Геоплотностная модель и зоны нефтегазонакопления доплитного комплекса Югорского свода (Западная Сибирь)

корская-27 (45 м3/сут.). Хотя скважина находится в одной из зон аккумуляции баженовских нефтей, но по прогнозной нефтенасыщенности эта зона не занимает одно из первых мест. Возможно, что основной причиной нефтенасыщенности НГК, вскрытого скв. Тункорская-27, является то обстоятельство, что эта скважина приурочена к разлому, осложняющему строение фундамента и низов орточехла. Здесь фунда-

мент представлен преимущественно осадочными породами триасовой системы, по нашим данным нормально уплотненными [8], что указывает на их возможный генерационный и миграционный потенциал.

Авторы благодарны д.г.-м.н. А.Н. Фомину (ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск) за предоставление данных по отражательной способности витринита скважин Верхнеляминского вала.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Волков В.А., Пятков В.И., Сидоров А.Н., Одношевная И.И., Гончарова В.Н., Хорошев А.Г. Предварительные результаты работ построения структурной карты по отражающему горизонту А (поверхности доюрского основания) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск: Издат-НаукаСервис, 2003. - С. 73-81.

2. Исаев В.И. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование // Тихоокеанская геология. -2004. - Т. 23. - № 5. - С. 101-115.

3. Исаев В.И., Лобова Г.А., Попов С.А., Хашитова А.Б. Термическая история и очаги генерации нефти баженовской свиты центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 313. - № 1. -С. 38-43.

4. Исаев В.И., Лобова ГА., Мочалкина Л.Н., Попов С.А., Литвинова О.Г Факторы термической истории и нефтегенерации ба-женовской свиты Верхнеляминского вала (Югорский свод) // Вестник Югорского государственного университета. - 2008. -№ 1. - С. 34-42.

5. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация - Новосибирск: ГЕО, 2005. - 254 с.

6. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Ред. Э.А. Ахпателов, В.А. Волков, В.Н. Гончарова и др. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с.

7. Красавчиков В.О. Компьютерное моделирование направлений возможной миграции углеводородных флюидов и зон их потенциальной аккумуляции // Геология и геофизика. - 2000. -Т. 41. - № 3. - С. 356-370.

8. Исаев В.И., Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть ЗападноСибирской плиты) // Геофизический журнал. - 2008. - Т. 30. -№ 1. - С. 3-27.

Поступила 02.12.2008 г.

УДК 550.831

ГЕОПЛОТНОСТНАЯ МОДЕЛЬ И ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ ДОПЛИТНОГО КОМПЛЕКСА

ЮГОРСКОГО СВОДА

Г.А. Лобова*, В.И. Исаев

*Югорский государственный университет E-mail: g_lobova@ugrasu.ru Томский политехнический университет E-mail: isaev_sah@mail.ru

Проведена нефтегеологическая интерпретация геоплотностной модели доюрских отложений Югорского свода - новой структуры I порядка центральной части Западно-Сибирской плиты. Выполнен прогноз новых зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе на траверсе: Северо-Камынская седловина - Туманный вал - восточная часть Верхнеляминского вала - Елизаровский прогиб - восточная часть Рогожниковского вала; в юрских и меловых отложениях на сочленении Верхнеляминского и Туманного валов; в неокомском комплексе в западной части Верхнеляминского вала.

Ключевые слова:

Геоплотностная модель, нефтегеологическая интерпретация, зоны нефтегазонакопления, доплитный комплекс, юрские и меловые отложения, Югорский свод, Западная Сибирь.

Введение

Югорский свод, как новая структура I порядка, выделен при комплексной интерпретации материалов гравии-, магнито-, сейсморазведки в 2003 г [1]. Этот свод, осложняющий Фроловскую мегав-

падину (рис. 1), по своим размерам сопоставим с Сургутским, Красноленинским и Нижневартовским сводами - гигантскими зонами нефтегазона-копления центральной части Западно-Сибирской плиты.

Свод расположен в центральной части интенсивно эксплуатируемой Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции, для которой резервуары нижних этажей чехла и доюрского комплекса - это основные резервы восполнения ресурсной базы углеводородов (УВ).

