрезах эффективных коэффициентов отражения (ЭКО) тела базальтовых порфиритов проявляются участками, насыщенными мелкими отражающими площадками с низкой интенсивностью ЭКО разного знака.

Фрагменты сейсмолитологических разрезов дают возможность предположить, что вскрытые на площади базальтовые порфириты связаны с трещинной эффузией и последующим послойным инъецированием эффузивной массой трещиноватых, кавернозных пород горизонта Д. Переход образований горизонта Д в неизмененные палеозойские отложения, по-видимому, настолько постепенный, что на временных разрезах и разрезах ЭКО никак не проявляется.

Ниже горизонта Ф₁, на сейсмолитологических разрезах выделен горизонт Ф_д, стратиграфическая привязка которого вызывает определенные трудности. По данным АК (скв. Р-2, 3, 6, 8, 10), горизонт Ф_д увязывается с появлением в разрезе пачки серых и темно-серых аргиллитов, характеризующихся пониженными значениями интервальных скоростей, что позволяет связывать образование горизонта Ф_д с кратковременной регрессией мелководного верхнепалеозойского моря.

Структурные построения показали по всем трем границам нефтегазоносного горизонта зоны контакта высокую степень тектонической напряженности площади исследований. Чкаловская структура раздроблена на узкие блоки тектоническими нарушениями преимущественно субмеридионального простирания (рис. 2). Это направление согласуется с направлением основных глубинных разломов, формирующих главные тектонические элементы Западно-Сибирской плиты. Помимо субмеридиональных просматриваются нарушения и северо-восточного направления, субпараллельные направлениям глубинных разломов Усть-Тымской грабен-рифтовой зоны.

В пределах замыкающей изогипсы -3000 м по горизонту Ф₂ Чкаловское поднятие разделено узким грабеном на два самостоятельных: западное, наиболее крупное, северо-западный и южный склоны которого осложнены далеко выдвинутыми структурными носами, и восточное, южный склон которого также осложнен структурным носом. Поднятия оконтуриваются изогипсами -2980 м с замыканием на разломы грабена.

Сходная геоморфологическая ситуация наблюдается и в структурных планах горизонтов Ф₁ и Ф_д. Некоторое разнообразие в структурный план по горизонту Ф_д вносят тела базальтовых порфиритов, выделенные на основе данных скв. Р-7 и специфической картины на разрезах ЭКО (характер площадок ЭКО, их расположение, интенсивность ЭКО и др.).

Как было отмечено, приток продукта в скв. Р-1 и 2 получен из залежи, приуроченной к отложениям калиновой свиты, поэтому попытка прогноза возможных неантиклинальных ловушек в этой толще достаточно актуальна. Следует указать на то, что максимальный приток нефти (117 м³/сут) связан с увеличенной толщиной калиновой свиты (64 м). В скв. Р-2, где получен приток газа с небольшим дебитом, толщина калиновой свиты составляет всего 12 м. Возникает предположение о возможности корреляционной связи существования залежей УВ с увеличенными толщинами калиновой свиты.

По карте изопахит калиновой свиты видно, что на площади имеется несколько участков относительно повышенной толщины. Два из них находятся в пределах центральной части западной половины структуры и на ее западном склоне. В их пределах пробурены скв. Р-1,4 и 8, однако в скв. Р-4 (толщина свиты 36 м) отложения калиновой свиты не испытаны, а в скв. Р-8 (толщина свиты 43 м), находящейся на замыкании выделенного участка, получен приток пластовой воды. Еще один участок захватывает северо-западный склон восточной половины структуры, переходя в зону грабена и на западную половину структуры. И, наконец, последний участок приходится на центральную часть восточной половины поднятия, где толщина калиновой свиты 38 м. В его пределах пробурены скв. Р-3 и 8, но признаков нефтегазоносности не получено.

Таким образом, литологическая принадлежность залежи УВ установлена. Далее необходимо выявить какие-то структурные условия, которые могут быть определяющими для формирования залежей УВ. Это выполнимо при совмещении карты изопахит калиновой свиты со структурным планом ее кровли,

Ловушка I с залежью УВ в ее северной части находится в пределах купола, осложняющего западную половину Чкаловской структуры. Ее ограничивают изогипса 2900 м и изопахита 20 м, размеры ловушки 3X1,5 км, вскрытая толщина калиновой свиты 64 м, амплитуда 70 м, подъем рельефа горизонта Ф₂ к юго-западу.

