CC BY
81
УДК 550.83;553.98;551.73;551.76(571.16)
СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗОНЫ КОНТАКТА ПАЛЕОЗОЙСКИХ И МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕЖОВСКОГО СВОДА (НОВОСИБИРСКАЯ ОБЛАСТЬ)
О.О. Абросимова, А.В. Губа*
ОАО «Сибнефтегеофизика», г. Новосибирск *ФГБУН «Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН», г. Новосибирск
E-mail: [email protected]
На основе сопоставления характера сейсмической записи с геологическими данными выделены шесть основных сейсмофаций, отображающих наиболее характерные типы пород доюрского комплекса юго-западной части Новосибирской области. Сейсмо-геологическая модель строения доюрских отложений позволяет оконтурить предполагаемые зоны распространения различных пород доюрского комплекса. Полученные результаты на качественном уровне можно использовать при оценке выделения зон коллекторов и соответственно перспектив нефтеносности данного стратиграфического уровня.
Ключевые слова:
Нефтегазоносность зоны контакта, сейсмическая запись, временной разрез, динамический анализ, месторождение, Межов-ский свод, Новосибирская область.
Key words:
Petroleum potential of reservoirs at the Paleozoic-Mesozoic boundary, seismic record, seismic cross section, dynamic analysis, oil and gas field, Mezhovka arch, Novosibirsk region.
В начале 60-х гг. прошлого века в юго-западной части Новосибирской области разведочными скважинам под осадочным мезо-кайнозойским чехлом был вскрыт крупный гранитоидный массив бато-литового типа, который образует крупную положительную структуру площадью около 5 тыс. км2иам-плитудой по поверхности доюрского комплекса порядка 600 м. С севера свод ограничен Нюроль-ской впадиной, с юго-востока - Михайловским прогибом и с запада - Кыштовской впадиной. В его пределах пробурено более 30 скважин, которыми выявлен ряд небольших месторождений углеводородов. Нефтегазоносность связана с меловыми и юрскими отложениями, а также корой выветривания гранитов. В связи с этим рассматриваемая территория неоднократно привлекала внимание различных исследователей.
На данный момент на Межовском своде проведена гравиметрическая съемка масштаба 1:200 000. На результирующей карте он представляет собой интенсивный единый минимум напряженности гравитационного поля. В аномальном магнитном поле (съемка масштаба 1:50 000) свод не имеет четкого отображения и в целом характеризуется различными по значениям и морфологии аномалиям. Сопоставление потенциальных полей позволяет очертить границы батолита в плане. Также для уточнения границ массива были использованы данные сейсморазведочных работ, проведенных в пределах района исследования с 1990 по 2009 гг.
Для изучения геологического строения разреза используется большое количество методологических подходов. Одним из них является сейсмофа-циальный анализ. Цель процедуры - выделение сейсмофаций на основе анализа изменения волновой картины. Сейсмическая фациальная единица (сейсмофация) объединяет группу отражений, ха-
рактеризующихся схожим набором параметров, таких как конфигурация, непрерывность, амплитуда, частота и т. д. Каждый параметр несет определенную информацию о геологическом строении изучаемого интервала. Целью сейсмофациального анализа является прогноз литофаций по данным сейсморазведки. Прямой корреляции между определенным типом рисунка волновой картины и литологическим составом пород не существует. Однако анализ изменяющихся характеристик отражений в комплексе с априорной геологической информацией позволяет получить приемлемые оценки литологии [1].
Литологические заключения, полученные при изучении керна, позволяют выделить шесть основных типов пород доюрского комплекса, которые развиты в рассматриваемом районе. На основе сопоставления характера сейсмической записи с геологическими данными были выделены шесть основных сейсмофаций.
Сейсмофаиия I характеризуется хаотичным расположением непротяженных осей синфазности различной интенсивности. Энергетическая составляющая такого рисунка волнового поля наиболее низкая. Соответствует гранитам. Данные образования вскрыты скважинами на Межовской, Восточ-но-Межовской и Веселовской площадях (рис. 1, А).