Сведения о разуплотнениях и уплотнениях фундамента являются важным прогнозно-поисковым признаком зон нефтегазонакопления как в нижних этажах осадочного чехла, так и в самом фундаменте. Результаты теоретических исследований и имита-

ционного моделирования показывают, что охарактеризованные зоны могут быть закартированы на глубинах до 5... 10 км методикой геоплотностного моделирования в гравитационном поле [3].

Цель нашей работы - прогноз нефтегазоносно-сти доплитного комплекса Югорского свода. Прогноз выполнен проведением нефтегеологической интерпретации результатов геоплотностного моделирования [4] регионального сейсмопрофиля XIII, пересекающего все структуры I порядка центральной части Западно-Сибирской плиты.

Рис. 1. Обзорная схема территории исследований (на основе тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты [2]): 1) границы тектонических элементов I порядка; 2) границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка; 3) месторождение УВ и его номер; 4) линия моделируемого геотраверса; 5) Югорский свод [1]. Месторождения: 471 - Поснокортское, 407 - Рогожниковское, 343 - Апрельское, 472 - Итьяхское, 195 - Северо-Камын-ское, 176 - Ай-Пимское, 388 - Нижнее-Сортымское, 188 - Конитлорское, 179 - Тевлинско-Русскинское, 186 - Когалым-ское

Тектоника, стратиграфия и литология

нефтегазоносных комплексов

Югорский свод отнесен [2] к Фроловскому геоблоку. Фроловский геоблок является крупнейшей шовной зоной. На западе через Елизаровский прогиб, блок граничит с Красноленинским сводом Зауральского геоблока. Центральную приподнятую часть Фроловской мегавпадины составляет Югорский свод, который выделяется по поверхности доюрского основания относительно изогипсы -3350 м и превышает 150 м, увеличиваясь на локальных поднятиях до 400 м. Свод, не имея четких границ, осложнен структурами II порядка: Верхне-ляминским, Туманным и Ай-Пимским валами, Се-веро-Камынской седловиной.

В строении доюрского фундамента на территории Югорского свода существенную роль играют карбонатные отложения девона, возможно обладающие генерационным углеводородным потенциалом. Перекрывающие их эффузивные разности основных и кислых вулканитов триасового возраста могут достигать, предположительно, 2-х км мощности. Наличие дезинтегрированных пород фундамента в зонах контакта с базальными отложениями юры создает перспективы для новых открытий залежей УВ в этом районе [5].

Мезо-кайнозойский платформенный чехол, начинающийся нижне-среднеюрскими отложениями, формировался под воздействием движений структурных зон фундамента [6]. На структурной карте по отражающему горизонту «Б» (кровля юрских отложений) Югорский свод приблизительно сохраняет размеры и очертания, но утрачивает часть амплитуды.

В основании осадочного чехла с перерывом на породах доюрского возраста залегают нижнеюрские отложения (шеркалинская свита, /1 р-1), сформировавшиеся в прибрежно-континентальных условиях. Выделяются две подсвиты: нижняя, сложенная внизу кварцевыми гравелитами и грубозернистыми песчаниками (пласт Ю11-12), перекрытыми глинистой тогурской пачкой, и верхняя с кварце-во-гравелитовой пачкой (пласт Ю10), выше по разрезу переходящей в аргиллитоподобные битуминозные глины радомской пачки. Отложения прослеживаются, в основном, в прогибах. Мощность их колеблется от 0 до 150 м. Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК) объединяет продуктивные пласты Ю10-12 шеркалинской свиты. Характерной особенностью строения нижнеюрского НГК является закономерное выклинивание нижележащих горизонтов нижней юры и сокращение толщин к приподнятым частям палеорельефа [2].

Средняя юра (без большей части келловея) выделена как тюменская свита (12а-Ь-Ы), которая подразделяется на нижнюю, среднюю, верхнюю под-свиты, и представлена континентальными фациями. Среднеюрский НГК объединяет пласты Ю2-9 тюменской свиты. Особенностью строения сред-

неюрского разреза является закономерное выклинивание нижележащих горизонтов и сокращение толщин к сводовым частям палеоподнятий. Максимально распространены верхние горизонты тюменской свиты - пласты Ю2-3.

В верхнеюрском разрезе келловей-титонского возраста выделяются следующие свиты: абалакская (/3 о-кт), переходящая в восточном направлении в васюганскую, и тутлеймская (аналог баженовский, 13П—К1Ь). Отложения васюганского горизонта согласно залегают на породах средней юры. Верхняя часть васюганской свиты обычно содержит пласты песчаников Ю11-4. Верхнеюрский (васюганский) НГК объединяет разнофациальные толщи келловей-ки-мериджского возраста. Региональной покрышкой, являющейся частью НГК и обеспечивающей изолированность комплекса сверху, служат существенно глинистые отложения волжско-берриасского возраста.

В нижнемеловом НГК выделяется группа региональных циклитов - геологических тел, сформированных за длительный трансгрессивно-регрессивный цикл осадконакопления. В разрезе неокома выделяют песчано-алевритистые пласты и пачки. Резервуарами для УВ являются отложения ачимов-ской свиты (пласты группы Ач), клиноформы нео-кома (пласты группы БС и АС). Покрышкой для каждого клиноформного резервуара является пачка глин трансгрессивной части вышележащего ци-клита.

В пределах Югорского свода к структурам IV порядка, осложняющим Верхнеляминский вал, приурочены нефтяные месторождения Апрельское с залежью в среднеюрском НГК (пласт Ю2) и Итьяхское с залежами в верхнеюрском (пласт Ю1) и среднеюрском (пласты Ю2-9) НГК. Залежи литологические, по запасам эти месторождения относятся к категории мелких. Северо-Камынское месторождение нефти с залежами в среднеюрском НГК (пласт Ю2) и меловом НГК, где развиты неоком-ский клиноформный (пласты БС1, БС6, БС18, БС20-22) и неокомский покровный (пласты АС11-12) комплексы, тектонически приурочено к Северо-Камынской седловине. Здесь развиты коллектора класса, месторождение по запасам мелкое. К Ай-Пимскому мегавалу приурочено крупное месторождение нефти с залежами в среднеюрском (пласт Ю2), верхнеюрском (пласт Ю0), ачимовском (пласт Ач) и в меловом неокомском покровном (пласты АС123-1, АС11) НГК.

Плотностная модель геотраверса

В результате геоплотностного моделирования [4] был построен разрез, гравитационный эффект которого оптимально соответствует наблюденному полю (рис. 2). Разуплотнения и уплотнения в разрезе выделены по отношению к априорным значениям плотности. Априорные значения плотностей блоков принимались в соответствии с литологией

Ю-Бобровский Красноленинскии овод,

мегапргиб |____С Рогожииковскии вал)| Елизаровский проги

С-Камынская

Верхне-Ляминский вал

"Гуманный ¡зал се^'ловм|на. вал

Аи-Пимскии Нижне-Сартымскии

П 0-8 31

Рис. 2. Геоплотностная модель вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (Югорский свод): 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/см:; 7) юрские отложения; 8) доюрские отложения; разуплотнения доюрских отложений (9~11) до 0,05; 0,05...0,10 и 0,10...0,15 г/см; соответственно; 12) блокировка разреза при моделировании; 13) месторождение УВ и его номер на обзорной схеме; 14) «реперная» скважина

Геология нефти и газа

доюрских отложений в «реперной» скважине 831 Поснокортской (ПО-831): кварцевые порфириты, сланцы вулканитов - 2,60 г/см3 до глубины 4 км; 2,75 г/см3 - на глубинах 4...7 км.

На траверсе профиля разуплотнения кровли доюрских отложений (мощности 0,5...1,0 км) представлены, вероятно, палеозойскими слабомета-морфизованными терригенными и карбонатными осадками или кислыми и/или трещиноватыми магматическими породами на следующих участках: Ай-Пимский вал (крайняя западная часть), Севе-ро-Камынская седловина, Туманный вал (восточная часть), Верхнеляминский мегавал (крайняя восточная часть), Елизаровский прогиб (западная часть), Рогожниковский вал (центральная и восточная часть). Наиболее интенсивные разуплотнения в кровле доюрских отложений (до 0,10 г/см3) фиксируются узким «окном» на западе Северо-Ка-мынской седловины, а также широкой зоной - на востоке Елизаровского прогиба - Рогожников-ском вале.

Характерную структуру (до глубины 6...7 км), выполненную, в основном, породами с плотностями слабометаморфизованных осадков или кислых

магматических пород, имеют следующие 2-е зоны разуплотнения доюрского комплекса: западная часть Ай-Пимского вала, Северо-Камынская седловина, Туманный вал и восточная часть Верхнеля-минского вала; западная часть Елизаровского прогиба и северо-восточная часть Красноленинского свода. Наиболее интенсивными разуплотнениями (до 0,15 г/см3) характеризуются Северо-Камынская седловина и Рогожниковский вал.

Послеюрские отложения разуплотнены на следующих участках: Рогожниковский вал - западная часть Елизаровского прогиба; локально - в центральной части Верхнеляминского вала; на сочленении Верхнеляминского и Туманного валов; восточный склон Туманного вала - Северо-Камын-ская седловина - западный склон Ай-Пимского вала.

Корреляция геоплотностной структуры

и зон нефтегазонакопления

При нефтегеологической интерпретации плот-ностной модели вдоль геотраверса преследовалось решение следующих задач: 1) провести сопостави-

Рис. 3. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участках (А) Ай-Пимский вал - Туманный вал -восточная часть Верхнеляминского вала и (Б) Верхнеляминский вал (западная часть): 1) прогнозируемые зоны нефтегазонакопления в доюрском комплексе и их литолого-петрографическая интерпретация с качественной оценкой генерационного потенциала; 2) нефтяные месторождения; 3) прогнозируемые нефтегазоносные комплексы плитного чехла; 4) материнские отложения; 5) послеюрские отложения; разуплотнения (6) и уплотнения (7) послеюрских отложений, до 0,05 г/см3; 8) юрские отложения; 9) доюрские отложения; разуплотнения доюрских отложений (10-12) до 0,05; 0,05...0,10 и 0,10...0,15 г/см3, соответственно; 13) блокировка разреза при моделировании; 14) месторождение УВ и его название

тельный анализ плотностнои структуры доюрских отложений и известных зон нефтегазонакопления; 2) дать прогноз зон нефтегазонакопления. Ниже приводятся результаты интерпретации.

В восточной части Югорского свода с зоной разуплотнения кровли доюрской толщи и меловых отложений положительно коррелируют скопления УВ. Здесь расположены Ай-Пимское нефтяное месторождение с залежами в средне-, верхнеюрском и меловом НГК и Северо-Камынское месторождение с залежами нефти в среднеюрском и меловом НГК (рис. 3, А).

Западнее, сочленение Верхнеляминского и Туманного валов, расположенное также над разуплотненными доюрской и меловой толщами, является перспективной зоной в отношении скопления УВ в юрском и меловом НГК. Разуплотненные триасовые эффузи-вы кислого состава, органогенные известняки девона могут служить резервуарами для нефтей (?), газоконденсата и газа, генерируемых глинистыми прослоями (рис. 3, А).

Генерация нефти на Итьяхском месторождение связана, очевидно, с нефтематеринскими отложениями верхнеюрской тутлеймской свиты и нижнеюрских радомской и тогурской пачек. Залежи сформировались в отложениях среднеюрского и верхнеюрского НГК. Разуплотненные меловые отложения, залегающие над этими очагами генерации, имеют потенциальные аккумулирующие возможности, в них могут быть обнаружены залежи нефти (рис. 3, Б).

Далее по траверсу располагается Апрельское нефтяное месторождение с небольшой залежью в среднеюрском НГК. Здесь нижнеюрский разрез сокращен, источник образования нефти - отложения тутлеймской свиты (рис. 4, А).

Перспективной является западная часть Елиза-ровского прогиба. Увеличение мощности юрского разреза предполагает наличие нефтегенерирующих нижне- и верхнеюрских толщ, а разуплотнения в меловых отложениях формируют аккумулирующий потенциал. В доюрских терригенно-карбона-тных отложениях девона возможно наличие генерирующих глинистых пропластков, а трещиноватые эффузивы триаса образуют ловушки для УВ (рис. 4, Б).

