close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Тектонические предпосылки обосновывающие наличие коллекторов в юрских отложениях Обручевского выступа Южно-Карской синеклизы..pdf

код для вставкиСкачать
Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
44
УДК 553.981
Е.А. Никульшина, И.В. Яковлев, А.Ю. Барков, Н.А. Федчук
Тектонические предпосылки, обосновывающие
наличие коллекторов в юрских отложениях
Обручевского выступа Южно-Карской синеклизы
Ключевые слова:
палеоподнятия,
коллектор,
залежь,
прогноз УВ.
Keywords:
paleo-elevations
(paleo-swells),
reservoir,
deposit,
hydrocarbons
forecast.
Южная часть Карского моря представляет собой субаквальное продолжение Западно-Сибирской плиты, ограниченной на западе и юго-западе Пайхой-Новоземельской
складчатой системой, на севере – Северо-Сибирским порогом, на северо-востоке –
структурами Таймыра. По аналогии с Западной Сибирью юрско-кайнозойские отложения слагают плитный чехол.
Главным структурно-тектоническим элементом плиты в акватории является
Южно-Карская впадина, фундамент которой погружен до 10–12 км. Рельеф поверхности фундамента имеет сложное блоковое строение, в нем выделяются крупные выступы, мегавалы, впадины и др.
Рассматриваемый авторами Обручевский выступ вытянут в субмеридиональном
направлении на 200 км. Его амплитуда – около 1000 м по фундаменту.
Обручевский выступ осложнен рядом локальных структур – Обручевской, Амдерминской и Западно-Шараповской брахиантиклиналями, расположенными в пределах трех лицензионных участков (ЛУ) – Обручевского, Амдерминского и ЗападноШараповского.
В данной статье авторы предприняли попытку оценить перспективы юрских отложений исходя из палеотектонических предпосылок, обосновывающих процесс
сохранения юрских коллекторов при погружении на глубины более 2 км, т.е. связь
зон их относительного улучшения с палеоподнятиями на конец сеноманского времени (по аналогии с Бованенковским месторождением, расположенным в пределах
Нурминского вала п-ова Ямал, где открыты залежи углеводородов (УВ) в юрских отложениях).
Проблема наличия коллекторов в юрских породах (считающихся многими исследователями нефтематеринскими для всего осадочного чехла) является определяющей
для реализации огромного структурного потенциала Севера Западной Сибири и, в
частности, для локальных поднятий Обручевского вала Южно-Карской синеклизы.
Вместе с тем, к настоящему времени прямое прогнозирование коллекторов по данным метода общей глубинной точки (МОГТ) не реализовано.
Современное существование юрских коллекторов определяется двумя факторами – наличием изначально проницаемых отложений (генетический фактор) и сохранением этих свойств при их дальнейшем погружении (эпигенетические изменения).
Количественное исследование фильтрационно-емкостных свойств юрских отложений на многочисленных месторождениях Севера и Среднего Приобъя было проведено Г.А. Лебедевым [1], который установил, что при погружении на глубину
2–2,5 км и более глинистый (т.е. пластичный) состав цемента юрских песчаников является главной причиной уплотнения ранее проницаемых пластов и потери ими своих аккумулирующих свойств, причем на глубине 2,8 км непроницаемой становится
половина, а с 3,5 км – более трех четвертей порового пространства, и они перестают
быть коллекторами вообще. Этому отрицательному, но, увы, неотвратимому явлению
может препятствовать (или существенно тормозить) лишь заполнение коллекторов
на ранних стадиях жидкими, а значит, несжимаемыми УВ, не позволяющими в дальнейшем закрывать поровые пространства на больших глубинах. Такие условия выполняются в палеозалежах, приуроченных к палеоподнятиям, существовавшим при
№ 3 (14) / 2013
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
завершении главного периода нефтеобразования в юрских породах – в частности, в конце
сеноманского времени.
В 1989–1990 гг. Ю.В. Вайполиным и др. [2]
по материалам МОГТ и бурения проведены палеоструктурные построения кровли средней
юры (малышевская свита – пласт Ю2) на конец сеноманского времени для месторождений
и наиболее обширных поднятий п-ова Ямал,
в частности Бованенковского месторождения.
