Прогнозирование новых зон нефтегазонакопления в юго-западной части Сибирской платформы

УДК 553.98

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НОВЫХ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

А.И.Варламов, В.Н.Ларкин, Е.А.Копилевич, Н.Д.Сурова, П.А.Патрикеев

В статье изложены принципы прогноза новых зон нефтегазонакопления в юго-западной части Сибирской платформы на основе привлечения дополнительного критерия локального прогноза нефтегазоносности, связанного с возможностью картирования погребенных выступов пород фундамента, сложенных гранитными массивами. Новые зоны нефтегазонакопления прогнозируются в ареале кольцевых и линейных структур, прорванных гранитоидами. Геолого-геофизическое изучение новых зон возможно за счет комплексирования методов на основе анализа потенциальных полей, а в межскважинном пространстве — с привлечением инновационной технологии комплексного спектрально-скоростного прогноза.

Ключевые слова: зоны нефтегазонакопления; локальный прогноз; кольцевые и линейные зоны.

В результате поисково-разведочных работ на УВ-сырье в регионе открыты новые залежи нефти и газа в карбонатных рифейском и венд-кембрийском комплексах, а также в базальном вендском терриген-ном комплексе, залегающем над погребенными выступами пород фундамента [1, 6].

В настоящее время на рассматриваемой территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) выявлено 64 месторождения, в том числе 9 нефтяных (Н), 12 газовых (Г), 7 газонефтяных (ГН) и нефтегазовых (НГ), 22 нефтегазоконденсатных (НГК) и 14 газоконденсат-ных (ГК) (рис. 1).

Большинство залежей нефти установлено в ловушках неантиклинального типа, в базальном нижневендском непском и тирском терригенном комплексах, залегающих на склонах погребенных выступов фундамента, сложенного сланцево-гнейсовыми породами, прорванными интрузиями. Одним из критериев локального прогноза нефтегазоносности является выявление погребенных выступов гранитоидов, выделенных на модели геологического строения Байкитской антеклизы, — активных источников разрушения, сноса и накопления песчаных коллекторов в базальном терригенном комплексе (рис. 2).

Над погребенными выступами формируются консе-диментационные локальные положительные структуры облекания, а при их размыве образуются "лысые" своды, вдоль склонов которых и накапливаются песчаные коллекторы, формирующие неантиклинальные ловушки. Кроме того, в своде ловушек, залегающих над выступами фундамента, образуются зоны разуплотнения пород (дилатансия) с формированием трещинных коллекторов и пьезоминимумов приведенных пластовых давлений, благоприятных для притока УВ в ловушки.

Возраст гранитоидов варьирует от архей-протеро-зойского до рифейского и венд-раннепалеозойского

(поздний силур — ранний девон) с омоложением в южном направлении к Саяно-Алтайско-Патомской горноскладчатой системе.

На Непско-Ботуобинской антеклизе рифейский комплекс отложений отсутствует, а гранитные интрузии, прорывающие метаморфизованные архей-проте-розойские породы фундамента, создают ареалы кольцевых и линейных погребенных выступов, осложненных ортогональной системой разломов, которые установлены в районе Верхнечонского, Чаяндинского, Дулись-минско-Аянского, Даниловского и других месторождений, содержащих залежи нефти и в базальных песчаниках непской свиты (см. рис. 1).

На Ангаро-Ленской ступени над гранитным выступом расположено крупное Ковыктинское газоконден-сатное месторождение, залегающее в песчаниках тир-ской свиты нижнего венда (пласт В5), слабоизученное по базальному горизонту непской свиты (пласты В14 и В1з), в котором возможно открытие новых залежей.

На Байкитской антеклизе гранитные массивы образуют приподнятые блоки фундамента, экранируют ри-фейский карбонатно-терригенный комплекс отложений с северо-запада по системе разломов и формируют Пе-тимокско-Куюмбинскую и Юрубчено-Тохомскую зоны нефтегазонакопления (рис. з, 4).

Приведенные фактические данные подтверждают наличие неантиклинальных ловушек в базальных и вышележащих проницаемых горизонтах осадочного чехла, облекающих приподнятые блоки поверхности фундамента, прорванные гранитоидами. Это связано с этапами тектогенеза, цикличностью осадконакопления, размывами вышележащих отложений и накоплением песчаных пород на склонах палеоподнятий, в палео-руслах рек и приливно-отливных мелководных зонах шельфа [2, 5].

Рис. 1. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ СЕЙСМОПРОФИЛЕЙ И ТИПОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Границы: 1 - региональных сейсмопрофилей, 2 - крупных тектонических элементов, 3 - Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП); месторождения: 4- Н, 5- ГН и НГ, 6- НГК, 7- ГК, 8- газовые; 9-выходы гранитоидов на предвендскую эрозионную поверхность; месторождения: 1 - Куюмбинское, 2- Юрубчено-Тохомское, 3 - Оморинское, 4 - Борщевское, 5 -Камовское, 6 - Шушукское (ГН), 7 -Имбинское, 8 - Агалеевское, 9 - Берямбинское, 10 -Абаканское, 11 -Собинское, 12 -Пайгинское, 13-Абайское, 14-Братское, 15-Атовское, 16 - Ангаро-Илимское, 17 -Левобережное, 18 - Ангаро-Ленское, 19-Ковыктинское, 20-Чиканское, 21 -Заславское, 22-Знаменское, 23-Нарьягинское, 24-Тутурское, 25-Марковское, 26 - Северо-Марковское, 27 - Ярактинское, 28 - Дулисьминское, 29 - Аянское, 30 - Западно-Аянское, 31 - Пилюдинское, 32-Даниловское (ГН), 33-Санарское, 34-им. Н.Лисовского (ГН), 35-им. Б.Синявского, 36-им. Савостьянова, 37-Севе-ро-Вакунайское, 38 - Вакунайское, 39 - Верхнечонское, 40 - Тымпучиканское, 41 - Верхнепеледуйское, 42 - Пеледуйское, 43 - Талаканское, 44 - Северо-Талаканское, 45 - Южно-Талаканское, 46 -Алинское (ГН), 47 - Восточно-Алинское, 48 -Ча-яндинское, 49 - Чайкинское, 50 - Среднеботуобинское, 51 - Тас-Юряхское, 52 - Бесюряхское, 53 - Мирнинское (НГ), 54 -Маччобинское (НГ), 55 - Иреляхское, 56 - Нелбинское, 57 - Северо-Нелбинское, 58 - Станахское (НГ), 59 - Иктехское, 60 -Верхневилючанское, 61 - Вилюйско-Джербинское, 62 - Хотого-Мурбайское, 63 - Отраднинское, 64 - Бысахтахское

Рис. 2. МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ БАИКИТСКОИ АНТЕКЛИЗЫ

А - по анализу потенциальных полей, Б - геолого-геофизический разрез

В методическом плане авторы статьи рекомендуют при проведении геолого-разведочных работ учитывать дополнительный критерий локального прогноза нефтегазоносности, связанный с выделением погребенных выступов гранитоидов. Картирование грани-тодных массивов возможно осуществлять в результате комплексной интерпретации аэрогеофизических и наземных геофизических методов на основании анализа потенциальных полей.

По данным ОАО "Енисейгеофизика", определение структурно-вещественного состава пород фундамента возможно по результатам исследований гравитационных и магнитных аномалий. Гранитоидные массивы выделяются по отрицательным гравитационным и магнитным аномалиям. Метаморфизованные сланцево-гнейсо-вые породы фундамента характеризуются повышенными гравитационным и магнитным полями. Рифейские грабен-рифты отражаются в повышенном гравитационном и пониженном магнитном полях.

Выделенные структурные элементы ограничены разломами, которые разделяют разновозрастные блоки фундамента и бортовые зоны грабен-рифтов, и определяются по сгущению максимальных значений магнитного поля (АТ). Трассирование зон разломов подтверждается наземной газогеохимической съемкой

по метану и пропану при выявлении аномальных участков пропана (СзНд) на дневной поверхности.

Основой построения адекватной геолого-геофизической модели территории любого уровня являются данные сейсморазведки МОГТ.

Районирование Сибирской платформы по нефтега-зоперспективным территориям выполнялось в основном по структурно-тектоническим критериям и литоло-го-фациальным данным бурения.

В межскважинном пространстве осуществлялась наиболее целесообразная, с точки зрения многочисленных авторов, интерполяция буровой информации в соответствии со структурно-тектонической моделью. В настоящее время имеются возможности заполнить межск-важинное пространство по данным сейсморазведки с использованием методики регионального прогнозирования типов геологического разреза терригенных и карбонатных венд-рифейских отложений Сибирской платформы на основе инновационной технологии комплексного спектрально-скоростного прогноза (КССП) [3, 4] для выявления нефтегазоперспективных зон не только по структурно-тектоническим критериям, но и литофациаль-ным, фильтрационно-емкостным, продуктивности [1, 6].

Инновационная технология КССП базируется на количественном спектрально-временном анализе —

и

о

>

о

I т в ч

>

и >

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА РАЗМЕЩЕНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ВЕНДСКОМ ТЕРРИГЕННОМ КОМПЛЕКСЕ

ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

а

гп

"Ч

3

гп X н 5 00 (Г

а

гп

е

н >

и §

о

£ о п н

а а о

СП

О

а а

0

00 >

1

а

гп

а

£ >

00 >

м

а а -1

9

1 - границы основных геотектонических элементов в структуре венд-кембрийского осадочного чехла: а - высшего порядка, 6-1 порядка; 2- основные глубинные разломы по геолого-геофизическим данным; 3 - предполагаемые границы Иркинеево-Чадобецкого сложного рифейского грабен-рифта; 4 - внутренняя (а) и внешняя (б) бортовые приподнятые зоны Иркинеево-Чадобецкого грабена-рифта, отражающиеся в структуре венд-нижнекембрийского осадочного чехла; 5 -приподнятые зоны (валы), поднятия (а), локальные поднятия (б), прогнозируемые ловушки УВ (в); 6 - осевая зона Иркинеево-Чадобецкого грабен-рифта; 7- параметрические скважины; 8- месторождения: а - НГК, б - ГК; 9- скважины, давшие притоки пластовой воды (а), газа (б), нефти (в), сухие (г); 10- возраст отложений: а - венд, б - кембрий, в - рифей; 11 -изогипсы кровли ванаварской свиты нижнего венда, км; 12-зона развития песчаников непской свиты; 13-зона отсутствия отложений непской свиты; скважины: 14 - продуктивные, 15 - непродуктивные; 16- выходы гранитоидных образований на предвендскую эрозионную поверхность; 17 - 100-км зона исследований вдоль региональных профилей

Рис. 4. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА РАЗМЕЩЕНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В РИФЕЙСКОМ КАРБОНАТНОМ КОМПЛЕКСЕ

ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Скважины: 1 - глубокие, 2 - продуктивные; 3 - изогипсы поверхности рифея (горизонт Р10), м; 4 - региональные тектонические нарушения; 5 - линии региональных профилей; 6 - Иркинеево-Чадобецкий грабен-рифт; 7 - западная граница Лено-Тунгусской НГП; 8 - выходы гранитоидов на предвендскую эрозионную поверхность; 9- выходы сланцево-гнейсовых пород фундамента; месторождения: 10- НГК, 11 - ГК; типы разреза по фильтрационно-емкостным свойствам коллекторов: 12 - хорошие, 13 - средние, 14 - плохие; 15 - Юрубченское и Куюмбинское месторождения

СВАН [4, 5] и псевдоакустическом преобразовании сейсмической записи (ПАК) (Гогоненков Г.Н., 1981).

Физическая основа КССП заключается в том, что, в соответствии с классической теорией распространения упругих колебаний, при изменении упругих свойств среды, обусловленных непостоянством литофациальной и гранулометрической характеристик разреза, фильтра-ционно-емкостных параметров и наличием или отсутствием флюида, изменяются форма импульса волны и скорость его распространения. Изменение формы импульса лучше всего определяется при его двухмерном разложении по оси частот и времени (Харкевич А.А., 1962), а скорость, как известно, относится к способу псевдоакустического каротажа.

Таким образом, в инновационной технологии КССП применяются новые количественные спектрально-временные атрибуты (СВА), характеризующие спектрально-временной образ типа геологического разреза, и известный псевдоакустический атрибут, но гораздо чаще только СВА.

Разработанная методика опробована на пяти региональных сейсмических профилях: Алтай — Северная Земля, скв. Мадринская-56 — п.Кежма, "Батолит", скв. Лебяжинская-2 — скв. Чуньская-120, скв. Светлая-1 — скв. Хошонская-256 общим объемом 6668 км. Прогноз типов геологического разреза осуществлен по непско-му терригенному комплексу песчаников ванаварской свиты (см. рис. 3) и 200-м толще рифейского карбонатного комплекса (см. рис. 4).

На схематической карте размещения зон нефтега-зонакопления в вендском комплексе показана выделенная методом КССП северо-западная граница зоны развития песчаников ванаварской свиты с разделением на типы разрезов по качеству фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (хорошие, средние и плохие).

На схематической карте размещения зон нефтегазо-накопления в рифейском комплексе методом КССП выделены типы разреза по качеству фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, которые нанесены цветной штриховкой на структурную карту поверхности рифея, ограниченную на севере и востоке выступами сланцево-гнейсовых пород фундамента, прорванного гранитоидами с выходами на предвендскую эрозионную поверхность. Хороший тип разреза по фильтрационно-емкостным свойствам получен по крупным разведываемым Юрубченскому и Ку-юмбинскому нефтегазоконденсатным месторождениям и прогнозируется на северо-восток с объединением скв. Абракупчинская-1 и Аргишская-273 структур в единую высокоперспективную зону нефтегазонакопления в рифейском карбонатном комплексе.

Зону хороших (трещинно-кавернозных) коллекторов окаймляет зона средних коллекторов, а на удаленных склонах Камовского палеосвода прогнозируются коллекторы плохого качества.

Полученные результаты уточняют сделанный ранее прогноз перспектив нефтегазоносности Байкитской ан-теклизы [2].

Результаты выполненных исследований позволяют прогнозировать зоны нефтегазонакопления в центральной части Лено-Тунгусской НГП, в ареале распространения гранитоидов, прорывающих сланцево-гнейсовые породы фундамента на Непско-Ботуобинской антекли-зе и Ангаро-Ленской ступени. Протяженность зон контролируется также глубинными разломами кольцевого (своды, купола) и приразломного типов (Жигаловский разлом, Хандинский, Желдонский и др.).

В юго-западной части Лено-Тунгусской НГП зоны нефтегазонакопления прогнозируются также в ареале размещения гранитоидов, прорывающих по системе глубинных разломов метаморфизованные породы фундамента и терригенно-карбонатные отложения рифея. Ортогональная система нарушений разделяет ловушки и залежи на приподнятые (газовые) и опущенные (нефтяные, водона-сыщенные) блоки. К таким зонам относятся: Петимок-ско-Куюмбинский, Юрубчено-Тохомский и др.

Кроме того, зоны прогнозируются в базальном неп-ском терригенном комплексе (ванаварская свита) и вышележащем тирском (оскобинская свита). Базальный непский природный резервуар сложен песчаниками суммарной толщиной до 300 м, перекрытых глинами мощностью 10-20 м.

На схематической карте выделены зоны нефтега-зонакопления, расположенные вдоль северо-западного (Колымовская, Катская, Бедошемская и др.) и юго-восточного (Ангарская зона складок) бортов Иркинее-во-Чадобецкого грабен-рифта (см. рис. 3).

На южном склоне Камовского свода перспективен базальный непский терригенный комплекс, представленный ванаварскими песчаниками, залегающими с угловым и стратиграфическим несогласиями на глубоко эродированной и размытой поверхности рифея, а при его отсутствии — на породах фундамента.

Региональные границы выклинивания ванаварской толщи и песчаных коллекторов являются извилистыми и образуют структурные носы и мысы, по восстанию которых формируются неантиклинальные литологические ловушки для УВ-скоплений (см. рис. 3).

Таким образом, в результате проведенных исследований осуществлено прогнозирование зон нефтегазонакоп-ления в юго-западной части Сибирской платформы на основе применения инновационных технологий (КССП) и учета дополнительного критерия обоснования природных резервуаров, связанных с погребенными выступами фундамента, сложенного гранитоидами, которые способствуют формированию конседиментационных поднятий с накоплением в его ареале песчаных пород-коллекторов в базальных терригенных комплексах. Применение метода КССП (прогноз типов разреза) по фильтрационно-емкост-ным свойствам коллекторов позволяет на стадии регионального изучения геологического разреза выделить природные резервуары и оценить качество коллекторов для последующего уплотнения сети геофизических профилей в приподнятых зонах развития высокоемких и проницаемых пород-коллекторов.

FORECASTING OF NEW OIL AND GAS ACCUMULATION ZONES IN SOUTH-WESTERN PART OF SIBERIAN PLATFORM

Varlamov AJ, Larkin V.N., Kopilevich E A, Surova N.D., Patrikeev P.A.

