На правах рукописи

Лобова Галина Анатольевна

ПЕРСПЕКТИВЫ ЮГОРСКОЙ ЗОНЫ НЕФТЕНАКОПЛЕНИЯ

ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ

25.00.12 – геология, поиски и разведка

горючих ископаемых;

25.00.10 – геофизика, геофизические методы

поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Ханты-Мансийск 2009

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Югорский государственный университет»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Исаев Валерий Иванович

Официальные оппоненты: член-корреспондент РАН, доктор геолого-минералогических наук Конторович Владимир Алексеевич кандидат геолого-минералогических наук Лебедев Михаил Валентинович

Ведущая организация: ФГУП «Сибирский научноисследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья»

(г. Новосибирск)

Защита диссертации состоится «30» июня 2009 года в 10 часов минут на заседании Диссертационного совета Д 003.068.02 при Учреждении Российской академии наук Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения РАН по адресу: проспект Ак. Коптюга, 3, г. Новосибирск, Факс: (383) 333-23- E-mail: [email protected]

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИНГГ СО РАН

Автореферат разослан «27» мая 2009 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, канд. геол.-мин. наук Костырева Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

В процессе реализации Территориальной программы геологоразведочных работ (1996-2002 гг.) в пределах Ханты-Мансийского автономного округа проведены обобщающие исследования, в результате которых выявлены новые особенности тектонического строения территории. На структурной карте по отражающему горизонту А (кровля доюрских отложений), построенной по данным бурения и материалам сейсморазведочных исследований, в центральной части Западно-Сибирской плиты в зоне, расположенной между Сургутским сводом на востоке и Красноленинским и Полуйским сводами на западе, выделяется серия положительных структур, которая в работах научноаналитического центра рационального недропользования ХМАО (Волков и др., 2003) выделена в качестве положительной структуры Югорского свода.

Учитывая, что эта группа поднятий в рельефе кровли юры не объединена в единый тектонический элемент, для мезозойско-кайнозойских отложений рассматриваемая территория выделена как Югорская зона нефтенакопления, которая и является объектом исследования диссертации. В работе использованы оба этих термина.

За период реализации Территориальной программы ГРР в 1996-2002 гг в ХМАО-Югре из довольно значительного объема сейсмических исследований (более 300 сейсмопартий) и глубокого бурения (свыше 1400 поисковоразведочных скважин) на территорию Фроловской мегавпадины, включающей Югорскую зону нефтенакопления, приходится небольшая доля – сейсмопартий и 75 скважин. В последующие годы геологоразведочные работы на территории Фроловской впадины проводились в незначительных объемах.

По своим размерам рассматриваемая нефтеперспективная территория аналогична Сургутскому, Красноленинскому и Нижневартовскому сводам – гигантским зонам нефтегазонакопления, расположенным в центральной части Западно-Сибирской плиты, и может быть сопоставима с ними по ресурсам. Это предопределяет актуальность и практическую значимость выполненных исследований, посвященных изучению геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности Югорской зоны нефтенакопления.

В диссертационной работе решена следующая научная задача – выполнена оценка перспектив нефтегазоносности доплитного комплекса и юрско-меловых отложений Югорской зоны нефтенакопления на базе комплексной интерпретации геолого-геофизических и геохимических материалов, определены первоочередные зоны и объекты для постановки геологоразведочных работ.

Решение задачи разделено на следующие основные этапы, связанные с оценкой перспектив нефтегазоносности исследуемой территории:

1) построение моделей геологического строения и прогноз нефтегазоносности меловых, юрских отложений и доплитного комплекса вдоль регионального сейсмического профиля XIII, пересекающего основные положительные структуры Югорской зоны на базе геоплотностного моделирования;

2) анализ геохимических и температурных данных, прогнозирование очагов генерации юрских нефтей и зон их аккумуляции в пределах Верхнеляминского вала, расположенного в центральной и западной частях Югорской зоны;

3) разработка методических приемов и оценка нефтегазоносности локальных объектов Югорской зоны на примере Восточно-Панлорской площади, расположенной на северо-восточном склоне Верхнеляминского вала.

Методической основой прогноза нефтеносности послужили методика геоплотностного моделирования и последующего нефтегеологического анализа (Исаев, Старостенко, 2004); методика палеотемпературного анализа и картирования очагов генерации нефти (Вассоевич, 1967; Конторович, Парпарова, Трушков, 1967; Конторович, Трофимук, 1972); методика нефтегеологической интерпретации геохимических работ, сопровождающих сейсморазведку (Вышемирский, Даниленко, Конторович и др., 1996; Исаев, Коржов, Романова, Бочкарева, 2006), а также прогностические критерии, вытекающие из теории генерации, миграции и аккумуляции УВ (Конторович, Нестеров, Салманов и др., 1975; Неручев и др., 1998).

Научная новизна работы.

1. Выполнены геолого-геофизические исследования вновь выделенной крупной Югорской зоны нефтенакопления, расположенной в слабо изученной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в пределах Фроловской мегавпадины. Фроловская мегавпадина является зоной широкого развития нефтематеринских толщ, а крупные положительные структуры – Красноленинский, Сургутский, Полуйский своды, обрамляющие ее, являются региональными зонами аккумуляции УВ. Сопоставимая с этими структурами Югорская зона поднятий, по своему расположению, обладает аналогичными потенциальными аккумулирующими возможностями.

2. В результате проведения комплексных исследований по данным гравиметрии и теплового потока выполнен на зональном и локальном уровнях прогноз нефтегазоносности малоизученных на территории стратиграфических уровней – отложений доюрского фундамента Югорской зоны нефтенакопления.

Применен комплекс современных методик нефтегеологического моделирования:

1) геоплотностное моделирование на основе решения обратной задачи гравиметрии в режиме формализованного подбора для сложных блоковослоистых разрезов;

2) геотемпературное моделирование и палеотектоническая реконструкция на основе решения прямой и обратной задач геотермии в условиях седиментации с учетом палеоклимата и данных лабораторного изучения градаций катагенеза по отражательной способности витринита в породах, слагающих разрез;

3) методика оценки продуктивности ловушек по аномалиям концентраций ароматических углеводородов в приповерхностных отложениях.

Практическая значимость работы. В процессе работы выполнен прогноз зон нефтегазонакопления в доплитном комплексе на следующих участках Югорского свода: западная часть Ай-Пимского вала – СевероКамынская седловина – Туманный вал – восточная часть Верхнеляминского вала. Помимо Югорского свода, на траверсе регионального сейсмопрофиля XIII прогнозируются зоны аккумуляции УВ в доюрском разрезе: 1) Рогожниковского вала, Елизаровского прогиба и Бахиловского мегавала с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами; 2) в центральной и восточной частях Висимского вала и на Сургутском своде с газовыми, нефтяными (?), газоконденсатными залежами; 3) в Пякупурском мегапрогибе и на Варьеганском мегавале с залежами сухого и конденсатного газа. Выполненный прогноз находит практическое подтверждение в результатах глубокого бурения на Рогожниковской площади. В скважине 735 получен приток нефти из кислых вулканитов доюрского комплекса дебитом до 19 т/сутки, а в скважине 765 из терригенных отложений триаса получен приток безводной нефти дебитом м3/сутки (Вахрушева, Захарова, Оксенойд, Одношевная, 2006).

По результатам проведенных исследований выданы рекомендации по очередности доразведки и поисков (на меловой, юрские и доюрский НГК) для участков Верхнеляминского вала. Эти рекомендации основываются на прогнозе очагов генерации, оценке площадей нефтесбора и определении зон аккумуляции.

Прогноз хорошо согласуется с результатами исследования 37 пробуренных здесь скважин.

Используя опыт и обобщение результатов локального прогноза нефтегазоносности на Восточно-Панлорской площади, выполнен прогноз нефтеносности Центрально-Кустового участка в Когалымском районе нефтедобычи. Рекомендованы 3 перспективные зоны, две из которых подтверждены бурением и испытанием глубоких скважин.

Публикации. Основные результаты работы докладывались на:

международном семинаре им. Д.Г.Успенского «Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей» (Москва, 2007); XI научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры» (Ханты-Мансийск, 2007);

VIII международной конференции «Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии» (Алматы, 2008); международном научно-практическом форуме «Минерально-сырьевая база Сибири: история становления и перспективы» (Томск, 2008). Научные результаты опубликованы в 20 статьях, а также изложены в 3 отчетах научно-исследовательских работ. 2 статьи опубликованы в журналах, включенных в перечень ВАК («Тихоокеанская геология», «Ученые записки Казанского государственного университета»).

Основные защищаемые результаты.

1. Построенный методом моделирования гравитационного поля геоплотностной разрез доюрских, юрских и меловых отложений Югорской зоны нефтенакопления позволил выявить крупные зоны разуплотнения доплитного комплекса и меловых отложений, представляющие интерес в отношении нефтегазоносности.

2. На базе сопоставления известных зон нефтегазонакопления (Сургутский свод, Нижневартовский свод и др.), месторождений, зон распространения нефтегазоперспективных комплексов с плотностной структурой фундамента и плитного комплекса осуществлен прогноз нефтегазоперспективных зон в доюрском разрезе и плитном чехле в пределах Югорского свода.

3. С использованием результатов геотемпературного моделирования и палеотектонических реконструкций мезозойского осадочного разреза Верхнеляминского вала выделены: а) палеоочаги генерации нефти в тутлеймской (баженовской) и шеркалинской свитах; б) палеоплощади нефтесбора и зоны локализации (аккумуляции) углеводородов в меловом и юрских нефтегазоперспективных комплексах.

4. По результатам геохимических исследований на северо-восточном склоне Верхнеляминского вала (Восточно-Панлорская площадь) в приповерхностных отложениях установлены приуроченные к ловушкам в юре и неокоме «кольцевые» зоны аномалий концентраций ароматических углеводородов.

Личный вклад автора. Автором была сформулирована задача исследования, выполнен сбор, предварительный анализ, обобщение и подготовка исходных данных для компьютерного моделирования. Автор выполнил комплексную интерпретацию геолого-геофизических материалов и результатов моделирования, выделил новые зоны нефтегазонакопления, зоны генерации и аккумуляции углеводородов, осуществил ранжирование объектов поисков и доразведки и сформулировал рекомендации по дальнейшим направлениям геологоразведочных работ на нефть и газ.

Необходимость решения поставленной автором задачи предопределила существенное расширение возможностей программного комплекса палеотемпературного моделирования и палеотектонических реконструкций, которое было реализовано д.т.н. Рояком М.Э. Расчеты по программам геоплотностного моделирования, палеотемпературного анализа выполнены Поповым С.А., Литвиновой О.Г., Васильевым П.А. и Хашитовой А.Б.

Лабораторно-аналитические исследования геохимических проб выполнены к.х.н.

Коржовым Ю.В., Ивановой Л.И. и Ярковым Д.М.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех разделов, заключения и списка литературы из 88 наименований. Она содержат 138 страниц текста, в том числе 35 рисунков и 16 таблиц.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.г.м.н. Исаеву В.И. Автор признателен д.г.-.м.н. Фомину А.Н., д.т.н. Рояку М.Э., к.х.н. Коржову Ю.В., к.г.-.м.н. Романовой Т.И., к.г.-.м.н. Мочалкиной Л.Н., к.г.м.н. Кудрину К.Ю., Гуленок Р.Ю., Исаевой О.С., Кузиной М.Я., Жильцовой А.А., Ивановой Л.И., Яркову Д.М., Литвиновой О.Г., Шагееву М.М., Васильеву П.А., Веселову Ю.А., Хашитовой А.Б. – коллегам по совместным исследованиям.

Автор благодарит руководителей Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам правительства ХМАО-Югры к.г.-.м.н. Панова В.Ф., д.г.м.н. Кузьменкова С.Г. и Бочкареву Н.М. за предоставленную возможность ознакомления и получения фондовых материалов по геологии и нефтегазоносности территории ХМАО, руководителей ГП ХМАО «НАЦ РН им.

В.И.Шпильмана» к.г.-.м.н. Шпильмана А.В. и к.г.-м.н. Волкова В.А. за предоставление цифровых картографических геолого-геофизических данных и литолого-стратиграфических разбивок глубоких скважин территории ХМАО, руководство ОАО «Хантымансийскгеофизика» Муртаева М.С. и Савина В.Г. за предоставленные данные тематических работ и по исследованию глубоких скважин в пределах Верхнеляминского вала, руководство ЗАО «Назымская НГРЭ» Рязанцева О.А. и Рухлова В.В. за предоставление данных по результатам испытаний в скважинах Верхнеляминского вала.

Автор благодарит профессора Кривошеева В.В. и профессора Ерофеева Л.Я., поддержавших наши исследования и аспирантскую подготовку.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. Прогнозирование зон нефтегазонакопления в доплитном комплексе Зоны разуплотнения доюрского комплекса отождествляются с продуктивными слабометаморфизованными терригенными и карбонатными образованиями (Воронов, Коркунов, Ивашкеева, 1999). Эти же зоны могут быть обусловлены интрузивными телами кислого состава, подвергнутыми термоусадочным процессам и гидротермальной деятельности. В этом случае УВ проникают в разряженное пространство интрузива из перекрывающих и примыкающих к нему осадочных пород (Арешев и др., 2006).

Зоны разуплотнения доюрского комплекса рассматриваются в качестве очагов трещин, разломов и проницаемых каналов в кристаллическом фундаменте, через которые осуществляется внедрение в осадочный чехол глубинного тепла и магматических флюидов, способствующих нефтеобразованию из РОВ. Зоны разуплотнения отождествляются и с промежуточными резервуарами УВ или подводящими каналами УВ в осадочный чехол из глубинных оболочек Земли (Углеводородный потенциал фундамента …, 2006; Дегазация Земли …, 2006).

Зоны уплотнения фундамента отождествляются с эффузивами и интрузивами основного и ультраосновного состава. Магматические тела создают в осадочном чехле аномальные температурные эффекты. Эти эффекты усиливают геотермический режим осадочного разреза и оказывают дополнительное влияние на интенсивность нефтегазообразования (Исаев, Волкова, 1995).

Таким образом, сведения о разуплотнениях и уплотнениях доплитного комплекса являются важным прогнозно-поисковым признаком зон нефтегазонакопления как в нижних этажах осадочного чехла, так и в самом фундаменте.

Латеральные размеры зон разуплотнения составляют от 3-5 км до 10- км, их мощность от 100 м до 500 м и более. Величина разуплотнения по отношению к вмещающей толще может достигать 0,050,10 г/см3. Результаты теоретических исследований и имитационного моделирования показывают, что задача прогнозирования охарактеризованных зон на глубинах 5-10 км решается методикой геоплотностного моделирования в гравитационном поле.

Прогноз нефтегазоносности доплитного комплекса Югорского свода получен при моделировании регионального сейсмопрофиля XIII, пересекающего все основные структуры центральной части Западно-Сибирской плиты (рис. 1).

При построении плотностной модели вдоль сейсмопрофиля были выполнены следующие операции: 1) плотностное картирование кровли доюрских отложений; 2) изучение плотностной структуры доюрских отложений до глубины 7 км; 3) сопоставительный анализ плотностной структуры доюрских отложений и известных зон нефтегазонакопления; 4) прогноз зон нефтегазонакопления.

Для выполнения геоплотностного моделирования использован программный комплекс «Решение прямой и обратной линейной задачи гравиметрии блоково-слоистых сред» (Исаев, 2002).

Моделирование параметров плотности для аппроксимирующих тел осуществляется посредством решения обратной линейной задачи гравиметрии где А – матрица n*m (определяется решением прямой задачи гравиметрии для аппроксимирующего тела в виде трапеции); b – вектор наблюденных значений поля; – параметр регуляризации; m – количество аппроксимирующих тел; n – количество наблюдений гравитационного поля; х0, х(н), х(в) – начальное (априорное) приближение, нижние и верхние ограничения на неизвестные (плотности).

Для решения задач (1.1) и (1.2.) принят алгоритм квадратичного программирования (Старостенко, 1978). Поэтому здесь метод подбора позволяет в количественной форме использовать многочисленные априорные данные, в том числе данные сейсморазведки. По сути геоплотностная модель это средство комплексной интерпретации всей совокупности геолого-геофизических данных о разрезе.

Моделируемый геотраверс следует вдоль сейсмопрофиля XIII и проходит по центральной приподнятой части Фроловской мегавпадины.

Исходными данными для моделирования послужили следующие геолого-геофизические материалы: Grid структурной карты по кровле юрских отложений (по опорному горизонту Б, 1х1 км, ошибка 25 м); 2) Grid структурной карты по кровле доюрских отложений (по опорному горизонту А, 1х1 км, ошибка 50 м); 3) Grid аномалий силы тяжести в редукции Граафа-Хантера (1х км, ошибка 0,6-0,8 мГл); 4) стратиграфическая разбивка по скважинам, вскрывшим доюрский фундамент; 5) литологическое описание керна доюрских отложений по «реперным» скважинам Восточно-Сабунской 10 (ВСА-10), Западно-Варьеганской 194 (ЗВА-194), Поснокортской 831 (ПО-831), Озерной 338 (ОЗ-338).

Прогнозное плотностное картирование кровли доюрских отложений выполнено с дискретностью 5-10 км. Освещена плотностная структура доюрских отложений до глубины 7 км, с шагом дискретизации по глубине 0,7-1,0 км.

Прогнозное плотностное картирование доюрских отложений на глубинах 4-7 км выполнено с дискретностью по латерали 15-30 км. Разуплотнения и уплотнения в разрезе выделены по отношению к априорным значениям плотности.

В пределах Югорской зоны нефтенакопления выявлены следующие разуплотнения разреза (рис. 2) :

Разуплотнения кровли доюрских отложений представлены, вероятно, палеозойскими слабометаморфизованными терригенными и карбонатными осадками и кислыми и/или трещиноватыми магматическими породами на участках Ай-Пимского вала (крайняя западная часть), Северо-Камынской седловины, Туманного вала (восточная часть). Наиболее интенсивное разуплотнение кровли доюрских отложений фиксируется узким «окном» на западе Северо-Камынской седловины.

Характерную структуру (до глубины 6-7 км), выполненную, вероятно, породами с плотностями слабометаморфизованных осадков или кислых магматических пород, имеет крупная обособленная зона разуплотнения доюрского комплекса, приуроченная к западной части Ай-Пимского вала, Северо-Камынской седловине, Туманному валу и восточной части Верхнеляминского вала. Наиболее интенсивным разуплотнением характеризуется участок Северо-Камынской седловины.

Меловые отложения разуплотнены на участке: восточный склон Туманного вала – Северо-Камынская седловина – западный склон Ай-Пимского вала.

В восточной части территории исследований с зоной разуплотнения 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 верхнеюрском и меловом НГК (рис. 3, А). Западная же часть территории (сочленение Верхнеляминского и Туманного валов), расположенная также над разуплотненными доюрской и меловой толщами, может являться перспективной зоной в отношении скопления УВ в юрском и меловом НГК.

Разуплотненные триасовые эффузивы кислого состава, органогенные известняки девона могут служить резервуарами для нефтей (?), газоконденсата и газа, генерируемых глинистыми прослоями.

Генерация нефти на Итьяхском месторождение связана, вероятно, с нефтематеринской верхнеюрской тутлеймской свитой и нижнеюрскими радомской и тогурской пачками (рис. 3, Б). Залежи сформировались в отложениях средне-, и верхнеюрского НГК. Разуплотненные меловые отложения, залегающие над этими очагами генерации, имеют потенциальные аккумулирующие возможности, в них могут быть обнаружены залежи нефти.

Над зоной разуплотнения всего доюрского комплекса, приуроченной к северовосточной части Красноленинского свода (Рогожниковский вал), находится Рогожниковское нефтяное месторождение с залежами почти во всех НГК юры и неокома (рис. 3, В). По-видимому, основным источником нефти этих залежей является потенциально материнская тутлеймская (баженовская) свита. По глубине положения тутлеймская свита «вошла» в «нефтяное окно».

Разуплотненная структура меловых отложений способствовала миграции нефти в ловушки викуловской свиты (ВК1). Непосредственное примыкание к материнской тутлеймской свите, пластов абалакской свиты и верхней подсвиты Рис.2. Геоплотностная модель вдоль регионального сейсмопрофиля XIII Графики силы тяжести: 1 - наблюденного поля, 2 - априорного разреза, 3 - расчетного разреза; 4 – послеюрские (мелкайнозойские) отложения; разуплотнения (5) и уплотнения (6) послеюрских отложений, до 0,05 г/см3; 7 - юрские отложения; 8 доюрские отложения; разуплотнения доюрских отложений (9 – 11) до 0,05, на 0,05 - 0,10 и 0,10 - 0,15 г/см3, соответственно; 12 блокировка разреза при моделировании; 13 - месторождение УВ и его номер на обзорной схеме; 14 - «реперная» скважина.

Рис.3. Схема нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участках: А- Ай-Пимский вал – СевероКамынская седловина – Туманный вал – восточная часть Верхнеляминского вала; Б- Верхнеляминский вал; ВКрасноленинский свод (Рогожниковский вал).

1 – прогнозируемые зоны нефтегазонакопления в доюрском комплексе и их литолого-петрографическая интерпретация с качественной оценкой генерационного потенциала; 2 – нефтяные месторождения; 3 – перспективные нефтегазоносные комплексы плитного чехла; 4 – материнские отложения; 5 – послеюрские (мел-кайнозойские) отложения; 6 – участки латерального разуплотнения послеюрских отложений, до 0.05 г/см3; 7– участки латерального уплотнения послеюрских отложений, до 0.05 г/см3;

8 – юрские отложения; 9 – доюрские отложения; 10 – разуплотнения доюрских отложений, до 0.05 г/см3; 11 – разуплотнения доюрских отложений, на 0.05-0.10 г/см3; 12 – разуплотнения доюрских отложений, на 0.10-0.15 г/см3; 13– блокировка разреза при моделировании; 14 – месторождение УВ и его название Рис. 4. Схема положения очагов генерации и направлений возможной миграции баженовских нефтей 62 млн. лет назад (А), 38 млн. лет назад (В) и современное 1 – месторождение и его номер на карте; 2 – площадь нефтепоискового бурения и ее номер на карте; 3 – поисково-разведочная скважина; 4 – контур построения прогнозных карт; 5 – изолинии значений температур в баженовской свите, 0С; 6 – контур очага генерации нефтей; 7 – изогипсы кровли баженовской свиты, м; 8 – направления линий тока флюидов; 9 – генерализованные («тальвиговые») границы зон нефтесбора.

Рис. 5. Схема положения очагов генерации и направлений возможной миграции шеркалинских нефтей 62 млн. лет назад (А), 38 млн. лет назад (В), и современное состояние (Д) Верхнеляминского вала 1-4 – тоже, что на рисунке 4; 5 – изолинии значений температур в шеркалинской свите, С; 6 – контур очага генерации нефтей; 7 – изогипсы кровли шеркалинской свиты, м; 8 – направления линий тока флюидов; 9 – генерализованные («тальвиговые») границы зон нефтесбора; 10 – граница распространения отложений шеркалинской свиты.

тюменской свиты, отсутствие нижнеюрских отложений способствовало миграции нефти в ловушки пластов Ю0, Ю2 и Tr. Масштабная зона разуплотнения доюрского комплекса на участке Рогожниковского вала является, вероятно, сосредоточением резервуаров и генерирующих толщ (подводящих каналов?) в слабометаморфизованных палеозойских терригенно-карбонатных породах или в трещиновато-кавернозных магматических породах. Здесь крупный резерв расширения ресурсной базы Красноленинского НГР с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами в доюрском разрезе на глубинах 2,5 – 4,5 км.

месторождениями, нефтегазоносными комплексами показывает согласованность плотностной структуры фундамента и плитного комплекса с положением известных зон нефтегазонакопления и крупных месторождений. И, как следствие, позволяет прогнозировать новые зоны нефтегазонакопления.

2. Оценка материнского потенциала и нефтегазоносности плитного Цель исследований – выявление, картирование и изучение динамики в геологическом времени очагов генерации нефти тутлеймской (аналог баженовской, K1be – J3 ti, 142 – 151 млн. лет) и шеркалинской (J1 pb – J2aa, 185 – 196 млн. лет) свит Верхнеляминского вала, расположенного в западной и центральной части Югорской зоны нефтенакопления. Эти свиты являются основными потенциально нефтематеринскими толщами, накопившими и сохранившими значительные массы сапропелевого и смешанного рассеянного органического вещества (РОВ), благоприятного для генерации нефтяных углеводородов (Конторович, Нестеров, Салманов и др., 1975).

В результате нефтеразведочных работ в пределах Верхнеляминского вала открыто 6 мелких нефтяных месторождений. На 7 площадях выполнены поисковые работы разной степени детальности. Поэтому результаты исследований, характеризующие локализацию прогнозных ресурсов углеводородов, имеют непосредственный нефтепоисковый интерес.

В настоящей работе для прогноза материнских пород применен метод палеотемпературного моделирования (Исаев и др., 2008), наиболее полно учитывающий изменение во времени параметров термополя, в том числе влияние палеоклимата на интенсивность генерации УВ глубокопогруженными нефтепроизводящими осадочными комплексами. Выявление, картирование очагов и оценка времени генерации нефтей выполняется посредством палеотектонических реконструкций, совмещенных с палеотемпературным моделированием.

Алгоритм палеотектонических реконструкций основывается на «методе выравнивания профилей» (Нейман, 1984). Исходной основой является геоплотностной разрез. Для его перестроения на момент времени t накопления стратиграфической единицы используются эмпирические зависимости плотности одновозрастных отложений от глубины:

Коэффициент B1 – минеральная плотность отложений, коэффициент B2 – соответствует величине пористости неуплотненных осадков, а B3 – интенсивности воздействия фактора геологического времени.

Палеомощность свиты на гипсометрической отметке Z определяется:

где – плотность пород свиты в современном разрезе, h – мощность свиты в современном разрезе.

Процесс распространения тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения:

где – теплопроводность, a – температуропроводность, f – плотность внутренних источников тепла, U – температура, Z – расстояние от основания осадочной толщи, t – время, с краевыми условиями:

где = (t) – верхняя граница осадочной толщи; q – тепловой поток.

Осадочная толща описывается мощностями стратиграфических комплексов hi, для каждого из которых задаются теплопроводность i, температуропроводность ai, плотность радиоактивных источников fi и скорость осадконакопления vi. Скорость осадконакопления может быть отрицательной, что означает денудацию слоя.

Для решения одномерной начально-краевой задачи (2.3) – (2.5) с разрывными коэффициентами применен метод конечных элементов (Соловейчик, Рояк, Персова, 2007).

В случае стационарного глубинного теплового потока q, решение обратной задачи определяется из условия:

Решение обратной задачи строится из того, что функция U(Z i, t, q), являющаяся решением прямой задачи (2.3) с краевыми условиями (2.4) и (2.5), в этом случае линейно зависит от q.

Краевое условие (2.4) определяет температуру «нейтрального» слоя и может задаваться в виде кусочно-линейной функции U(t) векового хода температур поверхности земли. А краевое условие (2.5) может задаваться в виде кусочно-линейной функции q(t) изменения значения глубинного теплового потока. Ti – измеренное распределение температур.

«Измеренное» распределение температур может задаваться и по определениям отражательной способности витринита (ОСВ), пересчитанным (Исаев, Фомин, 2006) в градусы Цельсия, с указанием времени срабатывания «максимального палеотермометра».

Схема расчета палеотемператур состоит из двух этапов. На первом этапе по распределению температур Тi в скважине рассчитывается тепловой поток q через поверхность подстилающего основания, т.е. решается обратная задача геотермии. На втором этапе с известным значением q решается прямая задача геотермии – непосредственно рассчитываются температуры U в заданных точка осадочной толщи Z в заданные моменты геологического времени t.

При отсутствии прямых определений теплопроводности i используются петрофизические зависимости теплопроводности осадков от их плотности. Эти зависимости получены в интервале плотностей 1,5 – 2,6 г/см как для песчанистых отложений, так и для алевролито-аргиллитовых толщ (Исаев, Гуленок, Веселов и др., 2002). Коэффициенты температуропроводности ai, плотности радиоактивных источников fi также зависят от породного состава стратиграфических комплексов.

стратиграфическом комплексе и температурная градация зон катагенеза интенсивной генерации и эмиграции УВ позволяют прогнозировать присутствие в разрезе нефтегазоматеринских толщ: газа первой генерации – 50-90 0С (градация МК11); нефти – 90-130 0С (МК12); газа второй генерации и газоконденсата – 130-190 0С (МК2-МК3); более 190 0С – разрушительные для УВ температуры. Для прогноза используется известная шкала катагенеза и температурной зональности процессов нефтегазообразования (Конторович, Нестеров, Салманов и др., 1975), в последующем уточненная А.Э.

Конторовичем, С.Г. Неручевым, А.Н. Фоминым.

Исходными данными для моделирования и реконструкций явились литолого-стратиграфические разбивки поисково-разведочных скважин, первичные документы «Дел скважин» и определения отражательной способности витринита.

Моделирование заключалось в решении прямых и обратных задач геотермии в условиях седиментации. По геотемпературному критерию выделены палеоочаги генерации нефти в тутлеймской (аналог баженовской) и шеркалинской (радомская и тогурская пачки) свитах. По палеоструктурным картам кровли баженовской и шеркалинской свит определены основные направления миграции УВ-флюидов.

Построен ряд схематических карт: плотности глубинного теплового потока; плотности поверхностного теплового потока; мощностей мелкайнозойских отложений, тутлеймской и шеркалинской свит; положения (рис. 4, рис. 5) очагов генерации и направлений возможной миграции юрских (баженовских, шеркалинских) нефтей на ключевые времена термической и тектонической истории материнских отложений и пластов-коллекторов (62, 55, 38, 5 млн. лет назад и современное состояние). На ключевые времена определены палеоплощади нефтесбора для 13 зон потенциальной аккумуляции (локализации) нефти в меловом, юрских и палеозойском НГК.

Основные результаты исследований сводятся к следующему:

Установлена тенденция прямой пространственной корреляции величины плотности глубинного теплового потока с нефтенасыщенностью осадочных комплексов (дебитами нефти поисково-разведочных скважин).

Количественно оценено существенное влияние векового хода температуры земной поверхности на термический режим (интенсивность генерации нефти) глубокопогруженных потенциально материнских отложений.

Наибольшее влияние на формирование геотемператур баженовской свиты оказало изменение климатических условий в олигоцен-раннечетвертичное время (37,6 – 0,5 млн. лет назад). Резкое похолодание в позднечетвертичное время (0, – 0,03 млн. лет назад) не столь значительно снижает геотемпературы баженовской свиты, однако, на участках Западно-Унлорской, Итьяхской, Тункорской и Татьеганской площадей вывело свиту из «нефтяного окна» (рис. 4, Д).

Установлены разной степени интенсивности и времени действия очаги генерации нефти в баженовской и шеркалинской свитах центральной части Югорской зоны нефтенакопления. Температуры в очагах баженовской свиты могут превышать 105 0С, зарождение очагов происходило 60 – 50 млн. лет назад (рис. 4, А), долгоживучесть очагов 60 – 45 млн. лет. Температуры в очагах шеркалинской свиты могут превышать 115 0С, зарождение очагов происходило 60 – 40 млн. лет назад (рис.5, А), долгоживучесть очагов 60 – 35 млн. лет. 38 млн.

лет назад – время максимального прогрева материнских отложений. В это время, по-видимому, нефтегенерация происходила во всем объеме баженовской свиты (рис. 4, В) и на всей площади распространения шеркалинской свиты (рис. 5, В).

За всю историю нефтегенерации палеоструктурная обстановка мелового, юрских и палеозойского НГК ощутимо менялась, что приводило к изменчивости размеров палеоплощадей нефтесбора для отдельных зон аккумуляции нефти Верхнеляминского вала. Поэтому поисковые перспективы отдельных зон аккумуляции нефти определены интегральным показателем, зависящим от размеров палеоплощадей нефтесбора, палеотемператур и времени действия очагов генерации.

Локализация прогнозных ресурсов юрской нефти Верхнеляминского вала позволяет ранжировать по степени перспективности разведочные и поисковые площади следующим образом. Рациональная очередность доразведки месторождений на меловой и верхнеюрский НГК: 1 – Апрельское; 2 – Назымское; 3 – Тункорское; 4 – Итьяхское; 5 – Тортасинское. Рациональная очередность доразведки месторождений на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК: 1 – Апрельское; 2 – Тортасинское. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на меловой и верхнеюрский НГК:

1 – Верхненазымская; 2 – Унлорская; 3 – Западно-Унлорская; 4 – СевероАпрельская; 5 – Панлорская. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК: 1 – Верхненазымская; 2 – Панлорская. Рациональная очередность постановки поисков (новые площади) на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК в полосе выклинивания шеркалинских отложений: 1 – северо-восточная часть вала; 2 – центральная часть вала.

3. Оценка продуктивности локальных ловушек по геохимическим На сегодняшний день достаточно общепризнанным является тот факт, что ни один метод полевой геофизики не позволяет более или менее однозначно решить задачу диагностирования ловушки на наличие УВ. Даже на имитационных моделях не удается показать однозначность проявления залежи УВ в измеряемых или расчетных геофизических параметрах (Конторович В.А., 2002). В такой ситуации может существенно помочь нефтепоисковая геохимия – изучение пространственной изменчивости концентраций УВ в приповерхностном слое осадочного разреза, в основе которого лежит представление о фильтрационно-диффузионном массопереносе УВ из залежей в перекрывающие породы.

Среди УВ наибольшей миграционной способностью обладают насыщенные соединения состава С1 -С8. Компоненты нефтей состава С10 и выше имеют ограниченную диффузионную подвижность. Поэтому аномалии по нефтяным УВ С10+ в приповерхностных слоях разреза трудно выявляются лабораторно-аналитическим путем, ввиду низких концентраций. Но в областях с ослабленной тектонической активностью, к которым относится центральная часть Западно-Сибирской плиты, тяжелые УВ образуют локальные, а следовательно, более информативные поля, по сравнению с углеводородными газами. Такие аномальные поля в латеральном плане более тесно приурочены к глубинным отложениям, насыщенным углеводородами. Поэтому выявление аномалий концентраций тяжелых УВ в приповерхностном слое осадочного разреза дает возможность диагностировать локальные ловушки, выявленные геофизическими методами.

Проведенные исследования были направлены на определение перспектив нефтегазоносности Восточно-Панлорской площади, расположенной на северо-восточном склоне Верхнеляминского вала. Проведенный геохимический анализ по отобранным образцам грунтов, поднятых из взрывных скважин сейсморазведки, и последующая нефтегеологическая интерпретация аномальных полей концентраций нефтяных углеводородов состава С10-С40, были нацелены на оценку продуктивности выявленных сейсморазведкой ловушек и проведение их ранжирования.

Интерпретационная модель и поисковые признаки. Принятая для нефтегеологического анализа модель геохимической зональности концентраций УВ в приповерхностных отложениях (Неручев и др., 1998) показывает, что локализация аномалий мигрирующих тяжелых УВ происходит над ВНК и имеет зонально-кольцевую форму, трассируя внешний контур водонефтяного контакта.

В качестве индикаторов аномалий были выбраны ароматические углеводороды (Исаев, Коржов, Романова, Бочкарева, 2006). Эти вещества способны к адсорбционному накоплению на глинистых минералах и, в тоже время, сохраняют подвижность в геологических средах. Кроме того, ароматические УВ устойчивы к биологическому воздействию и надежно определяются методом хромато-масс-спектрометрии.

При выборе конкретных ароматических УВ, принимаемых в расчет концентраций групп веществ, учтено, что сорбированные углеводороды подвергались процессам окисления и концентрации углеводородов могли уменьшиться. Поэтому из каждой группы ароматических углеводородов были выбраны только несколько соединений – присутствующие в наибольших концентрациях, наиболее устойчивые к окислению и характеризующие следующие группы: 1) алкилбензолы нормального строения; 2) биарены с нафталиновым ядром; 3) триарены с фенантреновым ядром; 4) полиароматические УВ с конденсированным ароматическим ядром, содержащим 4 и более ароматических колец.

Химико-аналитические исследования. Отбор грунта на ВосточноПанлорской площади был произведен из взрывных скважин сейсморазведки с глубины 7-12 м. Анализы выполнены в Учебно-научном аналитическом центре природопользования Югорского ГУ (Иванова, Исаев, Коржов, 2007). Вид анализа – хроматография газовая с масс-спектральным детектированием.

Поверенное аналитическое оборудование: а) хроматограф газовый Clarus 500MS фирмы PerkinElmer (США) с масс-спектрометрическим детектором; б) колонки аналитические капиллярные 30 м0,25 мм, неподвижная фаза Elite-5MS, толщина пленки 0,20 мкм.

В 2003-2004 гг. на Восточно-Панлорской площади ОАО «Хантымансийскгеофизика» проведены поисковые сейсмические работы масштаба 1:50000. В результате этих работ детализированы локальные поднятия Панлорское и Унлорское, выявлено и подготовлено к бурению Ненсъюганское локальное поднятие, выявлены локальные поднятие Малопанлорское, СевероНенсъюганское 1-2, Восточно-Ненсъюганское и Малоненсъюганское (Грицык, Стародубцева, Паздникова, 2004).

При проведении геохимических исследований в этом районе выявлены устойчивые зоны аномальных концентраций ароматических УВ, латерально приуроченные к выявленным сейсморазведкой ловушкам.

Очевидную положительную корреляцию с локальными поднятиями имеют аномальные зоны концентраций фенантреновых углеводородов.

Аномальные зоны образуют практически замкнутые цепочки («кольцевые аномалии») по траектории положения внешнего контура ВНК вероятных залежей, вмещаемых локальными поднятиями. Аномальные зоны, полученные для концентраций алкилбензолов, соединений с нафталиновым ядром, полициклических углеводородов с разной степенью повторяют-дополняют картину «кольцевых» аномалий концентраций соединений с фенантреновым ядром.

С учетом интенсивности аномалий, четкости аномальных зон и состава ароматических углеводородов на Восточно-Панлорской площади выполнено ранжирование ловушек по степени перспективности следующим образом: 1) Ненсъюганская структура, юго-восточная часть; 2) Ненсъюганская структура, северная часть; 3) Ненсъюганская структура, центральная часть; 4) структура Унлорская 2, северная часть; 5) структура Унлорская 2, центральная часть; 6) структура Унлорская 1.

По результатам комплексного анализа в качестве первоочередной скважины рекомендована к бурению скважина 1 Ненсъюганской структуры. Эта скважина в наиболее «чистом» (модельном) виде соответствует апикальной части залежи, вмещаемой замкнутым локальным поднятием.

Полученные результаты по Восточно-Панлорской площади дают определенную информацию о характере нефтеносности локальных объектов Югорского свода, а также о возможностях оценки перспективности локальных объектов приповерхностным геохимическим опробованием.

Поскольку исследованиями на Восточно-Панлорской площади были созданы и необходимые практические предпосылки, были выполнены аналогичные исследования на Центрально-Кустовом участке в Когалымском районе нефтедобычи.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты и выводы по проведенным исследованиям сводятся к следующему.

В части прогнозирования зон нефтегазонакопления в доплитном комплексе и юрско-меловых отложениях Югорской зоны достигнуты следующие результаты.

нефтегазоносных комплексов с установленной моделированием в гравитационном поле плотностной структурой фундамента и плитного чехла.

Установлена связь плотностной структуры с известными зонами нефтегазонакопления и крупными месторождениями.

Выделенные зоны разуплотнения отождествляются с резервуарами, каналами миграции и материнскими толщами. На этой основе выполнен прогноз ряда зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле.

В части прогнозирования очагов генерации юрских нефтей и зон их локализации в пределах Верхнеляминского вала получены следующие результаты:

По результатам палеотемпературного анализа выделены палеоочаги генерации нефти в тутлеймской (баженовской) и шеркалинской свитах.

Определены палеоплощади нефтесбора и зоны аккумуляции юрских нефтей (рис. 4, 5).

Перспективы нефтегазоносности отдельных зон аккумуляции нефти определены интегральным показателем, зависящим от размеров палеоплощадей нефтесбора, палеотемператур и длительности действия очагов генерации.

Проведено ранжирование разведочных и поисковых площадей по степени перспективности по результатам нефтегазопоисковой геохимии.

Реализованный подход к прогнозированию нефтегазоносности центральной части Югорской зоны является примером комплексной нефтегеологической интерпретации широкого спектра геолого-геофизических данных и может быть применен для оценки углеводородного потенциала других крупных объектов Западно-Сибирской плиты.

