|
© В.А. Конторович, С.А. Бердникова, С.В. Антипенко, 2004 |
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗОНЫ КОНТАКТА ПАЛЕОЗОЙСКИХ И МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ВАСЮГАНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ
В.А. Конторович, С.А. Бердникова, С.В. Антипенко (ИГНГ СО РАН)
Район исследований включает Лавровский наклонный вал и западную часть Чузикско-Чижапской мезоседловины, расположенные на территории Томской области - в пределах Казанского нефтегазоносного района (НГР) Васюганской нефтегазоносной области.
За прошедшие десятилетия изучения юго-восточных районов Западной Сибири геолого-геофизическими методами в Казанском НГР открыты десятки месторождений нефти и газа как в отложениях юры, так и в нефтегазоносном горизонте зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений (НГГЗК). Учитывая это обстоятельство, Казанский НГР на протяжении многих лет является эталоном для изучения палеозойских залежей УВ и отработки методических приемов картирования сложнопостроенных объектов в НГГЗК.
Одно из наиболее приоритетных направлений исследований в этом районе - изучение вещественного состава доюрских образований. Значительный вклад в изучение литологии этих отложений на ранних этапах изучения региона внесли В.В. Коротун, 3.Я. Сердюк и др. (1989). В работе "Геология нефти и газа Западной Сибири" (1975) рассмотрены вопросы глубинного строения земной коры и фундамента Западно-Сибирской плиты, в частности выявление закономерностей распространения в пространстве и времени палеозойских зон нефтегазонакопления.
В процессе изучения палеозойских образований района исследований большое внимание уделялось стратиграфии этих отложений, в том числе различных групп палеонтологических остатков. В 1984 г. под общим руководством акад. А.А. Трофимука обобщены результаты изучения палеозойских отложений по Новосибирской, Томской, Омской и Тюменской областям и впервые для этого региона дано монографическое описание фораминифер, строматопорат, табулят, конодонтов, брахиопод, остракод, криноидей и актитарх (Вышемирский B.C., Запивалов Н.П. и др., 1984).
Специалистами Томского государственного университета большое внимание было уделено стратиграфии палеозойских отложений Томской области.
Группа исследователей под руководством В.И. Краснова [4] произвела расчленение палеозойских отложений Нюрольского бассейна на ряд стратиграфических подразделений, которым присвоены географические названия.
С помощью палеонтологических методов установлено наличие в рассматриваемом районе отложений верхнего силура, нижнего, среднего и верхнего девона, турнейского и башкирского ярусов карбона. Впоследствии возраст доюрских образований, выходящих под платформенные отложения мезозоя, неоднократно уточнялся в рамках исследований Е.А. Елкина и других специалистов ОИГГиМ СО РАН [1].
Изучением коллекторских свойств и закономерностей формирования в палеозойских отложениях месторождений нефти и газа на протяжении нескольких десятилетий занимался коллектив СНИИГГиМСа под руководством А.Э. Конторовича и И.А. Иванова [3]. В рамках этих исследований были выявлены особенности строения и условий формирования залежей УВ и установлена связь коллекторов с вторичными процессами.
Анализ геолого-геофизических материалов позволил прийти к выводу: наиболее перспективными для формирования коллекторов являются известняки, преобразованные процессами доломитизации и карстообразования.
К началу 80-х гг. в связи с открытием месторождений, приуроченных к доломитам и кремнисто-глинистым породам, коллекторские свойства которых улучшаются по мере приближения к доюрской поверхности, были определены и два основных типа пород-коллекторов, поиски которых были сосредоточены в основном в Нюрольском бассейне Томской области.
Изучением геохимии УВ-биомаркеров в палеозойских залежах на протяжении десятилетия занимался коллектив специалистов ИГНГ СО РАН под руководством А.Э. Конторовича [2]. Эти исследования позволили сделать вывод о наличии двух источников нефтей в эрозионно-тектонических выступах палеозойского фундамента и показали, что образование нефти, генетически связанной с нефтепроизводящими породами палеозоя, обусловлено аквагенным ОВ, накапливавшимся в морских обстановках, а нефти, связанной с юрскими отложениями, - ОВ озерно-болотных и озерно-аллювиальных отложений.
Рассмотрим перспективы нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений в пределах Лавровского наклонного вала и западной части Чузикско-Чижапской мезоседловины.