Сейсмофаиия II представлена прерывистослоистыми, динамически выраженными отражениями с частотой от 20 до 50 Гц. Предположительно, данная сейсмофация связана с карбонатными отложениями девонского возраста, зафиксированными в скважинах: Дедовские-1,2,3, Восточно-Межовской-102 и Оптимистичной-1 (рис. 1, Б).
Сейсмофаиия III по геометрии волнового поля близка с сейсмофацией II, но отличается более энергетически и динамически выраженными отра-
жениями и связана с глинисто-карбонатными породами девонского возраста. Данные отложения выявлены в скважинах Пахомовские-1, 2 (рис. 1, Б).
Сейсмофаиия IV представлена непротяженными, переменно-амплитудными волнистыми отражениями, часто низкочастотными. Регулярность и энергия записи с увеличением времени быстро затухает. Данный тип сейсмической записи связан с протерозойскими метаморфическими сланцами. Подобные образования вскрыты скважиной Верх-Чековской-1 (рис. 1, В).
Сейсмофаиия V по геометрии волнового поля похожа на сейсмофацию I, хаотичные чуть более упорядоченные и протяженные фрагменты осей синфазности. Данная сейсмофация связана с эф-фузивами кислого состава (скважины Бочкарев-ская 1 и Чековская 1) (рис. 1, Г).
Сейсмофаиия VI представлена интенсивными, динамически выраженными, низкочастотными отражениями (частота варьирует от 15 до 40 Гц). Иногда отражения волнистые, переменно-амплитудные. Данный тип сейсмической записи связан с терригенно-вулканогенными отложениями ран-не-среднего палеозоя (скважины Рифтовая-1 и Узаская-1) (рис. 1, Г).
В результате комплексного анализа сейсмической информации, данных аэромагнитной и гра-
витационной съемок и геологической информации была построена сейсмогеологическая модель строения доюрских отложений (рис. 2). Данная модель более детально позволяет оконтурить предполагаемые зоны распространения различных пород доюрского комплекса и, в целом, полученные результаты на качественном уровне позволяют использовать полученную информацию при оценке выделения зон коллекторов и соответственно перспектив нефтеносности данного стратиграфического уровня.
Перспективы поисков углеводородов в пределах подобных объектов могут рассматриваться по следующим направлениям: нефтегазоносность гидротермально измененных собственно магматических пород, кор их выветривания.
Нефтегазоносность гидротермально
измененных магматических пород
В последнее время в связи с открытием крупных месторождений углеводородов в интрузивных комплексах фундамента повысился интерес к районам, имеющим сходное геологическое строение [2-4]. Одной из главных теоретических проблем поисков и разведки подобных месторождений является возможность формирования резервуаров в интрузивных породах. Коллекторы могут
Рис. 1. Фрагменты временных разрезов, отображающие типы сейсмической записи, в интервале доюрских образований (¡-VI сейсмофации)
Рис. 2. Схема сейсмофациального районирования доюрского комплекса Межовского свода и прилегающих территорий. Прогнозные литологические разности доюрских отложений, выделенные по типам сейсмофаций (¡-VI): 1) интрузивные породы, преимущественно граниты; 2) карбонатные породы, 3) глинисто-карбонатные породы, переслаивающиеся туфами, туффитами, порфиритами; 4) протерозойские сланцы; 5) эффузивы кислого состава; 6) вулканогенно-терриген-ные породы, эффузивы основного состава. Границы лицензионных участков: 7-10; 11) скважины
образовываться в результате целого комплекса процессов, таких как автометасоматоз, контрак-ционная усадка, а также постмагматических и тектонических процессов. Общее уменьшение объема гранитной магмы при остывании составляет в среднем 8...9 %, причем некоторая часть реализуется в виде различных пустот внутри интрузива [5, 6]. Экранами для залежей могут служить не только перекрывающие их терригенные породы, но и непроницаемые разности разреза грани-тоидного массива.