В части прогноза нефтегазоносности локальных объектов сделано следующее.

Установлено, что «кольцевые» зоны аномальных концентраций ароматических УВ в приповерхностных отложениях соответствуют в латеральном плане выявленным сейсморазведочными работами ловушкам.

Показана возможность использования результатов нефтепоисковой геохимии для ранжирования ловушек по степени перспективности и определения точек заложения первоочередных поисковых скважин.

Выполненный прогноз зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле, ранжирование разведочных и поисковых площадей по степени перспективности, установленные возможности геохимических поисков по ароматическим УВ рекомендуется учитывать при планировании и проведении региональных и поисковых работ в пределах Югорской зоны нефтенакопления.

Публикации в изданиях списка ВАК 1. Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Исаева О.С., Лобова Г.А. Плотностное моделирование фундамента осадочного разреза и прогноз зон нефтегазонакопления (на примере Южного Сахалина и Западной Сибири) // Тихоокеанская геология. – 2008. – Т.27 - № 3. – С. 3-17.

2. Лобова Г.А. Очаги генерации тогурских нефтей центральной части Югорского свода // Ученые записки Казанского государственного университета. Сер.

Естеств. науки. – 2008. – Т. 150 - кн. 3. – С. 169-182.

Публикации в других изданиях 3. Исаев В.И, Лобова Г.А., Васильев П.А. Условия генерации нефтей баженовского типа в юго-восточной части Нижневартовского свода // Вестник ЮГУ. – 2006. - №4. – С. 41-45.

4. Исаев В.И, Лобова Г.А., Веселов Ю.А. Зоны разуплотнения доюрских отложений на траверсе Варьеганский мегавал – Сургутский свод – Туманный вал – Красноленинский свод // Вестник Югорского государственного университета. – 2006. - №4. – С. 47-51.

5. Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод – Ляпинский мегапрогиб // Вестник ЮГУ. – 2007. - №6 – С.47-60.

6. Лобова Г.А., Литвинова О.Г., Исаев В.И. Зоны разуплотнения доюрских отложений на траверсе Касский мегапрогиб – Варьеганский мегавал (Западная Сибирь) // Новые идеи в науках о Земле: VIII межд. конф. Доклады. S-II.

Секция осадочных бассейнов и проблем нефти и газа. – М: РГГРУ, 2007. – С.

157-160.

7. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Ярков Д.М. Нефтепоисковая геохимия по ароматическим углеводородам // Новые идеи в науках о Земле: VIII международная конференция:– М: РГГРУ, 2007. – С. 86-89.

8. Исаев В.И., Исаева О.С., Лобова Г.А., Литвинова О.Г. Зоны разуплотнения доюрских отложений на траверсе Красноленинский свод – Ляпинский мегапрогиб (Западная Сибирь) // Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей: 34-я сессия межд. семинара им. Д.Г. Успенского:– Москва: ИФЗ РАН. – 2007. – С.123-126.

9. Лобова Г.А., Попов С.А. Фораминиферовые комплексы верхнемеловых отложений центральной части Западной Сибири // Вестник Югорского государственного университета. – 2008. - №1. – С. 69-77.

10. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Ярков Д.М. Геохимическое прогнозирование залежей в Сургутском районе нефтедобычи // Известия ТПУ.

– 2008. – Т.313. - №1. – С. 44-51.

11. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Костров Ю.В., Лобова Г.А. Геохимическое прогнозирование новых залежей в районах нефтедобычи (на примере Центрально-Кустового участка в Сургутском районе) // Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии: Сборник трудов международной научно-практической конференции: Алматы, 3-4 апреля 2008г.

– Т.2. – Алматы: КБТУ. – 2008. – С.45-48.

12. Исаев В.И., Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть Западно-Сибирской плиты) // Геофизический журнал.

– 2008. – Т.30 - №1. – С.3-27.

13. Исаев В.И., Лобова Г.А., Мочалкина Л.Н., Попов С.А., Литвинова О.Г.

Факторы термической истории и нефтегенерации баженовской свиты Верхнеляминского вала (Югорский свод) // Вестник Югорского государственного университета. – 2008. - №1. – С.34-42.

14. 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 ТПУ. – 2008. – Т.313. - №1. – С.38-43.

15. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Романова Т.И. Геохимическое прогнозирование залежей углеводородов (на примере центральной части Западно-Сибирской плиты) // Известия Томского политехнического университета. – 2009. – Т.314. - №1. – С. 61-65.

16. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Романова Т.И. Геохимическое прогнозирование залежей нефти при поисках и в районе нефтедобычи // Международный научно-практический форум Минерально-сырьевая база Сибири. Материалы научно-практической конференции. Том I. – Полезные ископаемые. – Томск: Изд-во ТПУ. 2008. – С. 89-94.

17. Исаев В.И., Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод – Ляпинский мегапрогиб // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО: Сборник докладов научно-практической конференции. Том 2. - ХантыМансийск: «ИздатНаукСервис». 2008. – С. 37-43.

18. Исаев В.И., Исаева О.С., Лобова Г.А., Фомин А.Н. Очаги генерации и зоны аккумуляции юрских нефтей в центральной части Югорского свода // Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей. Материалы XXXVI сессии Международного семинара (Казань 26-31 января 2009 г.). - Казань: изд-во Казанского ун-та. 2009. – С. 140Исаев В.И., Лобова Г.А., Рояк М.Э., Фомин А.Н. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода // Геофизический журнал. – 2009. – Т.31. C. 15-46.

20. V. I. Isaev, R. Yu. Gulenok, O. S. Isaeva, and G. A. Lobova Density Modeling of the Basement of Sedimentary Sequences and Prediction of Oil–Gas Accumulation:

Evidence from South Sakhalin and West Siberia // RUSSIAN JOURNAL OF PACIFIC GEOLOGY, Vol. 2, No. 3, 2008, pp. 191-204.

628012, Ханты-Мансийский автономный округ,