Через Елизаровский прогиб к Югорскому своду примыкает Красноленинский свод, где над зоной разуплотнения всего доюрского комплекса, приуроченной к Рогожниковскому валу, находится Ро-гожниковское нефтяное месторождение с залежами почти во всех НГК юры и неокома. Масштабная зона разуплотнения доюрского комплекса на участке Рогожниковского вала является, по нашему мнению, сосредоточением резервуаров и генерирующих толщ (подводящих каналов?) в слабоме-таморфизованных палеозойских терригенно-кар-бонатных породах или в трещиновато-кавернозных магматических породах [7]. Здесь крупный резерв расширения ресурсной базы Красноленинского НГР с нефтяными, газоконденсатными газовыми залежами в доюрском разрезе на глубинах 2,5...4,5 км (рис. 4, В).

Выполненный прогноз зон нефтегазонакопления находит практическое подтверждение в результатах глубокого бурения на Рогожниковском лицензионном участке. В скважине 735 получен приток нефти их кислых вулканитов доюрского комплекса дебитом до 19 т/сут., а в скважине 765 из терригенных отложений триаса получен приток безводной нефти дебитом 15 м3/сут. [8].

Рис. 4. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участках: (А) Югорский свод (Апрельское месторождение); (Б) Елизаровский прогиб и (В) Красноленинский свод (Рогожниковский вал). Условные обозначения на рис. 3

Заключение

1. Сопоставление тектоники, месторождений, нефтегазоносных комплексов с установленной плотностной структурой фундамента и плитного комплекса Югорского свода по траверсу Ай-Пимский вал - Северо-Камынская котловина - Туманный вал - Верхнеляминский вал - Ели-заровский прогиб - Рогожниковский вал показало согласованность плотностной структуры с положением известных зон нефтегазонакопле-

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Волков В.А., Пятков В.И., Сидоров А.Н., Одношевная И.И., Гончарова В.Н., Хорошев А.Г. Предварительные результаты работ построения структурной карты по отражающему горизонту А (поверхности доюрского основания) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск: Издат-НаукаСервис, 2003. - С. 73-81.

2. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Ред. Э.А. Ахпателов, В.А. Волков,

В.Н. Гончарова и др. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с.

3. Исаев В.И. Прогноз материнских толщ и зон нефтегазонако-пления по результатам геоплотностного и палеотемпературно-го моделирования // Геофизический журнал. - 2002. - Т. 24. -№ 2. - С. 60-70.

4. Исаев В.И. Плотностная модель доюрских отложений вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть Западно-Сибирской плиты) // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ / Под ред. Р.Х. Муслимова и А.И. Ларочкиной. - Казань: Изд-во Казанского гос. ун-та, 2006. - С. 106-108.

ния, крупных месторождений и с их вероятным генезисом.

2. Выполнен прогноз новых зон нефтегазонакопле-ния: в доюрских разрезах Северо-Камынской седловины, Туманного вала, восточной части Верхне-ляминского вала и на западном склоне Елизаров-ского прогиба; в юрских и меловых отложениях в зоне сочленения Туманного и Верхнеляминского валов; в меловых отложениях на западном склоне Верхнеляминского вала и Елизаровского прогиба.

5. Медведев Н.Я., Кос И.М., Ларичев А.И., Смирнов Л.Б., Бо-стриков О.И., Фомичев А.С. Прогноз нефтегазоносности в зонах дезинтеграции доюрского фундамента на Сургутском своде и прилегающих территориях // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Т. I. - Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2007. - С. 189-196.

6. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. - М.: Недра, 1981. - 143 с.

7. Исаев В.И. Прогноз зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод - Ляпинский мегапрогиб (по результатам геоплотностного моделирования) // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 312. - № 1. -

С. 27-34.

8. Вахрушева В.Н., Захарова Л.М., Оксенойд Е. Е., Одношевная И.И. Перспективы нефтегазоносности триасовых отложений Северо-Рогожниковского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Т. II. - Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2006. - С. 55-58.

Поступила 09.12.2008 г.