CC BY
50
ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА
2011 Геология Вып. 2 (11)
УДК 550.831
Прогноз зон нефтегазонакопления Приуральской части Ханты-Мансийского АО (по результатам геоплотностного моделирования)
Г.А. Лобова
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 634050, Томск, пр. Ленина, 30. E-mail: [email protected]
(Статья поступила в редакцию 3 марта 2011 г.)
Геоплотностное моделирование, выполненное на траверсе Красноленинский свод-Ляпинский мегапрогиб, позволило выявить плотностную структуру доюр-ского фундамента и установить её согласованность с положением известных зон нефтегазонакопления и месторождений углеводородов. Выполнен прогноз зон нефтегазонакопления в доюрском комплексе и осадочном чехле.
Ключевые слова: геоплотностное моделирование, зоны разуплотнения, зоны нефтегазонакопления, Ляпинский мегапрогиб, Западная Сибирь.
Введение
На большинстве месторождений Приуральской территории Ханты-
Мансийского АО основным разрабатываемым нефтегазоносным комплексом является среднеюрский. Открыты единичные залежи и в верхнеюрском (Рогожни-ковское, Озерное месторождения), и в нижнеюрском (Поснокортское, Западно-Вандмторское месторождения) комплексах. Кроме того, на Рогожниковском месторождении залежи открыты в меловом и доюрском комплексах. Поэтому становятся актуальными поиски резервуаров в этих отложениях к западу от Красноленинского свода.
В доюрском комплексе зоны нефтега-зонакопления могут быть представлены вторичными коллекторами, выражающимися в разрезе зонами разуплотнения. Можно ожидать, что применение гео-плотностного моделирования позволит их выявить.
Г еоплотностной разрез
Геоплотностное моделирование проведено на траверсе Красноленинский свод-Ляпинский мегапрогиб вдоль западной части регионального сейсмопрофиля XIII [1], пересекающего Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. В результате геоплотностного моделирования [2] был построен разрез, гравитационный эффект которого оптимально соответствует наблюденному полю.
Разуплотнения и уплотнения выделены по отношению к априорным значениям плотности, принятым в соответствии с литологией отложений в «реперных» скважинах (рис. 1). В расчетном разрезе разуплотнения кровли доюрских отложений выявлены на участках Рогожниковского вала, центральной и восточной части Ви-симского мегавала. Зоны разуплотнения доюрского комплекса до глубины 7 км обособлены на северо-восточном склоне Красноленинского свода, центральной и
© Лобова Г.А., 2011
Рис. 1. Геоплотностная модель вдоль траверса Красноленинский свод - Ляпинский мегапрогиб: графики силы тяжести - 1) наблюденного поля, 2) априорного разреза, 3) расчетного разреза; 4) послеюрские отложения; разуплотнения (5) и уплотнения (6) послеюрских отложений до 0,05 г/см3; юрские отложения (7) и их уплотнение (8) до 0,05 г/см3; 9) доюрские отложения; разуплотнения доюрских отложений (10-12) до 0,05, на 0,05...0,10 и 0,10...0,15 г/см3 соответственно; уплотнения доюрских отложений (13-16) до 0,05, на 0,05...0,10 и 0,10...0,15 до 0,30 г/см3 соответственно; 17) блокировка разреза при моделировании; 18) месторождение УВ и его название; 19) «реперная» скважина
восточной части Висимского мегавала. Зоны разуплотнения меловых отложений приурочены к центральной и восточной части Висимского мегавала, зоне сочленения Сергинского куполовидного поднятия и Южно-Бобровского мегапрогиба, Рогожниковскому валу.
Восточная часть Березовской моноклинали, Шеркалинский мегапрогиб и западная часть Сергинского куполовидного поднятия на глубине более 4 км представлены крупными, вероятно, магматическими образованиями основного состава. Плотные магматические образования фиксируются непосредственно под меловыми отложениями в области сочленения Висимского мегавала и Ляпинского мегапрогиба. Юрские отложения уплотнены в восточной части Ляпинского мегапрогиба. Уплотнения послеюрских отложений отмечаются в Ляпинском мегапрогибе - западной части Висимского мегавала, локально - в западной части Березовской моноклинали и восточном склоне Сергин-ского куполовидного поднятия, крупной зоной - в восточной части Березовской
моноклинали, Шеркалинском мегапрогибе, Сергинском куполовидном поднятии.
Нефтегеологическая интерпретация
При интерпретации геоплотностной модели преследовалось решение следующих задач: 1) провести сопоставительный анализ плотностной структуры отложений и известных зон нефтегазонакопления; 2) дать прогноз зон нефтегазонакопления.
Над зоной разуплотнения всего доюр-ского комплекса западного склона Рогож-никовского вала находится одноименное нефтяное месторождение с залежами от доюрского до мелового нефтегазоносных комплексов (рис. 2, А). Основным источником нефти этих залежей являются материнские породы баженовской свиты (Ь§). По глубине положения баженовская свита вошла в «нефтяное окно». Разуплотненная структура послеюрских отложений способствовала миграции нефти в ловушки викуловской свиты (пласт ВК1). Непосредственное примыкание к
Рис. 2. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участках Красноленинского свода (А) и Южно-Бобровского мегапрогиба (Б):1) нефтеносные (а) и газоносные (б) пласты; 2) материнские отложения; 3) прогнозируемые зоны нефтегазонакопления и их литолого-петрографическая интерпретация с качественной оценкой генерационного потенциала. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 1
материнским отложениям пластов абалак-ской свиты и верхней подсвиты тюменской свиты способствовало миграции нефти в ловушки этих пластов (Юо, Ю2). Отсутствие нижнеюрских отложений позволило нефти мигрировать в ловушки горизонтов зоны контакта осадочного чехла и фундамента (НГГЗК). Масштабная зона разуплотнения доюрского комплекса на участке Рогожниковского вала представляется сосредоточением резервуаров и генерирующих толщ (подводящих каналов?) в слабометаморфизован-ных палеозойских терригенно-
карбонатных породах или в трещиноватокавернозных магматических породах (Б, С).
Источником нефти в ловушках Посно-кортского месторождения являются материнские нижнеюрские отложения тогур-ской и радомской пачек шеркалинской свиты (бЬ), выклинивающиеся на западном склоне Рогожниковского вала (рис. 2, Б). Отсутствие разуплотнения в структуре послеюрских отложений не способствует
миграции нефти в неокомский комплекс и формированию в нем залежей.
Западнее участок Южно-Бобровского мегапрогиба интересен тем, что наличие здесь разуплотнения послеюрских отложений указывает на возможность формирования залежей нефти в неокомском комплексе (рис. 2, Б).
Источником нефти в ловушках Песчаного месторождения (пласт Ю2-3) являются потенциально материнские тогурская и радомская пачки шеркалинской свиты (рис.3, А). Все месторождения Сергинско-го нефтегазоносного района мелкие и приурочены к юрским отложениям (пласты Ю2, Юз, Ю10) (рис. 3, Б). Материнские юрские свиты и пачки по своему гипсометрическому уровню в пределах западной части Сергинского куполовидного поднятия и Шеркалинского мегапрогиба едва ли достигают «нефтяного окна». Тем не менее месторождения Овальное, Ар-жановское и Западно-Вандмторское -нефтяные. Здесь дополнительным источником тепла, аномально усиливающим
Рис. 3. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участках месторождения Песчаное (А) и Сергинское куполовидное поднятие - Шеркалинский мегапрогиб (Б). Условные обозначения здесь и далее те же, что на рис. 2
геотермический режим нефтегазообразо-вания, явилась зона интенсивного уплотнения в западной части Сергинского куполовидного поднятия, интерпретируемая как магматическое образование. Южно-Сотэюганское месторождение - газовое, т. к. приурочено к более высокому гипсометрическому уровню. Сокращение общей мощности осадочного чехла, присутствие структур уплотнения в меловых отложениях практически на всем протяжении траверса в Сергинском куполовидном поднятии, Шеркалинском мегапрогибе и на Березовской моноклинали снижает перспективы неокомского комплекса в пределах этих структур (рис. 3, Б; рис. 4,
А).
Источником газа в ловушках Озерного месторождения предположительно являются глинистые морские отложения ачи-мовской толщи (ач) неокома (рис.4, А). Гипсометрический уровень нефтегазооб-разования соответствует зоне раннеката-генетического газа - метана. Отсутствие разуплотнения в меловом комплексе не способствует образованию в нем собственных резервуаров, флюид мигрирует в прилегающую вогулкинскую толщу (пласт П).
Центральная и западная часть Висим-ского мегавала представлена «сквозной» зоной разуплотнения (рис. 4, Б). Здесь месторождения еще не выявлены. Вероятным источником нефти и газа здесь могут быть углеродистые породы каменноугольных и девонских отложений. Юрские отложения отсутствуют. Послеюр-ская толща в силу сравнительно небольшой мощности вряд ли может быть генератором УВ. Если зона контакта представляет собой эрозионный экран, то сосредоточение продуктивных резервуаров - это доюрские отложения.
В Ляпинском мегапрогибе перспективы обнаружения залежей УВ следует связывать с юрскими отложениями западного борта (рис. 5). Источником нефти могут быть глинистые отложения федоровской свиты (Гё) при очень ощутимом влиянии прилегающих магматических образований. Однако аномальное температурное влияние этих образований на формирование залежей нефти и газа может быть не только конструктивным, но и деструктивным, особенно на восточном борту Ля-пинского мегапрогиба.
Рис. 4. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участках месторождения Озерное (А) и Березовская моноклиналь - Висимский мегавал (Б)
Рис. 5. Схема нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участке Висимский мегавал - Ляпинский мегапрогиб
Заключение
сов Приуральской части Ханты-Мансийского АО с плотностной структурой фундамента и плитного комплекса показало их согласованность.
Выполнен прогноз новых зон нефтега-зонакопления в доюрском разрезе западной части Рогожниковского вала и центральной и восточной части Висимского мегавала, в юрских отложениях западного склона Ляпинского мегапрогиба, в не-окомском комплексе Южно-Бобровского мегапрогиба.
На Красноленинском своде в пределах Рогожниковского месторождения вскрыто бурением 11 км доюрских пород, из них около 3,5 км являются по различным признакам продуктивными коллекторами [3]. Участок геоплотностного моделирования в пределах Красноленинского свода можно рассматривать как эталонный, подтверждающий адекватность нашего прогноза зон нефтегазонакопления Приуральской части Ханты-Мансийского АО.
Сопоставление распространения месторождений нефтегазоносных комплек-
Библиографический список
1. Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа: атлас / Э.А. Ахпателов, В.А. Волков, В.Н. Гончарова и др. Екатеринбург: Изд-во «Издат-НаукаСервис», 2004. 148 с.
2. Исаев В.И. Плотностная модель доюрских отложений вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть ЗападноСибирской плиты) // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних
платформ Казань: Изд-во Казан. гос. ун-та, 2006. С.106-108.
3. Коровина Т.А., Кропотова Е.П., Минченков Н.Н., Батурин А.Ю.,Николаева Е.В. Доюр-ское основание (ПСЭ) в Западной Сибири -объект новых представлений на природу нефтегазоносности (из опыта исследований и практического освоения Рогожниковского ЛУ) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Т. 1. Ханты-Мансийск, 2009. С.214-218.
The Forecast of Oil-Gas Accumulation Zones in the Priuralsk Part of the Khanty-Mansi AD (by Results of Geological Density Modeling)
G.A. Lobova
National Research Tomsk Polytechnic University, 634050, Tomsk, Lenina, 30 E-mail: [email protected]
The geodensity modeling performed on the traverse Krasnoleninsk Arch-Lyapin Megatrough allowed to reveal the density structure of pre-Jurassic basement and set its coordination with the position of the known zones of oil-gas and hydrocarbon deposits. Forecast of the oil-gas accumulation zones in the pre-Jurassic complex and the sedimentary cover is completed.
Keywords: geodensity modeling, zones of deconsolidation, zones of oil-gas accumulation, Lyapin Megatrough, West Siberia.
Рецензент - доктор геолого-минералогических наук Б.А. С^сский