Минералого-петрографическими исследованиями керна установлено, что формирование пород Межовского массива происходило, по крайней мере, в четыре фазы [7]. Наиболее ранними (первая фаза) являются биотитовые граниты, они составляют большую часть массива. Биотитовые граниты вскрыты на Межовской, Восточно-Межов-ской, Еласской, Буйновской, Веселовской площадях. Вторая фаза представлена микроклиновыми гранитами (Ургульская площадь). В третью фазу формировались граниты аляскитового типа. В завершающую, четвертую, фазу возникли аплитовые граниты. Результаты определений абсолютного возраста пород показали очень большой разброс значений от 106 до 937 млн л [8], что тоже является подтверждением многофазности массива.
Теоретически можно предполагать, что разновозрастные интрузивные комплексы, «пересекаясь» друг с другом по зонам тектонических нарушений, образовывали зоны дробления и метасома-тического контактного изменения пород. Также такие разломы могли неоднократно активизироваться в последующие геологические эпохи. В резуль-
тате на глубине возникли зоны разуплотнения. В настоящее время делаются только первые шаги в интерпретации геофизических материалов с целью выделения таких дезинтегрированных, разуплотненных зон в теле гранитного массива. В приповерхностной части массива по трещиноватым зонам могут развиваться зоны коры выветривания повышенной мощности. Подобные зоны могут иметь неплохие коллекторские свойства.
Нефтегазоносность кор выветривания
В пределах свода детальной сейсморазведкой выявлены около десятка локальных поднятий, которые к настоящему времени практически все разбурены хотя бы одной скважиной. В ряде разрезов скважин выделяются образования коры выветривания. Так, Межовская скважина 4 под породами баженовской свиты на отметке 2232 м вскрыла каменный структурный элювий гранитов мощностью 8 м. Северо-Межовская скв. 7 вскрыла кору выветривания гранитов - зону глинистого структурного элювия (2300. 2324 м), и вышележащие (интервал 2290.2300 м) переотложенные продукты коры выветривания [9]. Значительную мощность коры выветривания (38 м) вскрыла скважина Тартасская 3 в интервале 2544.2582 м. При испытаниях интервала 2513. 2592 м был получен приток хлор-кальциевой воды дебитом 285 м3/сут. Количество определений коллекторских свойств измененных гранитов незначительно. Можно привести в пример только данные по керну скважины Межовская 5, где была определена открытая пористость по пяти образцам из интервала 2312,7.2330,8 м, которая колеблется в пределах от 2 до 6,5 %. Нефтега-
зоносность коры выветривания интрузивных пород была доказана на Межовском своде на одноименном месторождении [10].
Поступление углеводородов юрского происхождения в кровельную часть доюрского комплекса в любой модели формирования в ней коллекторов возможно за счет примыкания нефтематеринских или продуктивных отложений юрского возраста и нисходящей миграции по разломам. В связи с тем, что в пределах Межовского свода повсеместно развита нефтематеринская баженовская свита, в качестве главного критерия нефтегазоносно-сти рассматривалось распределение зон развития коры выветривания, как потенциального коллектора.
Помимо опубликованных обобщений различных геолого-геофизических и геохимических материалов, полученных при изучении нефтегазонос-ности доюрского комплекса, данной проблеме посвящены и теоретические разработки. Математическое моделирование движения флюида в разделенном разломами на блоки фундаменте и перекрывающем его осадочном чехле детально рассмотрено в исследованиях [11, 12]. В указанных работах отмечается, что восходящая ветвь конвективной ячейки, совпадающая с дизъюнктивной в комплексе основания, должна характеризоваться положительной тепловой аномалией, а нисходящая ветвь приурочена к другому разлому того же ранга - отрицательной. На основе промысловых данных в пределах хорошо изученного Талинского месторождения было подтверждено наличие конвективного тепломассапереноса [13]. Рассматриваемая территория характеризуется значительно меньшей буровой изученностью (по отношению к Талинско-му месторождению), поэтому были использованы также данные по скважинам, пробуренным в непосредственной от нее близости. Использованы результаты термометрии пород доюрского комплекса по 153 скважинам. Было отмечено, что в кровле доюрского комплекса (глубинах порядка 2700.3200 м) значения могут различаться на 40 °С.
Температуры, измеренные в более глубоких горизонтах, закономерно увеличиваются (рис. 3).
Рис. 3. Распределение температур пород доюрского комплекса в зависимости от глубины замеров
По результатам бурения в пределах Межовского свода было выявлено, что в одних из них (характеризующихся отсутствием притоков или неопробы-ванных в связи с данными интерпретации ГИС) зафиксированы повышенные температуры (86.95 °С), а в других (с притоками углеводородов) - пониженные температуры (70..75 °С) (рис. 5).
Выполнено сопоставление тепловых аномалий с распределением тектонических нарушений и возможным наличием коллектора (коры выветривания). На фрагментах временных разрезов (рис. 4) видно осложнение сейсмической записи в зонах, отождествляемых с развитием коры выветривания. Изменение сейсмической записи позволяет картировать зоны развития кор выветривания.
Картирование зон коры выветривания было выполнено с использованием динамических параметров сейсмической записи. На рис. 5 представлена карта энергии сейсмической записи. В точках скважин, вскрывших кору выветривания, значения энергии сейсмической записи от 10 услов-
Рис. 4. Фрагменты временных разрезов через скважины, вскрывшие: 1) кору выветривания гранитов; 2) неизмененные граниты. Условные обозначения: 1 - положение основных отражающих горизонтов: А - кровля доюрского комплекса, Б -кровля баженовской свиты; 2 - тектонические нарушения; 3 - сейсмофация
Рис. 5. Схема прогноза развития коры выветривания: 1) изогипсы отражающего горизонта А (кровля доюрского комплекса); 2) граница гранитоидного массива поданным сейсмофациального анализа; 3) а) глубина замера температуры, м; б) температура, °С; 4) тектонические нарушения; 5) граница зоны развития коры выветривания
4. Наиболее перспективным в отношении нефте-газоносности является западный участок развития коры выветривания в зоне, где отмечаются пониженные температурные значения в кровле доюрского комплекса.
Выводы
Районирование юго-восточной части Новосибирской области по вещественному составу доюрского комплекса, реализованное с использованием сейсмофациального анализа, позволило уточнить границы Межовского гранитоидного массива. В качестве главного критерия нефтегазо-носности (наличия коллектора) рассматривалось распределение коры выветривания, которое был закартировано на основе динамических параметров сейсмической записи. В кровле доюрского комплекса в пределах свода отмечаются положительные и отрицательные температурные аномалии. Наиболее вероятным механизмом поступления углеводородов в кровельную часть доюрского комплекса помимо примыкания нефтематеринских или продуктивных отложений юрского возраста является миграция по разломам, которые представляют собой нисходящую ветвь конвективной ячейки.
ных единиц и более. В связи с этим в качестве граничного было принято значение, равное 10 у.е. Это позволило оконтурить зоны развития коры выветривания.
Анализ схемы позволяет отметить следующие моменты:
1. В пределах развития кор выветривания скважинами вскрыты как проницаемые, так и непроницаемые разрезы. Фильтрационно-емкостные свойства кор выветривания за счет вторичных изменений и уплотнения за время формирования осадочного чехла уменьшились, о чем свидетельствует наличие непроницаемых разрезов.
2. Во время апт-сеноманского развития ЗападноСибирской плиты произошло подновление старых и возникновение новых тектонических нарушений с формированием зон трещиноватости, о чем свидетельствуют проницаемые разрезы.
3. Отложения баженовской нефтематеринской свиты в этом районе залегают непосредственно на образованиях доюрского комплекса. Вероятно, заполнение части коллекторов в кровле гра-нитоидного массива происходило при нисходящей миграции по зонам разломов мелового возраста.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Малярова Т.Н., Иванова Н.А. Современные методы сейсмофа-циального анализа на реальных примерах // Геомодель 2006: Матер. VIII Междунар. научно-практ. конф. - Геленджик, 17-22 сентября 2006. - М.: МГУ, 2006. - С. 136-137.
2. Арешев Е.Г, Донг Ч.Л., Киреев Ф.А. Нефтегазоносность гра-нитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 50-58.
3. Шнип О.А. Образование коллекторов в фундаменте нефтегазоносных территорий // Геология нефти и газа. - 1995. -№ 6. - С. 35-37.
4. Шустер В.Л. Нефтегазоность кристаллического фундамента // Геология нефти и газа. - 1997. - № 8. - С. 17-19.
5. Жабрев И.П. Глубинные углеводороды биогенного генезиса // Геология нефти и газа. - 1994. - № 9. - С. 27-28.
6. Осипов М.А. Процесс остывания интрузива и размещение рудных тел // Советская геология. - 1973. - № 3. - С. 21-27.
7. Проблема нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности / ред. А.А. Трофимука, В.С. Вы-шемирского. - Новосибирск: Наука, 1976. - 237 с.
8. Елкин Е.А., Краснов В.И., Бахарев Н.К. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Си-
бири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2001. -163 с.
9. Коры выветривания Сибири. Формации кор выветривания Западно-Сибирской плиты и Алтае-Саянской области / под ред. В.П. Казаринова. - М.: Недра, 1979. - 220 с.
10. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М.: Недра, 1975. - 678 с.
11. Кормильцев В.В., Нургалиев Д.К., Писецкий В.Б., Ратушняк А.Н. Моделирование флюидодинамических систем, охватывающих осадочный бассейн и фундамент // Георесурсы. -2001. - №2. - С. 35-37.
12. Кормильцев В.В., Ратушняк А.Н. Моделирование температурных аномалий, связанных с течением флюида при объемной деформации геоблоков // Дегазация Земли: геодинамика, флюиды, нефть и газ. - М.: ГЕоС, 2002. - С. 156-158.
13. Федоров Ю.Н., Князева И.В., Иванов К.С., Кормильцев В.В., Печеркин М.Ф., Свечников Л.И., Криночкин В.Г., Федоров М.Ю. К методике прогноза залежей углеводородов в доюрском основании Западной Сибири // Горные ведомости. -2004. -№ 10. - С. 38-53.
Поступила 11.05.2012 г.
УДК 553.98:553.041:552.578:550.8.05
ВЛИЯНИЕ ПАЛЕОКЛИМАТА НА ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ И НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ (НА ШИРОТАХ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ)
Г.А. Лобова, Е.Н. Осипова, К.А. Криницына, Ю.Г. Останкова
Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Проведено многовариантное палеотемпературное моделирование осадочных разрезов шести глубоких скважин Томской области. Определено существенное влияние векового хода температур на поверхности Земли (палеоклимат) на термическую историю и реализацию нефтегенерационного потенциала отложениями баженовской свиты для различных тектонических структур, расположенных на разных широтах Томской области. В качестве критериев адекватности модели геотермического режима приняты «реперные» геотемпературы из отражательной способности витринита и нефтегазоносность верхнеюрских отложений.
Ключевые слова:
Палетемпературное моделирование, палеоклимат, баженовская свита, отражательная способность витринита, нефтегенерационный потенциал, Томская область.
Key words:
Paleotemperature modeling, paleoclimate, Bazhenov formation, vitrinite réflectance, oilgénération potential, Tomsk région.
Постановка задачи
Современные оценки ресурсов углеводородов (УВ) выполняются объемно-генетическим методом, на основе реконструкции геотемпературного режима нефтематеринских отложений [1, 2 и др.].
Одним из факторов, определяющих температурный режим осадочного разреза, является влияние палеоклимата. Поэтому ряд исследователей [3-5] рекомендуют при палеотемпературном моделировании учитывать вековой ход температур на поверхности Земли, в том числе и резкое похолодание в позднечетвертичное время. Существует также мнение [6], что при реконструкции палео-температурного режима нефтематеринских отложений учитывать вековой ход температур на по-
верхности Земли нет необходимости, так как дно бассейна осадконакопления всегда имеет температуру, близкую к нулевой. Наряду с этим, при пале-отемпературном моделировании в пределах Ню-рольской мегавпадины [7] влияние резкого похолодания в плейстоцен-голоцене на геотермический режим материнских пород было оценено как маловероятное.
Цель наших исследований - оценить влияние векового хода температур поверхности Земли (палеоклимата) на геотермический режим, и, следовательно, на степень реализации генерационного потенциала баженовской свиты для различных тектонических структур на разных географических широтах Томской области.