Ловушка II занимает северо-западную часть восточной половины структуры, протягиваясь вдоль грабена. Ловушка оконтурена замкнутой изогипсой -2980 м и изопахитой 20 м. Западная граница ее проходит по тектоническому нарушению. В пределах ловушки, у ее северной границы, скв. Р-2 дала небольшой приток газа. Разметы ловушки 3,5X1,5 км, толщина калиновой свиты по данным сейсморазведки достигает 40 м и более, амплитуда более 100 м.

Ловушка III находится в центральной части восточной половины структуры и выделяется по изогипсе -2980 и изопахите 20 м. Размеры ее 3X1,5 км, амплитуда 90 м. Толщина калиновой свиты по данным сейсморазведки может достигать 40 м и более. Воздымание рельефа на северо-запад в сторону ловушки II.

Ловушка IV выделена в западной части площади на крыле структуры по изопахите 30 м, замыкающейся на тектоническое нарушение, которое формирует восточную границу ловушки. Осевая ее часть также осложнена нарушением. Размеры ловушки 3.5X1,5 км, амплитуда 80 м, толщина калиновой свиты по данным сейсморазведки порядка 40 м.

Ловушка V незначительных размеров (3,5Х0,7 км) намечена к северу от ловушки I по изопахите 20 м. Северная ее часть замыкается изогипсой 3000 м, восточная граница проходит по тектоническому нарушению, формирующему борт грабена. Амплитуда около 80 м. Толщина калиновой свиты по данным сейсморазведки 40 м. Подъем рельефа на запад.

По результатам анализа размеры ловушек, выделенных по калиновой свите, невелики. Учитывая значительную амплитуду всех ловушек, можно ожидать присутствия залежей УВ в них, характеризующихся не только значительной высотой, но и многоэтажностью (скв. Р-2). Однако слишком оптимистических выводов строить не следует, поскольку в строении подобных неантиклинальных ловушек и в сохранности возможных залежей УВ большую роль играет дизъюнктивная тектоника, которая на исследуемой площади широко развита. Но и в то же время фактор приуроченности выделенных ловушек к тектоническим нарушениям можно рассматривать и как положительный, поскольку последние могут играть роль экранов для УВ.

Используя данные выполненного прогноза, ПО «Томскнефть» были заложены и пройдены в конце 1989 г. в ловушке I две разведочные скв. 105 и 106. При этом получен дебит нефти до 500 м3 /сут.

Таким образом, в результате переинтерпретации сейсморазведочного материала в комплексе с данными поисково-разведочного бурения значительно уточнен структурный план поверхности палеозойских образований исследуемой территории, выделены и протрассированы основные тектонические нарушения и в продуктивных отложениях калиновой свиты спрогнозированы перспективные на нефть и газ ловушки неантиклинального типа. Прогноз подтвержден результатами разведочного бурении, что предопределяет необходимость переинтерпретации сейсморазведочного материала прошлых лет с использованием современных программно-математических средств обработки и современных приемов интерпретации на разведочной стадии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Димаков А.И.. Иванцова В.В. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской платформы. /В сб : Тектоника Западной Сибири.- ЗапСибНИГНИ. –Тюмень.- 1987.- С. 100 -107.

2. Жеро О.Г, Смирнов Л.В., Сурков В.С. Геологическое строение и нефтегазоносность палеозойских отложений Нюрольского бассейна.- СНИИГГиМС. Новосибирск. 1977.- Вып. 255.- С. 22- 31.

3. Запивалов Н.П. Новые данные по палеозою Западной Сибири // Проблемы нефти и газа в свете учения академика И.М. Губкина. - Новосибирск: Наука- 1984 -С. 60-70..

Abstract

On the basis of the reinterpretation of seismic data on Upper Paleozoic hydrocarbon deposits in the southeastern West Siberia, the oil and gas potential of basement sedimentary formations in being substantiated. The efficiency of oil and gas exploration in the contact zone is determined by the detailed and accurate mapping of basement surface which is possible due lo integrating seismic and exploratory drilling efforts.

Рис. 1. Фрагменты сейсмолитологических разрезов по профилям ПР 77.2.29 (а) и ПР 77.2.14 (б).

1 – ЭКО; пласты: 2 - угольный. 3 - песчаный; 4 - кровля и 5 подошва калиновой свиты; 6 - отражающий горизонт. 7 - отложения калиновой свиты; 8 - тектонические нарушения

Рис. 2. Прогноз неантиклинальных ловушек в калиновой свите:

1 - изогипсы крови и калиновой свиты, м. 2 тектонические нарушении: 3 - прогнозные неантиклинальные ловушки; 4 скважины: а – продуктивные, б- непродуктивные, в - разведочные