Согласно международной классификации,
к настоящему времени Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение по запасам
газа отнесено к категории супергигантов, а по
жидким УВ (в основном конденсат) – к гигантам. Залежи в юрских пластах содержат приблизительно две трети запасов конденсата и более десятой (13 %) доли газа месторождения.
Для Бованенковской площади установлено
наиболее отчетливое влияние рассматриваемого палеоструктурного фактора на установленную нефтегазоносность юрских пород:
• все продуктивные скважины (за редким исключением) располагаются в контуре
Бованенковского и Северо-Бованенковского
палеоподнятий, их дебиты находятся в прямой
зависимости от палеоструктурного положения;
• скважины (их более 10), пробуренные
вне палеоподнятий, в современном контуре
единого Бованенковского куполовидного поднятия (к.п.) оказались сухими.
Северо-Бованенковское палеоподнятие по
размерам и амплитуде в несколько раз превышает свои современные характеристики, а также
параметры Бованенковского палеоподнятия,
что определило наилучшее сохранение у него
юрских коллекторов. Северо-Бованенковское
палеоподнятие находилось на периклинали
сформированного в послесеноманское время
современного Бованенковского к.п., т.е. подверглось наименьшему разрушению восходящими
газовыми потоками в новейшее время. Эти два
обстоятельства, вероятнее всего, обусловили
наибольшие дебиты и запасы УВ Северо-Бованенковских юрских залежей.
На пологой южной переклинали Бованенковского куполовидного поднятия по четкому
замкнутому минимуму разностей времен отражений Б-Г картируется Южно-Бованенковское
погребенное палеоподнятие. Пока лишь косвенным подтверждением существования этого
палеоподнятия служат зафиксированное уменьшение мощности верхнеюрско-сеноманских по№ 3 (14) / 2013
род в крайней на юге скв. 201, повышенная продуктивность в ней пластов Ю2-3 и Ю6-7 и, что
принципиально важно, открытие на месторождении первой газоконденсатной залежи в подстилающих терригенных породах палеозоя.
По данным геофизического исследования
скважин отмечается возрастание эффективной мощности каждого из юрских продуктивных пластов к палеосводам Бованенковского
локального поднятия и Северо-Бованенковской
группы поднятий по горизонту Т1 (Ю2) на конец сеномана. Использование палеоотметок
Ю2 для пластов Ю6 и Ю7 вполне корректно,
ибо изменение мощности между ними весьма
незначительно и залегают они согласно.
Кроме установленных к 1989–1990 гг. юрских залежей на Бованенковском и Малыгинском месторождениях высокая перспективность этих пород с палеоструктурных позиций
установлена на Западно-Сеяхинском, ВерхнеТиутейском, Западно-Малоямальском и Восточно-Бованенковском поднятиях, где были зафиксированы палеосводы. Последующее бурение позволило открыть юрские залежи на первых трех месторождениях.
По материалам МОВ ОГТ ООО «Газпром
ВНИИГАЗ» проведены палеоструктурные построения кровли средней юры (ОГ-Т1) на конец сеноманского времени для Обручевского,
Амдерминского и Западно-Шараповского ЛУ.
Обручевский ЛУ
В районе Обручевского вала по четкому замкнутому минимуму разностей времен отражений
ОГ-Т1 – ОГ-Г картируется Обручевское погребенное палеоподнятие. Понятно, что истинная
его выраженность в палео- и, возможно, современном структурном планах определяется точным знанием скоростей МОГТ. Пока лишь косвенным подтверждением существования этого
палеоподнятия служит зафиксированное уменьшение мощности верхнеюрско-сеноманских отложений. Его размеры составляют по изопахите 2295 м – (22,5  6,5) км, амплитуда – около
30 м. Палеоподнятие вытянуто с юго-востока на
северо-запад. Соответственно, такие же простирание и площадь будет иметь и зона наилучшего
сохранения юрских коллекторов.
Обручевский палеосвод расположен на
северо-восточном крыле современной Обручевской брахиантиклинали. Амплитуда антиклинальной кладки по ОГ-Т1 – в среднем 70 м,
по ОГ-М1 – 75 м, по ОГ-Г – 40 м (рис. 1 и 2).