The article reports principles of forecasting new oil and gas accumulation zones in South-Western part of Siberian platform based on using additional criteria of local prognosis of oil-and-gas potential associated with possibility of mapping buried protrusions of basement rocks composed of granite massifs. New oil and gas accumulation zones are forecasted in areal of ring and linear structures being broken by granitoids. Geological and geophysical investigation of new zones is possible with set of methods based on analysis of potential fields and in interwell space — by innovation technology of complex spectral-rate prognosis.

Key words: oil and gas accumulation zones; local prognosis; ring and linear zones.

Литература

1. Варламов А.И. Состояние сырьевой базы углеводородов Российской Федерации и предложения по обеспечению минерально-сырьевой безопасности / А.И.Варламов, А.П.Афанасенков, М.И.Лоджевская и др. // Геология нефти и газа. - 2012. - № 1.

2. Клещев К.А. Новые методические подходы к оценке перспектив нефтегазоносности рифейских отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / К.А.Клещев, Н.К.Фортунатова, В.Н.Ларкин и др. // Геология нефти и газа. - 2009. - № 6.

3. Копилевич Е.А. Новые возможности геологической интерпретации данных сейсморазведки / Е.А.Копилевич, М.Л.Афанасьев // Геология нефти и газа. - 2007. - № 5.

4. Копилевич Е.А. Комплексное спектрально-скоростное прогнозирование типов геологического разреза и филь-трационно-емкостных свойств коллекторов / Е.А.Копилевич, И.А.Мушин, Е.А.Давыдова, М.Л.Афанасьев // Библиотека нефтяного инжиниринга ОАО "НК "Роснефть". — Ижевск: Изд-во Ижевского института компьютерных исследований, 2010.

5. Ларкин В.Н. Прогнозирование новых зон нефтегазо-накопления на юго-западе Восточной Сибири / В.Н.Ларкин, В.И.Вальчак // Геология нефти и газа. — 2007. — № 1.

6. Мигурский А.В. Новые направления нефтегазопоис-ковых работ в Предпатомском региональном прогибе (Сибирская платформа) // А.В.Мигурский, А.С.Ефимов, В.С.Старо-сельцев и др. // Геология нефти и газа. — 2012. — № 1.

© Коллектив авторов, 2013

Алексей Иванович Варламов, генеральный директор, доктор геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;

Всеволод Николаевич Ларкин, заведующий сектором, кандидат геолого-минералогических наук, larkin@vnigni.ru;

Ефим Абрамович Копилевич, главный научный сотрудник, доктор геолого-минералогических наук, kopilevich@vnigni.ru;

Наталья Лмитриевна Сурова, геофизик, surova_n@vnigni.ru;

Павел Анатольевич Патрикеев,

ведущий научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, Patrikeev@vnigni.ru;

Владимир Иванович Вальчак, главный геолог, кандидат геолого-минералогических наук, v.valchak@mail.ru.

Уважаемые читатели!

В 2012 г. вышла в свет книга А.Н.Дмитриевского, В.Л.Шустера, С.А.Пунановой «Доюрский комплекс Западной Сибири - новый этаж нефтегазоносности.

Проблемы поисков, разведки и освоения месторождений углеводородов».

Кнгига посвящена различным аспектам геологического строения и нефтегазоносности нижнего этажа Западной Сибири - доюрскому комплексу, включая образования фундамента. На основе анализа зарубежных и российских материалов разработаны модель строения и механизмы формирования скопления нефти (газа) в фундаменте. Выработана совокупность благоприятных геологических факторов, необходимых и достаточных для формирования и сохранения залежей УВ в образованиях фундамента. Опираясь на теоретические положения, рассмотрены геологические и геохимические аспекты нефтегазоносности доюрского комплекса Западной Сибири. Проведена типизация ловушек. На основе анализа геохимических условий выявлены возможные очаги нефтегазообразования, дана оценка нефтегазогенерационного потенциала возможно нефтегазоматеринских отложений. Рассмотрены новые (сейсмические) методы картирования строения образований фундамента. В заключение дана оценка перспектив нефтегазоносности доюрских отложений (включая образования фундамента) Западной Сибири.

Книга рекомендована для специалистов геолого-разведочных предприятий, научных сотрудников, студентов и аспирантов нефтегазового профиля.