Как было отмечено, перспективными для формирования коллекторов в НГГЗК являются карбонатные блоки, преобразованные процессами доломитизации и карстообразования. На исследуемой территории развиты два крупных карбонатных массива - Арчинско-Урманский и Лавровский. С первым связаны два промышленных нефтяных месторождения. В пределах второго, несмотря на формально достаточно хорошую изученность бурением глубоких скважин, залежи УВ не открыты.
В задачи исследований входило: на базе комплексной интерпретации сейсморазведочных материалов и данных бурения определить принципиальные отличия строения объектов, расположенных в пределах Арчинско-Урманской и Лавровской зон; сформулировать условия, благоприятные для формирования залежей УВ в НГГЗК; оценить перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений в пределах Лавровского карбонатного массива.
Модель блокового строения доюрских образований
Этапу построения модели блокового строения и вещественного состава пород доюрского основания предшествовали анализ, систематизация и архивация всего геолого-геофизического материала, включающего описания керна, возрастные определения, результаты испытаний, заключения по интерпретации ГИС и т.д.
В основу карты блокового строения доюрских образований с дифференциацией блоков по вещественному составу слагающих их пород были положены материалы, полученные в процессе исследований:
· структурная карта по отражающему горизонту Ф2, приуроченному к зоне контакта палеозойских и мезозойских отложений;
· характер сейсмической записи горизонта Ф2 на временных сейсмических разрезах;
· карта изопахит юрских отложений;
· характер распределения разрывных нарушений, выделенных по результатам анализа временных сейсмических разрезов, градиентных карт и т.д.;
· данные о вещественном составе пород, слагающих доюрское основание;
· палеонтологические определения возраста доюрских образований;
· данные грави- и магниторазведки.
Полученные результаты позволили выделить на исследуемой территории серию крупных блоков, сложенных породами различного литологического состава: карбонатами, терригенными, эффузивными и магматическими (рис. 1).
В северо-западной части исследуемой территории, отвечающей в тектоническом плане юго-восточной части Нюрольской мегавпадины, зафиксировано крупное поле развития эффузивных пород, сформировавшихся в результате процессов раннетриасового рифтогенеза (Сурков B.C., Жеро О.Г., 1981). Поле эффузивов, вскрытых скважиной на Нюльгинской площади, "разрывая" крупные массивы карбонатных пород, протягивается до юго-восточной границы исследуемого района. Наличие узкой полосы эффузивных образований надежно подтверждается данными аэромагниторазведки.
Терригенные отложения в исследуемом районе слагают контрастные эрозионно-тектонические выступы доюрского основания в поле карбонатных пород. Эти отложения вскрыты скважинами на Чагвинской, Южно-Чагвинской и Еллейской площадях. Небольшое поле магматических пород развито на Смоляной площади.
Учитывая невысокие перспективы нефтегазоносности эффузивных, терригенных и магматических пород, можно считать, что Нюльгинская, Чагвинская, Южно-Чагвинская, Еллейская площади и осевая часть Смоляного поднятия интереса не представляют.
Крупные поля карбонатных отложений, с которыми в Чузикско-Чижапской зоне связаны основные нефтегазовые залежи, закартированы в пределах Арчинско-Урманской зоны, а также на значительной части Лавровского наклонного вала. Именно эти образования благодаря процессам дезинтеграции и вторичной проработки могут формировать высокоемкие трещиновато-кавернозные коллекторы, способные содержать значительные залежи УВ.
Как было отмечено, бурение, нацеленное на открытие залежей УВ в НГГЗК, привело к открытию месторождений на Урманской и Арчинской площадях и формально дало отрицательные результаты на Еллей-Игайской, Верхневасюганской и Водораздельной площадях, расположенных в пределах Лавровского наклонного вала.
В рамках настоящих исследований на стадии оценки перспектив нефтегазоносности НГГЗК предстояло выяснить, почему при наличии нефтегазоперспективных объектов (эрозионно-тектонические выступы и благоприятные структурные условия) поднятия, расположенные в пределах Лавровского вала, не содержат залежей нефти и газа.
Анализируя геологическое строение НГГЗК Лавровского наклонного вала и Арчинско-Урманской зоны, можно сформулировать два положения:
· в современном рельефе доюрского основания Лавровский наклонный вал расположен существенно выше Арчинской и Урманской площадей. Анализ карты изопахит юрских отложений показал, что аналогичная ситуация имела место и в волжском веке;
· в пределах Лавровского карбонатного массива на поверхность палеозоя выходят более древние отложения силура-нижнего девона, в то время как на Арчинской и Урманской площадях вскрыты карбонаты среднего-верхнего девона.
Очевидно, Лавровский блок на начальном этапе формирования юрских осадочных толщ занимал наиболее высокое гипсометрическое положение, продолжал активно воздыматься в течение всего юрского периода и на протяжении длительного времени представлял собой источник сноса для формирования юрских базальных горизонтов.
Рыхлые выветрелые породы на значительной части этого массива, вероятно, были смыты, и на поверхность палеозоя вышли более древние плотные крепкие известняки, которые не могут выполнять роль коллекторов. Возможно, именно это обстоятельство послужило одной из причин отсутствия широкого поля коллекторов и как следствие притоков УВ при испытании палеозоя в пределах этой структуры.
Залежи на Урманском и Арчинском месторождениях, напротив, приурочены к зоне контакта пород палеозоя и мезозоя, которая представлена трещиновато-кавернозными породами, способными аккумулировать значительные запасы УВ.
Методика прогнозирования зон распространения коллекторов в НГГЗК
Энергетический уровень сейсмических волн, отраженных от поверхности доюрского основания, теоретически должен быть связан с жесткостью этой геологической границы. Тогда в пределах зон распространения плотных слаботрещиноватых пород, не представляющих интереса в отношении развития коллекторов, отраженные волны должны характеризоваться более высокими амплитудно-энергетическими характеристиками. Именно такое распределение динамических параметров горизонта Ф2 наблюдается на временном разрезе по профилю, пересекающему продуктивную скв. 41 и сухую скв. 43 Арчинского месторождения (рис. 2).
В рамках проведенных исследований по сейсморазведочным данным были рассчитаны значения средних амплитуд волнового поля вдоль отражающего горизонта Ф2.
Результаты показали, что в пределах Арчинского и Урманского месторождений средние значения амплитуд отражающего горизонта Ф2 в целом характеризуются более низкими, чем на Лавровском валу, значениями, не превышающими 3000 ед.
В пределах Лавровского наклонного вала динамика сейсмической записи горизонта существенно дифференцирована - значения средних амплитуд находятся в диапазоне от 1000 до 10000 ед. При этом поля максимальных значений амплитуд занимают главным образом переклинальные части палеоструктур. Вероятно, именно с этих блоков был снесен рыхлый материал, способный выполнять роль коллекторов. В то же время в пределах вала выделяется серия блоков, характеризующихся пониженными, аналогичными Арчинско-Урманской зоне, амплитудами сейсмической записи горизонта Ф2, которые, вероятно, могут представлять интерес в отношении нефтегазоносности. В частности, на временном разрезе зафиксирована серия блоков с различными амплитудно-энергетическими характеристиками горизонта Ф2 (рис. 3). Так, блок 7, в пределах которого пробурена скв. 4 Еллей-Игайская, в отличие от блоков 9 и 11 характеризуется пониженными энергетическими характеристиками и находится, на взгляд авторов, в перспективной зоне.
В основу схемы строения карбонатных массивов с дифференциацией блоков по степени перспективности в отношении развития коллекторов положен комплексный анализ геолого-геофизических материалов, в частности схемы дизъюнктивных нарушений, временных сейсмических разрезов, структурных, палеоструктурных, параметрических и динамических карт. Всего на территории исследований выделено 33 карбонатных блока, из которых 21 расположен в пределах Лавровского наклонного вала (см. рис. 1).
Согласно выполненному прогнозу из 21 блока 8 - перспективные в отношении развития коллекторов, 5 - среднеперспективные, 8 - малоперспективные.
Анализируя сетку разломов, секущих доюрское основание, можно отметить, что основная масса разрывных нарушений ориентирована в двух направлениях - северном и северо-западном. Карбонатные блоки в основном имеют северное простирание и формируют цепочки блоков, близкие по перспективам. К ним относятся Урманский, Арчинский, Лосинский, Еллей-Игайский и др. Вероятно, меридиональные разрывы, контролирующие эти блоки, имеют палеозойское заложение.
Разломы северо-восточного простирания, параллельные длинной оси Лавровского наклонного вала и обрамляющие поле развития эффузивных пород, вероятно, были сформированы в процессе раннетриасового рифтогенеза. Отголоском этих разломов на противоположной стороне Нюрольской мегавпадины являются дизъюнктивы, контролирующие бортовые части Чекинского прогиба.
Нефтегазоперспективные объекты
Каждый из выделенных перспективных блоков доюрского основания формально можно считать нефтегазоперспективным объектом. В то же время на современной стадии изученности невозможно ответить на вопрос, являются ли разломы, разделяющие карбонатные блоки, тектоническими экранами либо, напротив, формируют в своей окрестности единую зону вторичной проработки, в пределах которой (по обе стороны от разломов) будут развиты высокоемкие коллекторы.
Сопоставление структурной карты по кровле доюрского основания с результатами прогноза позволило выделить в пределах исследуемой территории два наиболее интересных, на наш взгляд, нефтегазоперспективных объекта. Первый расположен на западном склоне Еллей-Игайской структуры (блок 7), второй - к востоку от Водораздельной (рис. 4).
Западно-Еллей-Игайская структурно-тектоническая ловушка контролируется с востока границей перспективного блока, с запада - изогипсой -2880...-2900 м.
В пределах Еллей-Игайской площади пробурены четыре скважины для изучения глубинного палеозоя, испытания НГГЗК в них практически не проводились.
Реальная ситуация по этим скважинам следующая:
· в скв. 1 Еллей-Игайская, судя по данным акустического каротажа, верхняя часть палеозойских отложений представлена рыхлой низкоскоростной дезинтегрированной толщей; ближайший к кровле палеозоя интервал испытаний удален на 116 м;
· в скв. 2 по результатам интерпретации ГИС характер насыщения верхней части палеозойских отложений неясен, пласт рекомендован к испытанию, но не испытан; ближайший к кровле палеозоя интервал испытаний удален на 436 м;
· в скв. 3 испытания НГГЗК не проводились, интерпретация материалов ГИС по скважине отсутствует;
· в скв. 4 по результатам интерпретации ГИС известняки в верхней части палеозоя нефтенасыщены; ближайший к кровле палеозоя интервал испытаний удален на 545 м.
Следует обратить внимание на то, что в пределах Хылькинской площади, которая в рельефе доюрского основания расположена на 60-70 м глубже еллей-игайских скважин, из верхней части палеозойских отложений получена вода с пленкой нефти.
На наш взгляд, именно Западно-Еллей-Игайская структурно-тектоническая ловушка является приоритетным объектом для оценки перспектив нефтегазоносности НГГЗК Лавровского вала.
Второй объект - Восточно-Водораздельная структурно-тектоническая ловушка - контролируется границами перспективного блока 18 и изогипсой -2920...-2940 м.
Вблизи объекта, но за пределами перспективного блока пробурены две скважины: в скв. 1 Южно-Урманская, где в верхней части залегают известняки верхнего девона-карбона, получен небольшой приток нефти; в скв. 2 Водораздельная, где на доюрскую поверхность выходят более древние породы, а в 90 м от кровли палеозойских отложений вскрыты силурийские известняки, притока не получено.
Нефтепроизводяшие породы
Как было отмечено, геохимические исследования, выполненные специалистами ИГНГ СО РАН, показали наличие двух источников нефтей в залежах, приуроченных к эрозионно-тектоническим выступам палеозоя: внутрипалеозойские морские и юрские континентальные отложения, обогащенные ОВ.
Анализ УВ-биомаркеров показал, что нефть, полученная из палеозойских отложений Елей-Игайской площади, генетически связана с нефтепроизводящими породами палеозоя [2]. Таким образом, можно констатировать, что Лавровский карбонатный массив расположен в пределах территории, благоприятной для формирования палеозойских залежей морского генезиса.
Еще одним генератором нефти в палеозойских месторождениях Казанского НГР являются озерные и озерно-болотные отложения нижней-средней юры, в первую очередь тогурской свиты [3]. С этими нефтепроизводящими породами главным образом связаны залежи на Арчинском, Урманском, Верхнекомбарском и других месторождениях.
В пределах Урманской структуры аргиллиты тогурской свиты залегают непосредственно на карбонатном эрозионно-тектоническом выступе, т.е. по аналогии с баженовской свитой и регионально-нефтеносным на юго-востоке Западной Сибири горизонтом Ю1 васюганской свиты здесь созданы благоприятные предпосылки для формирования и сохранения залежи УВ. В данном случае тогурская свита, с одной стороны, выполняет роль нефтепроизводящей толщи, с другой - является надежной покрышкой для залежи в дезинтегрированной части карбонатного эрозионно-тектонического выступа.
На большей части Арчинского месторождения отложения тогурской свиты отсутствуют. В то же время в рамках этой модели нефтепроизводящие породы непосредственно соприкасаются (выклиниваются на склонах карбонатного массива) с карбонатным эрозионно-тектоническим выступом, что не препятствует латеральной миграции УВ из нефтематеринских пород в потенциальные коллекторы. В этом случае ситуация выглядит несколько хуже, чем на Урманской площади, однако наличие в базальной части юрского разреза глинистых отложений, способных выполнять роль флюидоупора, создает благоприятные предпосылки для формирования и сохранения залежи.
Карбонатные массивы Лавровского наклонного вала по аналогии с Арчинской моделью также соприкасаются с нефтепроизводящими породами тогурской свиты, что является благоприятным фактором для формирования здесь залежей УВ континентального генезиса.
В результате проведенного анализа можно сделать следующие основные выводы:
· в большей части скважин Лавровского наклонного мезовала есть прямые или косвенные признаки нефтегазоносности в НГГЗК;
· бурение скважин в пределах объекта было нацелено на изучение внутрипалеозойских глубокозалегающих горизонтов, нефтегазоносный горизонт зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений остался практически неисследованным;
· доюрское основание Лавровского вала сложено главным образом карбонатными породами, при этом по результатам динамического анализа ряд выделенных блоков представляет интерес в отношении развития коллекторов;
· нефтематеринские породы тогурской свиты, хотя и не соприкасаются напрямую с нефтегазоперспективными объектами, выклиниваются на склонах крупного карбонатного массива;
· учитывая приток нефти из внутрипалеозойских горизонтов на Еллей-Игайской площади, нельзя исключать возможности формирования залежей УВ в пределах Лавровского вала за счет внутрипалеозойских нефтепроизводящих толщ.
Исходя из перечисленных обстоятельств, палеозойские образования Лавровского наклонного вала выглядят, скорее, недоизученными, чем бесперспективными.
Литература
1. Елкин Е.А. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири / Е.А. Елкин, В.И. Краснов, Н.К. Бахарев и др. - Новосибирск: СО РАН, филиал «ГЕО», 2001.
2. Конторович А.Э. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири / А.Э. Конторович, В.П. Данилова, Е.А. Костырева, О.Ф. Стасова // Геохимия. - 1998. - №1. - С. 3-17.
3. Конторович А.Э. Геологические условия нефтегазоносности верхней части палеозойского разреза Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.А. Иванов, А.Е. Ковешников и др. // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. - Новосибирск, 1991.
4. 4. Краснов В.И. Региональная схема палеозойских районов Западно-Сибирской равнины / В.И. Краснов, Г.Д. Исаев, В.Ф. Осташкина и др. // Стратиграфия и палеография фанерозоя Сибири. - Томск: СНИИГГиМС, 1993.
Analysis of oil and gas potential prospects of contact zone of Paleozoic and Mesozoic formations within the Lavrov inclined swell and western part of Chuzik-Chizhap mesosaddle located in Kazan oil-and-gasbearing area of Vasyugan oil-and-gasbearing area is given.
On the basis of complex interpretation of seismic prospecting materials and drilling data a model of block structure of the territory studied was developed; principal differences in structure of objects located within Archin-Urman oil accumulation zone and Lavrov swell were revealed; criteria for forecasting zones favourable for HC pools formation were established; blocks of Pre-Jurassic foundation as most interesting as regard to oil and gas prospects were distinguished.
Рис. 1. МОДЕЛЬ БЛОКОВОГО СТРОЕНИЯ ДОЮРСКОГО ОСНОВАНИЯ
1 - скважины; 2- разрывные нарушения; породы: 3-магматические, 4 - эффузивные, 5-терригенные; карбонатные блоки, дифференцированные по амплитуде горизонта Ф2: 6-высокоамплитудные, 7-среднеамплитудные, 8-низкоамплитудные; 9- номер карбонатного блока
Рис. 2. ХАРАКТЕР СЕЙСМИЧЕСКОЙ ЗАПИСИ ОТРАЖАЮЩЕГО ГОРИЗОНТА Ф2 В РАЙОНЕ СКВАЖИН АРЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рис. 3. ХАРАКТЕР СЕЙСМИЧЕСКОЙ ЗАПИСИ ОТРАЖАЮЩЕГО ГОРИЗОНТА Ф2 В ПРЕДЕЛАХ ПЕРСПЕКТИВНОГО (7) И БЕСПЕРСПЕКТИВНЫХ (9, 11) КАРБОНАТНЫХ БЛОКОВ ЛАВРОВСКОГО НАКЛОННОГО ВАЛА
Рис. 4. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ПРОГНОЗНЫХ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ В НГГЗК
1 - скважины; 2-разрывные нарушения; 3-сейсмические профили МОГТ; 4 - изогипсы отражающего горизонта Ф2; 5- карбонатные блоки, наиболее перспективные для формирования коллекторов; 6 - границы и номера карбонатных блоков; 7 - первоочередной объект; 8 - перспективные объекты