45
Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
46
Ɉɛɪɭɱɟɜɫɤɚɹ
Ƚɥɭɛɢɧɚ
ɦ
Ɂɚɩɚɞɧɨ-Ⱥɤɜɚɦɚɪɢɧɨɜɚɹ
-3400
-3600
-3800
-4000
-4200
ɄɨɧɬɭɪɵɫɬɪɭɤɬɭɪɩɨɈȽ:
-4400
ɩɚɥɟɨɩɨɞɧɹɬɢɟɩɨɸɪɟ
ɈȽ-Ɍ1
0
5000 0000ɦ
-4600
1:625000
Рис. 1. Обручевский ЛУ. Структурная карта по ОГ-Т1
Ⱥɤɜɚɦɚɪɢɧɨɜɚɹ
Ɉɛɪɭɱɟɜɫɤɚɹ
Ƚɥɭɛɢɧɚ
ɦ
-1680
ɁɚɩɚɞɧɨȺɤɜɚɦɚɪɢɧɨɜɚɹ
-1800
-1920
-2040
-2160
ɄɨɧɬɭɪɵɫɬɪɭɤɬɭɪɩɨɈȽ
ɩɚɥɟɨɩɨɞɧɹɬɢɟɩɨɸɪɟ
ɈȽɆ
0
5000 ɦ
1:625000
Рис. 2. Обручевский ЛУ. Структурная карта по ОГ-М1
№ 3 (14) / 2013
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
Характер развития Обручевского поднятия фиксируется современными структурными
планами по ОГ-М1 и ОГ-Г, на которых отчетливо видно, что в этот период центр воздымания сместился к юго-западу, при этом характер
простирания сохранился (рис. 3).
Первочередную разведочную скважину
предлагается бурить в своде палеоподнятия,
где кроме благоприятного структурного фактора вероятна и наибольшая эффективная мощность коллекторов.
В пределах Обручевского ЛУ закартирован
по четкому замкнутому минимуму разностей
времен отражений ОГ-Т1 – ОГ-Г еще один палеосвод – Западно-Аквамариновый (см. рис. 3),
размеры которого по изопахите составляют
2865 м – (18  13) км, амплитуда – около 35 м.
Палеоподнятие изометрических очертаний
в плане совпадает с Западно-Аквамариновым
поднятием к.п. по юрским горизонтам на современных структурных картах. По отношению к
меловым горизонтам центральная часть свода
по ОГ-М1 и ОГ-Г смещена на юг (см. рис. 3) с
господством субмеридионального простирания
(см. рис. 1 и 2).
Ⱥɤɜɚɦɚɪɢɧɨɜɚɹ
Ɉɛɪɭɱɟɜɫɤɚɹ
ɁɚɩɚɞɧɨȺɤɜɚɦɚɪɢɧɨɜɚɹ
ɄɨɧɬɭɪɵɫɬɪɭɤɬɭɪɩɨɈȽ
ɩɚɥɟɨɩɨɞɧɹɬɢɟɩɨɸɪɟ
ɈȽȽ
ɈȽɆ
ɈȽɆ
ɈȽȻ
ɈȽɌ
0
5000
ɦ
Рис. 3. Обручевский ЛУ. Совмещенные контуры структур по ОГ и палеоподнятий по Ю2
(малышевская свита)
Западно-Шараповский ЛУ
В пределах ЛУ по четкому замкнутому минимуму разностей времен отражений ОГ-Т1 – ОГ-Г
картируется два погребенных палеоподнятия
(рис. 4): первое (размером по изопахите 2195 м –
(17,5  6,8) км, амплитудой – около 35 м) имеет простирание с северо-запада на юго-восток,
которое согласуется с общим простиранием палеоподнятий на Обручевском и Амдерминском
ЛУ; второе (размером по изопахите 2200 м –
(14,5  9) км, амплитудой – около 25 м) имеет
№ 3 (14) / 2013
простирание, почти перпендикулярное первому, – с северо-востока на юго-запад.
По кровле среднеюрских отложений
(ОГ-Т1) в пределах Западно-Шараповской
структуры, которая выражена по вышезалегающим горизонтам, выделяется структурный
нос субмеридионального простирания с более крутым западным крылом, погружающийся в северо-восточном направлении в сторону Пухучанской впадины. Отложения верхней
47
Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
48
Ɂɚɩɚɞɧɨɒɚɪɚɩɨɜɫɤɚɹ
Ɂɚɩɚɞɧɨ-ɒɚɪɚɩɨɜɫɤɚɹ
Ƚɥɭɛɢɧɚ
ɦ
-640
-720
-800
-880
0
-960
5000 0000ɦ
1:500000
ɄɨɧɬɭɪɵɫɬɪɭɤɬɭɪɩɨɈȽ:
ɩɚɥɟɨɩɨɞɧɹɬɢɟɩɨɸɪɟ
ɈȽȽ
ɈȽɆ1
ɄɨɧɬɭɪɵɫɬɪɭɤɬɭɪɩɨɈȽ:
ɈȽɆ
ɈȽȻ
Рис. 4. Западно-Шараповский ЛУ.
Совмещенные контуры структур
по ОГ и палеоподнятий по Ю2
(малышевская свита)
перми, триаса и нижней юры в пределах
Западно-Шараповской структуры отсутствуют, выклиниваясь в северо-восточном направлении на поверхность фундамента.
Глубина залегания среднеюрского комплекса составляет 2600–4200 м, соответственно в местах картирования палеоподнятий –
около 2800 м (рис. 5).
Характер развития Западно-Шараповского
брахиантиклинального поднятия фиксируется
современной структурной картой по сеноманскому ОГ-Г, на которой видно, что в этот период центр воздымания совпадал со сводом поднятия. Конфигурация Западно-Шараповского
поднятия по различным горизонтам меловых
отложений в целом сохраняется. Отмечается
значительное увеличение площади и амплитуды поднятия вверх по разрезу.
Западно-Шараповское локальное поднятие
для всех горизонтов чехла является структурой
с явно выраженным современным формированием, в то время как группа палеоподнятий по
юрским границам, находясь в периклинальной
ɩɚɥɟɨɩɨɞɧɹɬɢɟɩɨɸɪɟ
ɈȽ-Ƚ
0
5000 0000ɦ
1:500000
Рис. 5. Структурная карта по ОГ-Г
Ɂɚɩɚɞɧɨ-ɒɚɪɚɩɨɜɫɤɚɹ
Ƚɥɭɛɢɧɚ
ɦ
-2000
-2400
-2800
-3200
-3600
ɄɨɧɬɭɪɵɫɬɪɭɤɬɭɪɩɨɈȽ:
ɩɚɥɟɨɩɨɞɧɹɬɢɟɩɨɸɪɟ
0
5000 0000ɦ
1:500000
Рис. 6. Структурная карта по ОГ-Т1
№ 3 (14) / 2013
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
части сеноманских погружений, расформировалась (см. рис. 5, 6).
Отличительной особенностью ЗападноШараповской структуры является то, что в ее
пределах юрские отложения залегают на сравнительно небольшой глубине (около 2500 м),
в то время как в пределах других структур
Приямальского шельфа этот комплекс погружен на значительно большие глубины (3200–
3900 м).
Учитывая тот факт, что характерные типы
ловушек в среднеюрском нефтегазоносном
комплексе – песчаники и алевролиты – в плане
распространены в виде линз и прослоев, не исключено, что в пределах контуров палеоподнятий вероятны наибольшая эффективная толщина коллекторов и наличие залежей УВ.
Таким образом, рассмотрение влияния палеоструктурного фактора на современное качество коллекторов имело бы смысл, если бы
было что сохранять, т.е. если бы изначально существовали проницаемые пласты, что,
по мнению авторов, имело место в условиях
№ 3 (14) / 2013
прибрежно-морского осадконакопления в пределах Обручевского выступа.
Палеоструктурная карта ОГ-Т1, на наш
взгляд, является определяющей для дальнейшей разведки и поисков залежей УВ в нефтегазоносном среднеюрском нефтегазоносном комплексе.
Список литературы
1.
Аргетова Т.Д. Литологические закономерности
размещения углеводородных скоплений на
Западно-Сибирской плите и их значение для
прогноза нефтегазоносности / Т.Д. Аргетова,
Б.А. Лебедев // В кн.: Основные проблемы
нефтегазоносности Западной Сибири. –
Л.: ВНИГРИ, 1984. – С. 54–65.
2.
Вайполин Ю.В. Прогнозирование
улучшенных юрских коллекторов по
данным палеоструктурного анализа на
перспективных площадях полуостровов
Ямал, Гыдан…: отчет по разд. 2 /
Ю.В. Вайполин, Б.А. Лебедев и др. – Л., 1990
(фонды «Ямалнефтегазгеология»).
49
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа