Особенности геологического строения палеозойских нефтегазоперспективных отложений Нюрольской впадины, Западная Сибирь

Гончаров, Александр Викторович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Особенности геологического строения палеозойских нефтегазоперспективных отложений Нюрольской впадины, Западная Сибирь
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Особенности геологического строения палеозойских нефтегазоперспективных отложений Нюрольской впадины, Западная Сибирь"

Министерство природных ресурсов

Российской Федерации ' о ОД

Всероссийский научно-исследовательский 0 геологический нефтяной институт (ВНИГНИ)

На правах рукописи УДК 553.98.041:551.73 (571.16)

ГОНЧАРОВ АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЮРОЛЬСКОЙ ВПАДИНЫ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)

Специальность: 04.00.17 - геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва, 2000 г.

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ)

Научные руководители: доктор г.-м.н., проф. В.С.Славкин

доктор г.-м.н., Е.А.Копилевич

Официальные оппоненты:

доктор г.-м.н., проф. В.Д.Ильин доктор г.-м.н., В.М.Ковылин

Ведущая организация: Томский геофизический трест

(г. Колпашево)

Защита состоится «19 » июня 2000 г. в 11 часов на заседании диссертационного Совета №Д.071.05.01 при Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ) по адресу: 105819, г. Москва, Шоссе Энтузиастов, д.36

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГНИ.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 105819, г.Москва, Шоссе Энтузиастов, д.Зб (ВНИГНИ), ученому секретарю диссертационного Совета.

Автореферат разослан 17. мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета :

к.г-м.н. Т.Д.Иванова

(О

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ. Доюрская история формирования Западно-Сибирского НГБ, процессы образования, строения и нефтегазоносносги элементов его разновозрастного основания, особенно карбонатных палеозойских отложений Нюрольской впадины, уже многие годы привлекает к себе внимание исследователей. (И.М.Губкин, МККоровин, Н.А.Кудрявцев, Н.П.Туаев, Н.С.Шатский, М.М.Чарыгин, Д.Л.Степанов и др.).

Проведен большой объем детальных и комплексных исследований, выявлены многие особенности строения палеозойского карбонатного комплекса, открыты небольшие месторождения с высокими притоками нефти и газа, однако проблемы оценки и освоения ресурсов углеводородов, заключенных в палеозойских отложениях, еще не решены.

Это связано с господствующим представлением о характере нефтегазоносности преимущественно прикровельной зоны палеозойского комплекса. В соответствии с этим бурением в основном вскрыта прикровельная часть (50— 300м) палеозойских отложений. Усилиями многих исследователей (И.А.Иванов, Г.И.Тшценко,А.М.Огарков и др.) разработаны представления о характере нефтегазоносности прикровельной зоны палеозойского комплекса. Доказано развитие здесь специфического нефтегазоносного горизонта зоны контакта (НГТЗК), объединяющего разновозрастные палеозойско-раннемезозойские (доюрские) отложения. Они, как правило, продуктивны в пределах эрозионно-тектонических выступов доюрских отложений. Залежи здесь размещаются частично в палеозойских отложениях, а частично или в основном— в прерывисто облекающих или перекрывающих их более молодых (палеозойско-раннеюрских) отложениях.

Многочисленными скважинами установлена резкая изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных отложений.

При этом структурная модель таких прикровельных НГТЗК определялись по отражающему горизонту (ОГ), приуроченному к подошве юрских отложений (Ф2), а латеральная неоднородность продуктивных отложений в межскважинном пространстве практически не изучалась.

Понятно, что ни структурная модель, палеозойских резервуаров, по ОГ Ф2, ни, тем более, ФЕС продуктивных отложений со сложными трещинно-каверно-поровыми коллекторами не соответствовали в должной мере реальным условиям.

Все это привело к тому, что несмотря на достаточно большой объем бурения НГТЗК в течение 30 лет, промышленная добыча палеозойской нефти так и не была организована, поскольку до последнего времени сейсмический метод и комплексная интерпретация данных сейсморазведки и глубокого

бурения не могли дать четкого обоснования заложения глубоких скважин и научно обоснованных моделей геологического строения открытых залежей. В среднем по Нюрольской впадине на 1 продуктивную скважину приходится 5 сухих или обводненных.

Палеозойские отложения (глубже НГГЗК) на глубинах более 300 м под подошвой юры, вскрыты единичными скважинами в разных частях Нюрольской впадины, а сейсморазведка МОГТ, даже в последние годы, ограничивалась картированием ОГ Ф2.

В связи с этим внутреннее строение палеозойских отложений остается практически не изученным и, соответственно, залежей или нефтегазопроявлений в собственно палеозойском комплексе выявлено немного и в основном мелких, несмотря на признанную его нефтегазоперспективность, в связи с прогнозируемой рифогенностью и наличием глинистых внутрипалеозойских покрышек (А.А.Трофимук,

B.С.Вышемирский, А.Э.Конторович, Н.П.Запивалов, В.Н.Дубатолов,

C.А.Степанов, С.М.Рыжкова, Ж.О.Бадмаева и др.).

Таким образом, актуальным является изучение внутреннего строения палеозойских отложений, как в прикровельной части, так и на большей глубине путем, прежде всего, выявления и картирования внутрипалеозойских отражающих горизонтов, сейсмофаций, типов разреза, определения на этой новой сейсмической основе, увязанной с данными глубокого бурения, ГИС, АК, СК, новых направлений геолого-разведочных работ с целью поисков и разведки промышленных месторождений палеозойских УВ.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ: Изучение палеозойских отложений Нюрольского бассейна с целью построения адекватных моделей уже открытых залежей и главным образом выявление новых перспективных объектов на основе разработанных применительно к данным геологическим условиям методических приемов геолого-геофизического моделирования.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ:

— разработка методики обработки сейсморазведочных данных МОГТ для выделения и прослеживания новых внутрипалеозойских ОГ и сейсмофаций на временных разрезах, скоростная и спектрально-временная параметризация целевых интервалов с целью картирования типов разреза палеозойского комплекса и определения емкостной характеристики коллекторов в межскважинном пространстве;

— разработка структурной модели строения палеозойских отложений по внутрипалеозойским ОГ с построением соответствующих структурных карт в дизъюнктивно-блоковом варианте;

— изучение неоднородности палеозойских отложений с результатом в виде карт рифовых, вулканогенных сейсмофаций и типов геологического разреза;

— определение новых направлений геолого-разведочных работ и разработка рекомендаций на проведение детальной сейсморазведки, параметрического и разведочного бурения в пределах выявленных нефтегазоперспективных объектов.

ЛИЧНЫЙ ВКЛАД И МАТЕРИАЛЫ, использованные автором в разработке защищаемых положений диссертации.

Основные положения диссертационной работы сформулированы на основе выполненной автором или при его непосредственном участии обработки и интерпретации накопленного геолого-геофизического материала, полученного в процессе выполнения контрактных работ с Комитетом природных ресурсов по Томской области, ОАО "Томскнефтегазгеология" на протяжении 1994 — 1998г.г. При написании работы автор опирался на результаты выполненной во ВНИГНИ переобработки и структурно-литологической интерпретации сейсмических материалов я 1400 пог.км сейсмических профилей, отработанных Томским геофизическим трестом, на изучение разрезов и анализ результатов опробования более 95 скважин, по которым использовались данные ГИС, АК, СК, коллекции шлифов и керна.

Автор принимал непосредственное участие в совершенствовании и развитии методики обработки данных сейсморазведки МОГТ. Им также были составлены геолого-геофизические разрезы по профилям, построены структурные, сейсмофациальные, типов разреза и емкостная карты, на которых выделены системы дизъюнктивных дислокаций, послужившие основой для создания новой дизъюнктивно-блоковой модели строения палеозойских отложений юга Нюрольской впадины; закартированы рифовые и вулканогенные сейсмофации, а также наиболее емкие палеозойские коллектора.

Совместный анализ всех имеющихся данных позволил построить модели геологического строения залежей и перспективных объектов на этой территории, выявить новые направления геолого-разведочных работ и сделать конкретные рекомендации для проведения параметрического и разведочного бурения.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ:

— разработана методика обработки сейсморазведочных данных МОГТ на ПЭВМ применительно к сейсмогеологическим условиям палеозойских отложений юга Нюрольской впадины, позволившая впервые выделить и повсеместно проследить новые внутрипалеозойские отражающие горизонты, рифовые и вулканогенные сейсмофации, выполнить скоростную и спектрально-временную параметризацию палеозойского интервала

сейсмической записи, построить емкостную модель продуктивных палеозойских отложений с определением эффективной удельной емкости в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки на Урманской площади;

— повсеместно на юге Нюрольской впадины проведено структурно-тектоническое и сейсмофациальное изучение нижней карбонатной формации

(ДО;

— доказано нескладчатое, субгоризонтальное, слабо наклонное залегание палеозойских отложений юга Нюрольской впадины, осложненное дизъюкгивной тектоникой;

— выявлено несогласие структурных планов нижней (ДО и верхней (Д2-С1) карбонатных формаций палеозоя;

— надежно обоснована и реализована возможность выявления и картирования рифогенных, вулканогенных сейсмофаций, карбонатных банок и различных типов геологического разреза в отложениях палеозоя, в т.ч. и в нижней карбонатной формации (ДО.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ исследований заключается в построении новой геологической модели палеозойского природного резервуара юга Нюрольской впадины и разработке комплекса специальных методических приемов, позволяющих наиболее надежно и полно прогнозировать строение природных резервуаров УВ в палеозойских отложениях Западной-Сибири.

На основе результатов, полученных учеными и специалистами ВНИГНИ (в том числе автором), Комитетом природных ресурсов по Томской области и ОАО "Томскнефтегазгеология" разработаны и реализуются конкретные мероприятия по оптимизации поисков, разведки и эксплуатации месторождений УВ.

По предложению ВНИГНИ, Комитета природных ресурсов по Томской области и ОАО "Томскнефтегазгеология" Министерство природных ресурсов РФ утвердило бурение параметрической скважины глубиной 4500 м для оценки перспектив нижней карбонатной рифогенной формации на СевероКалиновой площади, в пределах закартированной здесь нижнедевонской рифовой сейсмофации.

Планом работ ОАО "Томскнефтегазгеология" предусмотрено бурение двух разведочных скважин глубиной 3200 м. в пределах Хатчинской структуры на участках закартированных рифовых сейсмофаций в верхней карбонатной рифогенной формации.

РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ заключается в передаче полученных в процессе выполненного исследования основных результатов в виде: текстов отчетов, структурных, типов разреза, сейсмофациальных и емкостных карт;

разрезов, графиков в ОАО "Томскнефтегазгеология" (г.Томск), Томский геофизический трест (г.Колпашево), Комитет природных ресурсов по Томской области.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ И ПУБЛИКАЦИИ. Основные положения и выводы диссертационной работы докладывались на заседаниях методической секции Ученого совета ВНИГНИ, научно-технического совета Комитета природных ресурсов по Томской области, ОАО "Томскнефтегазгеология", "Восточной нефтяной компании" при защите отчетов в 1996, 1997 и 1998 годах, на конференции в Москве БЕС-ЕАСО; результаты проведенных исследований опубликованы в четырех статьях, трех научно-тематических отчетах и тезисах доклада на конференции 5ЕО-ЕАГО/97.

ОБЪЕМ РАБОТЫ: Диссертация содержит 77 страниц текста, состоит из 5 глав, введения и заключения и иллюстрирована 53 рисунками. Список использованной литературы включает 95 наименований.

Работа выполнена в отделе моделирование природных резервуаров ВНИГНИ под руководством заведующего отделом профессора, д.г-м.н. В.С.Славкина и главного научного сотрудника д.г-м.н. Е.А.Копилевича, которым автор выражает глубокую признательность и благодарность.

Автор благодарит ведущего научного сотрудника к.г-м.н. Н.Н.Бакуна и старшего научного сотрудника Е.С.Шарапову за большую помощь и консультации.

В процессе проведения исследований автор сотрудничал с

A.А.Гусейновым, В.Е.Зиньковским, М.М.Шмайном, С.М.Френкелем, Г.Н.Бендюковой, Ю.В.Ворошиловой и другими сотрудниками отдела №6 ВНИГНИ, которым выражает искреннюю признательность и благодарность.

B.И.Седунову, Н.И.Карапузову, В.М.Тищенко, Р.В.Белову.— за помощь в работе, ценные советы и консультации.

В ДИССЕРТАЦИИ ЗАЩИЩАЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ:

1. Методика обработки и интерпретации сейсморазведочных данных МОГТ, обеспечивающая выделение и прослеживание внутрнпалеозойских отражающих горизонтов и сейсмофаций, изучение скоростной неоднородности палеозойского комплекса и его емкостных свойств.

2. Структурная модель палеозойского комплекса построенная по новым виутрипалеозойским ОГ, основные отличительные особенности

которой заключаются в субгоризонтальном залегании девонско-каменноугольных отложений, разбитых тектоническими нарушениями на отдельные блоки и некомфорным, а часто и несогласным залеганием нижнедевонских и вышележащих отложений.

3. Распределение и генезис перспективных на УВ объектов в палеозойском комплексе.

4. Новые направления геолого-разведочных работ на палеозойскую нефть в Нюрольской впадине, основанные на новой геологической модели и заключающиеся в изучении нижней рифогенной карбонатной формации (ДО, а также рифов и карбонатных банок верхней карбонатной формации (Д2-С1).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1 представляет собой очерк геологического строения Нюрольской впадины и состоянию геолого-геофизической изученности.

Район исследования располагается в пределах Центрально-Западносибирской складчатой системы, имеющей герцинский возраст консолидации. В состав этой складчатой системы, кроме геосинклинально-складчатых позднегсрцинских струкгурно-формационных зон, входит ряд срединных массивов более древних складчатых систем. Самый крупный из которых — Межовский — состоит из поднятого (Межовский) и опущенного (Нюрольский) блоков и имеет основание с байкальским возрастом складчатости.

Рифтогенез, наиболее полно проявившийся в ранне-среднетриасовую эпоху, завершил формирование тектонического облика палеозойского фундамента и положил начало новому этапу развития Западно-Сибирской плиты — платформенному.

В процессе многолетних исследований (А.Э.Конторович, В.С.Сурков, Н.П.Запивалов, Ф.Г.Гугари, Г.КТищенко, М.Ю.Васильева, В.Г.Журавлев, О.Г.Жеро, Л.В.Смирнов, О.И.Бо1уш, Б.А.Канарейкин,В.И.Краснов) было установлено, что нефтегазоносность относительно маломощных и латерально изменчивых доюрских кор выветривания и кремнистых брекчий калиновой свиты (переходный или промежуточный комплекс отложений), а также терригенно-кремнистых и карбонатных пород верхней части палеозойских толщ проявляется в относительно небольших масштабах и связана с эрозионно-тектоническими выступами фундамента (ЭТВ), выявляемых сейсморазведкой. В качестве источника УВ предполагаются как юрские, так и палеозойские отложения. Перспективы нефтегазоносности собственно палеозойских отложений связывались также с мощными (порядка первых километров) толщами карбонатного палеозоя. Обширная область их

распространения выявлена на юго-востоке Западной Сибири в пределах Томской и Новосибирской областей. Это уникальное геоструктурное образование было названо Нюрольской впадиной. Оно рассматривалось как часть дислоцированного фундамента. Возможность такого подхода определяли случаи выраженности в керне негоризонтальной слоистости карбонатных пород и трудности выявления внутреннего строения карбонатного комплекса по материалам сейсморазведки. Это же обусловило скептицизм относительно вероятности сохранения внутрипалеозойских продуктивных природных резервуаров, несмотря на низкую буровую изученность и получение притоков УВ с глубин более 1 км ниже кровли комплекса.

В 80-90-е годы появились данные (А.Э.Конторович, И.А.Олли, О.Ф,Стасова, В.С.Вьппемярский, Н.П.Запивалов, Ж.О.Бадмаева и др.) показавшие, что палеозойские отложения Нюрольской впадины не подвергались региональному метаморфизму, свойственному складчатым комплексам фундамента. Это определило возможность более оптимистического подхода к оценке перспектив нефтегазоносности самого палеозойского комплекса, исходя из возможности его неравномерной или локальной дислоцированности.

В последние годы были получены следующие результаты: 1) установлено присутствие в карбонатном комплексе рифогенных, обломочно-шлейфовых отложений (С.А.Степанов, В.И.Краспов, Н.С.Новгородов и др.), которые могут отличаться первично негоризонтальным напластованием; 2) доказана возможность выявления аномальных сейсмических зон, связанных с органогенными постройками (В.И.Краснов, С.А.Степанов, В.И.Биджаков, Н.И.Карапузов, В.М.Тшденко) и выделения холмовидных рифовых сейсмофаций (Р.В.Белов); 3) сделана попытка прослеживания внутрипалеозойского ОГ на Тамбаевской площади (Н.И.Карапузов).

Указанные выше данные свидетельствуют о неравномерной дислоцированности карбонатного палеозоя Нюрольской впадины, что открывает возможности для более оптимистического подхода к оценке перспектив нефтегазоносности.

Это подтвердилось получением промышленного, пульсирующего притока нефти 24—150 мЗ/сут и 8—100 тыс.мЗ/сут. газа из среднедевонских отложений рифового шлейфа, в скв. Р-3 Нижне-Табоганская. В нижнедевонских карбонатных отложениях, даже в невполне благоприятных структурных условиях в двух скважинах получены притоки воды от 12 мЗ/сут.(скв.б Урманская) до 36,6 мЗ/сут. (скв.З Тамбаевская).

Район исследования расположен в зоне погруженного блока Межовского срединного массива — Нюрольской палеозойской впадины.

Выводы: В Нюрольской впадине имеются предпосылки для проведения исследований по установлению перспектив промышленной нефтегазоносностн собственно палеозойских отложений и определению новых направлений ГГР на основе применения новой методологии — структурно-литологическом интерпретации данных бурения и сейсморазведки.

Глава 2 посвящена разработанной методике обработки сейсморазведочных данных МОГТ на ПЭВМ.

Палеозойские отложения, Нюрольской впадины, представляют собой необычайно сложный объект для изучения их сейсмическим методом.

Трудности изучения этих карбонатных отложений сейсморазведкой (метод ОГТ) связаны с наличием многочисленных тектонических нарушений, шероховатостью ОГ и в связи с этим интерференцией однократно и многократно отраженных, боковых, дифрагированных волн, значительно усложняющих волновую картину.

Многолетние усилия геофизических организаций, работавших в данным районе, не привели к получению отвечающего сложности сейсмогеологических условий адекватного качества основополагающих сейсмических материалов - временных разрезов ОГТ. Весь результат заключался, как правило, в выделении и прослеживании отражающего горизонта Ф2, приуроченного к подошве юрских отложений, по которому строилась структурная карта. На отдельных участках эпизодически отмечались рифовые сейсмофации (Р.В.Белов, 1996г.) и на Тамбаевской площади была сделана попытка выделения и прослеживания глубинного внугрипалеозойского отражающего горизонта (Н.И.Карапузов, 1979г.).

Поэтому важнейшим элементом исследований являлось получение принципиально нового качества сейсмических материалов, которые в совокупности с данными уже имеющихся глубоких скважин, позволили бы с одной стороны, составить более точное представление о геологическом строении палеозойских отложений, а с другой стороны, обеспечили бы выделение новых перспективных объектов.

В основе наших исследований стояла задача получения, прежде всего, качественных временных разрезов с максимально возможным разрешением записи и соотношением сигнал/помеха, а также приемлемой когерентностью в интервале регистрации палеозойских отражений. Для этого требовался принципиально новый подход к обработке и интерпретации данных МОГТ с целью выделения и корреляции отражающих горизонтов, приуроченных к внутрипалеозойским границам раздела, поверхности консолидированных палеозойских отложений, поверхностям верхней и нижней карбонатных

формаций.

Применительно к конкретным сейсмогеологическим условиям юга Нюрольской впадины использована концепция формирования оптимального графа обработки сейсморазведочных данных ОГТ, разработанная во ВНИГНИ (СлавкинВ.С., КопилевичЕ.А., 1995 г.), суть которой заключается в максимально возможном использовании, во-первых, априорной геолого-геофизической информации на всех стадиях обработки и, во-вторых, преимуществ различных систем обработки; методика предусматривает постепенное, плавное накопление положительного результата с адаптацией параметров обрабатывающих процедур к изменяющимся сейсмогеологическим условиям.

Основные отличительные особенности разработанной методики обработки заключаются в расширении частотного диапазона сейсмической записи на » 20—25 Гц в сторону высоких частот; жестком вычитании кратных волн; различных корректирующих фильтрациях сейсмограмм и суммарных трасс; ДМО - преобразовании годографов ОГТ; коррекции остаточных фазовых сдвигов и формы сейсмических импульсов. Это обеспечило получение максимально возможной разрешенное™ и динамической выразительности сейсмической записи на временных разрезах, доведя этот параметр до величины >35 Гц. При этом соотношение сигнал/помеха на времени регистрации палеозойских отражений изменяется от 3 до > 10, а когерентность сигналов практически в большинстве случаев больше 0.75—0.8.

Полученные временные разрезы представляют собой основу для проведения интерпретационной обработки, заключающейся в получении разрезов мгновенных фаз, эффективных коэффициентов отражения (ЭКО), псевдоакустического каротажа (ПАК-РЕАМ) и расчете графиков среднепластовых псевдоакустических скоростей (VnAKPEAM=f(x), определения скоростной характеристики среды и глубин залегания целевых отражающих горизонтов, спектрально-временного анализа временных разрезов.

Все это позволило впервые разрешить интерференционную сейсмическую запись на времени регистрации палеозойских отражений, что имеет решающее значение для уверенного выделения и прослеживания новых, ранее не изучавшихся ОГ, и получить принципиально новую геофизическую информацию о внутреннем строении палеозойской толщи.

Достигнутое качество временных разрезов обеспечило выделение и повсеместное прослеживание помимо традиционного отражающего горизонта Ф2, трех новых внутрипалеозойских отражающих горизонтов — Фь Pzk и Ф0, а на Урманской площади ещё двух новых ОГ D и ОГ ТС.

Среди новых ОГ верхним (прикровельным) является ОГ Ф1. Он связан

с естественным разделом двух физически резко различных образований, четко отличающихся по генезису и времени формирования. Подстилающая толща — девонско-раннекаменноугольные, карбонатные, бассейновые отложения. Выше ОГ Фь между ОГ Ф] и ОГ Ф2, залегают предмезозойские субаэральные образования — в основном аллитно-кремнистые (бокситовые) пористые продукты коры выветривания или образования коры выветривания, частично переотложенные. ДУак на этой границе равна 2000 м/сек.

Следующий — ОГ О (Урманская пл.) прослеживается внутри верхней части собственно палеозойских отложений и отделяет их каменноугольную (прикровельную) часть от нижележащей мощной девонской толщи, т.е. ОГ Б приурочен к кровле последней.

Реальность физической контрастности этого естественного раздела напластования вытекает из практически общепризнанности представлений о постдевонском перерыве осадконакопления и отождествляются с кровлей девонских отложений. ДУак на ОГ Б равна 1200 м/сек.

Третий новый ОГ ТС (Урманская пл.) связывается с внутрипозднедевонским перерывом при формировании карбонатных отложений. Возможность проявления перерыва определяется завершением в позднем девоне крупного тектоно-седиментационного цикла формирования основной верхней части карбонатной формации— тартасской серии. При этом образование резко фациально дифференцированных отложений, слагающих тартасскую серию, в конце франского времени сменяется накоплением фациально слабо дифференцированных карбонатных (с прослоями карбонатно-глинисто-песчанистых) отложений регрессирующего позднедевонского бассейна, выделяемых в качестве лугинецкой толщи (свиты). ДУак на этой границе равна 1300 м/сек.

ОГ Ргк связан с перерывом осадконакопления. Он фиксирует один из наиболее четких физических разделов внутри верхней части карбонатных отложений, приуроченный к смене типа седиментогенеза, а именно к кровле рифогенной части верхней карбонатной формации (в отдельных зонах это вулканогенно-карбонатная рифогенная формация). ДУак на этой границе равна 900 м/сек.

Выделение ОГ Ф0, также обосновано существованием поверхности перерыва в основании тартасской серии. Эта поверхность разделяет две карбонатные рифогенные формации, нижнюю - нижнедевонскую аналоги которой ранее выделялись в качестве лесной толщи, и верхнюю девонско-каменноугольную.

Залегающая на поверхности перерыва трансгрессивная часть разреза включает в своей нижней части пачку глинистых отложений, толщина которой составляет 65— 100 метров. ДУак на этой границе равна 1000 м/сек.

Картирование этого горизонта имеет особую важность, т.к. мощный глинистый пласт может служить региональной покрышкой для нижнедевонских рифогенных карбонатных отложений.

Помимо новых ОГ, впервые на этой территории выделены и закартированны рифовые сейсмофации и их шлейфы, зоны развития карбонатных банок, а также вулканогенные сейсмофации. Кроме классических сейсмостратиграфических признаков в виде особенностей рисунка сейсмической записи волнового поля ( Н.Я.Кунин, В.М.Ковылин, А,Е.Шлезингер, Е.В.Кучерук) выделенные сейсмофации охарактеризованы скоростной и спектрально-временной параметризацией.

Для изучения неоднородности отложений в интервалах Ф2-Фь ФгРгк и в верхней части верхней карбонатной формации (под Ргк) получены разрезы ПАК-РЕАМ и графики изменения среднепластовых псевдоакустических скоростей по сейсмическим профилям. По этим данным совместно с данными АК и СК построены карты Упл. и на их основе проведена последующая типизация разрезов в различных интервалах.

НаУрманской площади, карта пластовых скоростей использована также для построения емкостной модели продуктивных палеозойских отложений по методу разработанному во ВНИГНИ.

Выводы: Разработана методика обработки сейсморазведочных данных МОГТ позволяющая получить принципиально новую информацию для построения геологической модели палеозойских отложений в виде новых внутрипалеозойских ОГ, рифовых и вулканогенных сейсмофаций, скоростной и спектрально-временной (СВАН) характеристики сейсмофаций и вмещающих их отложений.

Глава 3 посвящена описанию основных особенностей структурной модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины.

Новые данные об особенностях структурной модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины получены на основе существенного повышения качества результативных сейсмических материалов и реконструкций принципиальных обстоятельств седиментогенеза.

Повышение качества результативных сейсмических материалов сделало возможным извлечение из первичных сейсмозахшсей принципиально новой информации о внутрипалеозойских границах раздела и скоростной характеристики среды.

На восьми изученных площадях: Калиновой, Северо-Калиновой, Хатчинской, Нижне-Табаганской, Кулгинской, Арчинской, Урманской, Еллей-Игайской выделены и повсеместно прослежены — три новых внутрипалеозойских отражающих горизонта, Фь Ргк, Ф0.

НаУрманской площади, где мощность верхней части палеозойских отложений между ОГ Ф] и Ргк увеличена в несколько раз, выделены и прослежены еще два новых ОГ — (Б и ТС).

Таким образом, новые данные о структурной модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины получены на основе структурных построений ранее не изучавшихся внутрипалеозойских границ б нижнекаменноугольных (ОГ ФО, верхнедевонских (ОГ В и ТС), среднедевонских (ОГ Ргк) и нижнедевонских (ОГ Ф0) отложениях.

Такая фактурная сейсмическая основа, опирающаяся на данные бурения, ГИС, СК, АК обработанных скважин, позволила выявить первую принципиальную отличительную особенность новой структурно-тектонической модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины — субгоризонтальное, слабо наклонное залегание пород, разбитых тектоническими нарушениями на отдельные блоки.

По всей полученной информации палеозойский комплекс не является складчатым в традиционном понимании этого термина.

Хотя до сих пор существует мнение об интенсивной дислоцированности карбонатного палеозоя (О.О.Абросимова и др.).

Невысокая степень постдиагенетических преобразований органического вещества - палеозойских карбонатных отложений (мезокатагенез) в данном районе и сохранение ими основных седиментационных признаков подтверждает первую отличительную особенность модели.

Вторая основная отличительная особенность новой структурно-тектонической модели палеозойского комплекса заключается в неконформности взаимоотношений отдельных границ раздела в составе палеозоя, вплоть до несоответствия структурных планов ОГ Фо и ОГ Ргк — кровельных горизонтов нижней и верхней карбонатных формаций.

Ниже приведена характеристика новой структурно-тектонической модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины снизу вверх, по вскрытому бурением разрезу доюрских отложений. При этом использованы существующие данные его литостратиграфического расчленкния на толщи и обоснование их геологического возраста (В.Н.Дубатолов, В.И.Краснов, И.О.Бопуш и др.,1990).

Нижний карбонатный комплекс (ДО

Внутренняя структура палеозойского карбонатного комплекса впервые характеризуется по обоснованно выделяемому и практически непрерывно откартированному в пределах изученной территории новому ОГ Ф0.

В центре территории выявлена (площади Хатчинская, Нижне-Табаганская) и прослежена с севера на юг (площадь Кулгинская) более чем

35 км зона (блок) с относительно погруженным залеганием эрозионной поверхности, фиксируемой ОГ Ф0. Участки ее максимального погружения находятся на юго-востоке Нижне-Табаганской площади (-4462 м) и в западной части Кулгинской (-4466 м) площадей. Ширина погруженного блока достигает 25 км.

Погруженный блок ограничивается с запада и востока двумя приподнятыми блоками (первый — площади Калиновая и Северо-Калиновая; второй — площадь Арчинская) размерами не менее 15 х 15 км каждый. Максимальный подъем ОГ Ф0 зафиксирован в западной части Калиновой площади (-4132 м) и на северо-востоке Арчинской площади (-4129 м).

Из этого следует, что максимальный перепад абсолютных высот поверхности ОГ Ф0 составляет 337 м. Депрессионная зона и сопредельные приподнятые участки разграничиваются по отметке -4300 м. Максимальная отрицательная отметка для депрессионной зоны относительно отметки -4300 м лежит глубже ее на 166 м. Аналогично максимальная положительная отметка для приподнятых блоков составляет 171 м. Такое совпадение может свидетельствовать о том, что поверхность ОГ Ф0 в пределах изученного района представляет собой генетически единое образование — зонально или субрегионально развитую эрозионную поверхность выравнивания. Поверхность ОГ Ф0 могла возникнуть лишь при перерыве формирования карбонатного комплекса и представляет собой естественный раздел внутри нее, между двумя карбонатными формациями.

Обособление и проявление описанных выше погруженного и двух приподнятых блоков произошло позже, на последующих этапах геологического развития территории. Но в морфометрии и характере дизъюнктивной мелкоблоковой расчлененности блоков проявляются особенности, аналогичные у приподнятых блоков и различные у последних и опущенного блока. Если рассматривать их не случайными, а унаследованными, то возможным является предположение, что ОГ Ф0 фиксирует резко снивелированную поверхность различных структурно-генетических образований в составе нижней карбонатной формации. Например, до формирования ОГ Ф0, наиболее ранние образования могли подвергнуться дроблению на крупные блоки, которые сохраняли аналогию внутренней структуры, но подвергались перемещению с изменением пространственной ориентации. В последующем эти блоки были включены в область консолидации и уже затем подверглись эрозионной нивелировке.

К краевым частям этих блоков приурочены участки надвигов. Строение граничных зон отличается сложностью. Обычно это резкий перегиб рельефа ОГ Ф0 типа флексурно-разрывной зоны. Здесь на протяжении « 2 км поверхность ОГ Ф0 погружается на 158 м. На границе Западного

приподнятого блока (Арчинского) и центрального опущенного блока поверхность ОГ Ф0 на протяжении 2,3 км погружается на 214 м.

Очень важным для оценки перспектив нефтеносности нижней карбонатной формации является то обстоятельство, что на карте по ОГ Ф0 выделяется целый ряд относительно небольших антиклинальных поднятий изометричной формы, амплитудой до 50 м. Анализ выявленных элементов морфологии и пространственного распределения антиклинальных поднятий позволяет сделать вывод об их седиментационной природе. Учитывая характер разреза, можно рассматривать изомеггричные локальные поднятия как структуры облекания биогермных массивов, развитых среди слоистых карбонатно-глинистых отложений. Все это особенно четко проявилось на Северо-Калиновой, Хатчинской, Арчинской и Нижне-Табаганской площадях.

В пределах Урманского блока ОГ Ф0 залегает отчетливо моноклинально, воздымаясь к Тамбаевскому блоку от отметок -4200 м до -3500 м, при этом Урманский блок отделяется от Арчинского флексурно-разрывной зоной, а от Тамбаевского - грабен-синклиналью.

Верхний карбонатный комплекс ОД-ОД

Более чем на 1000 м выше ОГ Ф0 находится поверхность рифогенной части верхней карбонатной формации, фиксируемая ОГ Ргк. Строение этой поверхности принципиально отличается от описанной выше (ОГ Ф0). На ней четко выделяются 7 крупных пологих поднятий, в пределах которых абсолютные отметки не превышают -3000 м: Калиновое, Северо-Калиновое, Хатчинское, Нижне-Табаганское, Арчинское, Кулгинское, Урманское, Тамбаевское. Выделены и протрассированы многочисленные тектонические нарушения.

Поверхность кровли верхней карбонатной формации, фиксируется ОГ

Фь

По этой границе отмечаются те же структурные формы и тектонические элементы, что и по ОГ Ргк, но часто с другой морфологией.

Поверхность ОГ Ф2 эрозионная, более сглаженная, чем ОГ Ргк и ОГ Фь Здесь выявлены участки возможного развития карстового рельефа, а также, помимо антиклинальных поднятий и прогибов, осложнения рельефа типа уступов, которые связаны с отдельными разломами, выходящими к подошве юры.

НаУрманской площади структурная модель характеризуется еще по двум границам раздела в верхней части палеозоя— Б и ТС— которые отчетливо фиксируют, совместно с ОГ Ргк, резкое отличие Урманского блока от окружающих его — Тамбаевского и Арчинского блоков. Урманский блок оказывается относительно погруженным и в его пределах проявляется унаследованное развитие центральной относительно крупной

брахиантиклинально-валообразной локальной структуры в верхней карбонатной формации на фоне флексурообразного залегания нижнедевонских отложений.

Зарождение Урманской брахиантиклинальной формы, по-видимому, произошло во время формирования на Урманской блоке нижне-среднедевонских карбонатных отложений. Если на структурной поверхности ОГ Ф0 эта форма еще не проявилась и в зоне расположения скв. Р-1 и Р-11 прослеживается лишь нечетко выраженный флексурный перегиб (интервал отметок -4150—4200 м), то на структурной поверхности ОГ Ргк брахиантиклиналь выражена замкнутой изогипсой -3300 м (8x2км). Тем самым фиксируется резкое несовпадение структурных планов и «бескорневой» тип Урманской брахиантиклинали .

Следует отметить, что в предлагавшихся ранее вариантах модели геологического строения района собственно Урманскому блоку отводилась не самостоятельная, а подчиненная роль. Предполагалось, например, что Урманская органогенная постройка являлась частью обширной древней отмельной зоны и западным ограничением Чижапской карбонатной банки (С.А.Степанов, В.И.Краснов, Н.С.Новгородов 1990).

Проведенные исследования показали четкую индивидуализацию Урманского блока.

Полученные результаты свидетельствуют, что в пределах Урманского и сопредельных частей Арчинского и Тамбаевского блоков, при формировании палеозойского карбонатного комплекса структурные рельефообразующие формы рельефа появлялись, изменялись и расформировывались не только в связи с тектоникой, но и в связи с фациальной миграцией во времени и пространстве минимумов и максимумов органогенного карбонатонакопления.

В результате сложились различные для разных блоков взаимоотношения структурных поверхностей.

Новая структурная модель в целом характеризует внутреннее строение того комплекса, который многими исследователями рассматривался как складчатый фундамент Западно-Сибирской плиты.

Проведенные нами исследования однозначно свидетельствуют, что в данном районе это субплатформенный комплекс со всеми вытекающими отсюда следствиями в отношении перспектив нефгегазоносности.

Новые данные о структурной модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины являются основанием для глубокого бурения, прежде всего параметрического, с целью выяснения перспектив нового объекта исследований — нижней карбонатной формации.

Геолого-разведочные работы на Урманской, Хатчинской, Арчинской,

Нижне-Табаганской и Еллей-Игайской площадях имеют хорошее структурное обоснование для получения положительных результатов при разведке месторождений палеозойской нефти в верхней карбонатной рифогенной формации.

Выводы: Проведенные исследования позволяют констатировать следующее:

— палеозойские отложения характеризуются субгоризонтальным, слабо наклонным залеганием пород, разбитых тектоническими нарушениями на отдельные блоки.

— принципиальным является несовпадение структурных планов нижних и верхних палеозойских границ раздела.

Глава 4 содержит описание особенностей распределения и генезис перспективных на УВ объектов в палеозойском комплексе.

Новые данные об неоднородности палеозойских отложений юга Нюрольской впадины получены на основе существенного повышения качества результативных сейсмических материалов, реконструкций принципиальных обстоятельств седиментогенеза и извлечения таким образом новой информации из первичных сейсмозаписей о внутрипалеозойских границах раздела, рифовых и вулканогенных сейсмофациях, скоростной характеристики среды.

Помимо выделения новых внутрипалеозойских ОГ (см.главу 3) принципиальным для изучения неоднородности палеозойских отложений является выделение по сейсмической записи рифовых и вулканогенных сейсмофаций в нижней карбонатной формации (глубже ОГ Ф0), рифовых сейсмофаций в верхней карбонатной формации и их спектрально-временная (СВАН) и скоростная параметризация на фоне вмещающих пород.

Такая новая сейсмическая фактура, опирающаяся на литолого-фациальный анализ данных бурения, ГИС, АК, СК, является главной отличительной особенностью разработанной сейсмофациальной модели и типов разреза палеозойских отложений юга Нюрольской впадины.

На основе новой геолого-геофизической информации выявлено разнообразие особенностей внутреннего строения палеозойских отложений, которые в целом укладываются в три, имеющие принципиальные отличия варианта, характеризующиеся:

1. широким развитием рифогенности в нижней и верхней карбонатных формациях;

2. широким развитием рифогенности и вулканизма в нижней карбонатной формации и рифогенности в верхней карбонатной формации;

3. последовательным наслаиванием карбонатных биостром —

образующих карбонатную банку.

Первый вариант— установлен на Калиновой, Северо-Калиновой, Хатчинской, Нижне-Табаганской, Арчинской, Кулгинской площадях.

Прикровельный интервал нижней карбонатной формации — (под ОГ Фо, карбонатные образования верхнесилурийско-нижнедевонского возраста, вскрывается двумя скважинами (Калиновые Р-13 и Р-16). Здесь в скв. 13 установлено развитие шельфовых карбонатных отложений, а в скв. 16 вскрыты межрифовые карбонатные отложения. Выполненные обработка и интерпретация материалов сейсморазведки показали широкое развитие в прикровельном интервале ОГ Фо характерных рифовых сейсмофаций. Одиночные рифовые сейсмофации выявлены на границе восточного приподнятого блока (северо-западная часть Калиновой площади), в центральном опущенном блоке (на Хатчинской и Нижнетабаганской площадях). В пределах приподнятого Арчинского блока рифовые сейсмофации, характеризуются группировкой (выявлены две сближенные сейсмофации), шириной по сечению свыше 1,5 км, частичной эродированностью сводов (что может благоприятствовать развитию в них доломитизации, выщелачивания, трещиноватости и других процессов образования вторичной емкости), залеганием непосредственно под глинистой толщей-покрышкой.

Это свидетельствует о том, что нижняя карбонатная формация является в явном виде рифогенной.

Керновый материал свидетельствует о ликвидации первичного пустотного пространства в результате процессов перекристаллизации, кальцитизации и пластических деформаций.

Однако, есть основания полагать, что в рассматриваемой карбонатной формации могут быть обнаружены коллекторы со вторичной пустотностью (емкостью), обусловленной как растворением (выщелачиванием) карбонатного материала, так и с развитием процессов образования стило лито в и трещин (К.И.Багринцева). С этой точки зрения наибольший интерес представляют биогермные ядра органогенных построек, где наиболее активно могут развиваться процессы растворения и карстообразования, т.е. зоны рифовых сейсмофаций.

Отметим также весьма интересные результаты испытания скв. 13. Здесь с абсолютных отметок -4160—-4195 м в колонне был получен слабый приток (0,06мЗ/сут) жидкости, которая могла быть как ФБР, так и пластовой водой. Это означает, что даже скважина, расположенная в относительно неблагоприятном (шельфовом) типе разреза, без какого-либо воздействия (с целью интенсификации притока) на пласт не оказалась абсолютно сухой. Все это позволяет считать нижнюю карбонатную формацию . весьма

перспективной.

Прикровельный интервал рифогенной части верхней карбонатной формации глубже ОГ РгК (карбонатные образования среднс-верхнедевонского возраста) вскрывается многими скважинами. Но они концентрируются на выступах предюрской поверхности и характеризуют лишь часть литофациальных типов отложений данного комплекса, т.е., фактически подтверждена скважинами лишь часть установленной литофациальной зональности. Собственно рифогенная зональность прогнозируется по данным сейсморазведки (сейсмостратиграфичсские признаки, пластовые скорости, спектрально-временная характеристика) и не противоречит данным бурения.

На всей изученной территории распространены морские отложения, высокая карбонатность которых, обилие органических остатков и т.д. показывают, что это шельфовые отложения. Признаков близости существования суши не установлено.

Реконструированная общая зональность шельфа определялась существованием относительно глубоководных и мелководных областей.

Очертания областей относительной глубоководное™ связаны с их приуроченностью к депрессиям, которые разделяли подводные поднятия, что определяло их линейно-ветвящиеся очертания. В пределах этих зон в данном районе наиболее ярко проявлены контрастные инверсионно-тектонические образования, представляющие собой резко приподнятые блоки. Их поверхность в ряде случаев (Северо-Калиновая площадь, западная часть Нижне-Табаганской площади, Арчинская площадь) была настолько приближена к уровню бассейна, что здесь накапливались мелководно-отмельно-лагунные отложения или органогенные образования типа биостромов. Их обломочные шлейфы формировались в небольших объемах.

Очертания областей относительно мелководных шельфовых отложений, приуроченных к подводным поднятиям — изометричные. Отдельные скважины, вскрывающие эти отложения, не были детально изучены, чтобы по фрагментам обломочных шлейфов можно было выявить и реконструировать зону рифообразования. Но пространственная связь признаков обломочных шлейфов и характерных рифовых сейсмофаций однозначно решает эту проблему, хотя скважинами вскрыты лишь межрифовые отложения (В. Д.Ильин, Н.К.Фортунатова).

В зонах потенциального рифообразования подводные поднятия (антиклинальные и блоковые структуры) имели разную высоту воздымания, а следовательно, и различно были приближены к поверхности бассейна. Эти различия подчеркиваются различными вариантами органогенных построек. Это могут быть отдельные небольшие биогермные массивы — при

относительно погруженном положении сводов структур (Кулгинская площадь) или их склонов (Хатчинская, Нижне-Табаганская площади). Это могут быть кольцеобразные группы массивов — рифов на приподнятом своде структуры, с признаками волновой абразии склонов их вершин в виде уступов, под которыми развиты обломочные шлейфы (Хатчинская площадь) или отдельных крупных рифовых массивов на поверхности приподнятого блока (Нижне-Табаганская площадь— шлейф вскрыт скв. Р-3). На более приподнятых структурах дугообразные группы рифов формируются на склонах поднятий, причем обломочный шлейф концентрируется у крайнего рифового массива (Калиновая площадь, скважина Р-6).

Отдельные биогермные массивы и рифы возникают на склонах инверсионных блоковых поднятий (Арчинская площадь).

Такое разнообразие вариантов рифообразования свидетельствует о весьма благоприятных условиях для развития и возможности выявления еще ряда рифов, располагающихся между и вне сейсмопрофилей.

Интервал ОГ ¥тк - ОГ Фь толща облекания рифогенной части верхней карбонатной формации. На всей территории она представлена морскими отложениями, которые нами рассматриваются как унаследованно шельфовые отложения, но без проявлений рифообразования. Сохранность вершин рифов и их обломочных шлейфов, даже если они представлены куполовидными поднятиями по ОГ Ргк, свидетельствует об отсутствии последующего резкого обмеления бассейна. Почти все скважины вскрывают переслаивание карбонатных, кремнистых, глинистых отложений, которое скорее характеризует условия осадконакопления в пределах относительно глубоководного шельфа, благоприятные для образования экранирующей толщи. В верхней части толщи, на отдельных участках, чаще в пределах сводовых частей поднятий отмечается локальное развитие обломочно-детриговых более мелководных, возможно, аккумулятивных отмельных отложений.

Интервал ОГ Ф, —ОГ Ф2, промежуточная толща, которая в целом обычно выделяется как «кора выветривания». В составе этой толщи (Г.И.Тшценко и др. исследователями) выделялись резко различные лито фациальные образования: кремнистые породы, кремнистые брекчии, конгломерато-брекчии с прослоями песчаников и глинистых пород, образования кор выветривания. В качестве литофациальных типов выделены разрезы с преобладанием грубообломочных отложений — брекчий, обломочных отложений (конгломерато-брекчий, песчаников и т.д.) и кремнистых отложений. Остальные варианты представляют собой переходные разновидности сочетаний выделенных типов.

Анализ выявленных здесь ранее известных залежей палеозойской

нефти, выполненной в свете новой структурной и сейсмофациальной моделей позволяют крайне низко, а точнее говоря, негативно, оценить перспективы их промышленного освоения.

Литолого-фациальные характеристики, первого варианта свидетельствуют о резкой изменчивости условий образования карбонатных, частично карбонатных и не карбонатных отложений палеозойского комплекса юга Нюрольской впадины. По-видимому, лишь отчасти аналогичными являются условия формирования палеозойских нижней и верхней карбонатных рифогенных формаций, что подчеркивается частичным совпадением расположения зон рифообразования в них (Арчинская, Хатчинская площади). Для верхней части верхней карбонатной рифогенной формации выявленная в пределах зон потенциального рифообразования множественность его вариантов, использующих при своем развитии различные палеоприродно-геологические ситуации, свидетельствует об исключительной благоприятности условий для рифообразования.

В целом же все изложенное выше, принципиально отличается от ранее сложившихся представлений. Отличие относится особенно к той ее части, которая характеризует рифогенность двух карбонатных формаций— двух крупных потенциально нефтегазоносных природных резервуаров в составе изученной части этого мощного карбонатного комплекса.

Промышленный приток нефти дебитом (24 — 150 мЗ/сут) и газа (8— 100 тыс.мЗ/сут.) из среднедевонских отложений рифового шлейфа верхней карбонатной формации в скв.З Нижне-Табоганская является прямым доказательством нефтегазоперспективности рифогенных отложений.

Второй вариант — это Еллей-Игайская площадь, где обосновано строение палеозойского карбонатного комплекса с выделением в его составе:

«А». Нижнедевонской карбонатной рифогенно-вулканогенной (ниже ОГ Фо) формации;

«Б». Нижне-среднедевонской карбонатной рифогенной части - верхней карбонатной формации (интервал между ОГ Ф0-ОГ Pzk);

«В». Средне-верхнедевонской глинисто-вулканокластическо-карбонатной части - верхней карбонатной формации (интервал между ОГ Pzk-ОГ Ф2).

В принципе, это не противоречит ранее проведенным исследованиям выполненным М.Ю.Васильевой, Е.Г. Журавлевым, В.С.Князевым и др.(1990г); В.М.Ковылиным, Н.В.Неволиным, Р.В.Беловым и др.(1993г).

Нами установлено, что эти отложения образовались в области внутрибассейнового шельфа. При этом шельфовая линзовидно-пластовая сейсмофация включает зоны и участки развития других сейсмофаций, сочетания которых различны в разных формациях.

Формация «А» характеризуется развитием вулканогенных сейсмофаций (ВС), представленных эродированными ядрами вулканов центрального типа, образующих положительные элементы палеорельефа и концентрирующихся вдоль северо-восточной части свода центральной антиклинальной структуры (возможно здесь эпизодически существовала островная суша). Выделенные ВС пространственно совпадают с аномалиями магнитного поля, установленными ранее на участках проведения высокоточной магнитной съемки. ВС сочетаются с окаймляющими рифовыми сейсмофациями (РС) и сейсмофациями обломочных шлейфов (РШ), приуроченных к склонам РС.

Нижняя часть верхней карбонатной формации «Б» характеризуется развитием в центральной части района нечетко обособляющегося контрастного варианта линзовидно-пластовой сейсмофации, который интерпретируется как биостромово-эффузивное наслаивание, формировавшееся при смене вулканизма центрального типа трещинными излияниями. Наиболее характерное строение эти сейсмофациальные особенности имеют в центральной части антиклинальной структуры, над основной группой РС формации «А», и могут характеризовать карбонатную банку или отмель. Они формируют ядро свода этой части структуры, которое окружено окаймляющими РС с РШ. Важно подчеркнуть, что кольцеобразное размещение РС, включающее отдельные внутренние атоллы, проявляется в нижней части верхней карбонатной формации «Б» унаследовано, вплоть до расположения отдельных поздних рифов («Б») над ранними («А»), но с перерывом — отсутствием рифов в пачке, перекрывающей кровлю формации «А», к нижней части которой приурочен ОГ Ф0.

Рифовые сейсмофации четко выделяются на фоне вмещающих их отложений при использовании метода спектрально-временного анализа (СВАН) и псевдоакустического каротажа (ПАК).

В отличие от первого варианта здесь РС занимают гораздо больший интервал между ОГ Ф0-Ргк.

Верхняя часть верхней карбонатной формации «В» характеризуется большей выраженностью пластовой составляющей линзовидно-пластовой сейсмофации, включающей линзы вулканокластических отложений, вскрытых скв. Р-1 Еллейской и скв. Р-3 Южно-Урманской. Это может свидетельствовать о перемещении вулканизма за пределы района.

Выявлена возможность облекания рифовых массивов вмещающими карбонатно-глинистыми отложениями, которые компенсировали рифовые массивы как положительные элементы палеорельефа бассейна. Это соответствует вероятной конседиментационности развития тектонических структур района. Из этого следует и возможность характерной для

конседиментационной внутришельфовой тектоники концентрации потенциальных коллекторов на сводах и склонах поднятий-отмелей, ядра которых формируются органогенными карбонатными и, возможно, вулканогенными породами. Вероятным также является вторичное улучшение их фильтрационно-емкостных свойств (особенно при чистоте карбонатных образований) в моменты перерывов (доломитизация, карстообразование, деструкция-растрескивание, особенно в несомненно сейсмически активных зонах развития вулканизма).

Продуктивность отложений верхней карбонатной толщи, данного варианта, подтверждают притоки нефти - (1,84 мЗ/сут - 5мм ппуцер), (газа-38,7 тыс.мЗ/сут - 12,4 мм шайба) и пластовой воды (19,76 мЗ/сут.) скв.2,— (Еллей-Игайская площадь) расположенной в непосредственной близости от рифовой сейсмофации и вскрывшей переслаивание разных литотипов, представляющих собой зону перехода от РС к вмещающим шельфовым отложениям, облекающим РС.

Непосредственно рифы скважинами не вскрыты и собственно рифогенная зональность прогнозируется по данным сейсморазведки (сейсмостратиграфические признаки, пластовые скорости, спектрально-временная характеристика) и не противоречит данным бурения.

Третий вариант установлен в пределах Урманского месторождения.

По сейсмическим данным здесь не обнаружено никаких признаков рифовых и вулканогенных сейсмофаций, столь характерных для большей части изученной территории.

Построенные карты типов разрезов включают детальный комплексный анализ скоростных, сейсмофациальных и литого-фациальных характеристик рассматриваемых отложений, что позволило осуществить их типизацию и картирование.

Каждый тип характеризуется - литологическим составом отложений, его седиментационными условиями, а также скоростью распространения упругих колебаний.

Полученная модель состоит из 4 типов разреза. I тип — известняки органогенно-хемогенные, экзогенно-брекчированные при неоднократном воздействии выветривания с выщелачиванием, физическим фрагментированием и цементацией. Это карбонатные, в основном фитогенные отложения длительно существовавшей банки, неоднократно осушавшейся и подвергавшейся приливно-отливной волновой абразии. Упл<5б00 м/сек. Скважины-эталоны: Р-1, Р-10, Р-11. Получены притоки нефти до 200 м3/сут.

II тип — известняки органогенно-обломочные и обломочные, известняки доломитизированные и доломиты. Представлены отложениями

волноприбойной зоны и прибрежных лагун на склоне и у подножья. Vra=5600 — 5750 м/сек. Скважины-эталоны: Р-2, Р-5, Р-7. Получены притоки нефти до 22 м3/сут и воды до 183 м3/сут.

III тип — известняки микрозернистые, комковато-сгустковые, местами доломитизированные, глинисто-кремнистые. Отложения карбонатного шельфа. V,h>5750 м/сек. Скважины-эталоны: Р-3, Р-4, Р-6, Р-9. Получен приток воды до 1 м3/сут.

IV тип— известняки микрозернистые, неравномерно глинистые с фрагментами (обломками, зернами) известняков. Выполнение локальных депрессионных участков карбонатного шельфа (в пределах зоны с III типом разреза), седиментационная компенсация которых происходила при совместном накоплении: микрозернистых карбонатных (с примесью глинистых частиц) осадков и массы карбонатно-обломочного материала, генерируемого волновой абразией карбонатной банки. УШ1<5600м/сек (локальные участки внутри зоны с Ут>5750 м/сек — зоны разреза III типа).

Полный диапазон изменения скоростей составляет 5500-6500 м/сек., т.е. 1000м/сек.

Разрезы 1-го типа характеризуют крупное линзовидно-пластовое геологическое тело карбонатной банки, по составу преимущественно известняковое, по строению не монолитное, не массивное как рифы, а резко кавернозно-трещиноватое.

Разрезы 11-го типа представляют внешнюю зону выклинивания этого тела. При сохранении его карбонатного состава, кавернозности и трещиноватости, данная зона отличается большей ролью доломитов, и, соответственно, доломитизацией известняков.

Разрезы 111-го и IV-ro типов отражают элементы внутренней зональности на окружающем банку участке карбонатного шельфа, вероятно, залива. Последнее вытекает не только из расположения на востоке более приподнятых Тамбаевского и Арчинского блоков, но и из отсутствия явной выраженности зоны обломочного шлейфа банки и вероятной концентрации продуктов ее размыва в ближайших локальных депрессионных участках (разрез IV-ro типа).

Выделенные типы разреза характеризуются также наличием или отсутствием образований коры выветривания, т.е. толщи между ОГ Ф2-Фь(высокопорисгые аллитные, кремнистые маложелезистые, преимущественно диаспоровые бокситосодержащие отложения). В центральной части площади они отсутствуют. За ее пределами вскрытая скважинами толщина этих отложений достигает 21м (Р-10) и 25 м (Р-4). Их контакт с подстилающими карбонатными отложениями является резким (переходная и другие зоны собственно коры выветривания — не выражены).

Ранее Урманский выступ рассматривался как «платформа» биогермного происхождения — юго-западный участок внешней части обширной Чижапской карбонатной банки окаймлявшейся зоной рифогенных построек. (С.А.Степанов, В.И.Краснов, Н.С.Новгородов,1990).

Выявление субконцентричности различных типов разреза показало пространственную самостоятельность Урманской карбонатной фитогенной банки. Вместе с тем, впервые была установлена длительность унаследованной пространственной локализации серии биостромов— карбонатных банок, наслаивавшихся, по крайней мере, начиная со среднедевонского времени и суммарно образовавших своеобразный карбонатный столб — результат длительного наслаивания биостромов, банка «длительного существования».

Урманская банка отличается линзовидной формой— его вершина, кровельная часть, в составе нижнекаменноугольных (турнейских) отложений характеризуется максимальным латеральным распространением. Зарождение банки было приурочено к зоне флексурного перегиба на нижнедевонской моноклинали (ОГ Ф0).

Для Урманской площади, К.И.Багринцевой и др. исследователями, определены ФЕС продуктивного интервала. Это позволило впервые построить карту эффективной удельной емкости верхней продуктивной части палеозойских отложений по методу, разработанному во ВНИГНИ ( Копилевич Е.А., СлавкинВ.С. и др., 1988) и более достоверно оценить объемы УВ которые содержатся в коллекторах сложного типа.

Выводы: Таким образом, результаты исследований по изучению неоднородности палеозойских карбонатных отложений юга Нвдрольской впадины обосновывают перспективность: нового крупного природного резервуара УВ — нижней карбонатной формации, в основном связанной с рифогенностыо разреза; крупного природного резервуара УВ — верхней карбонатной формации, перспективность которой определяет рифогснность разреза и наличие карбонатных банок, а также устанавливают распределение и генезис перспективных на УВ объектов.

Выявленные объекты свидетельствуют о хороших перспективах геолого-разведочных работ для поисков и разведки крупных палеозойских резервуаров УВ.

Глава 5 содержит описание основных направлении геологоразведочных работ на нефть и газ, на основе разработанной новой геологической модели палеозойских отложений.

В результате проведенных исследований в пределах изученной территории выделены зоны развития принципиально нового типа разреза,

который является потенциально высокоперспективным и характеризуется широким развитием рифовых сейсмофаций. Собственно биогермные массивы, как указывалось выше в разделах 3 и 4, не вскрыты скважинами и являются принципиально новым объектом.

Перспективность биогермных массивов связана как с реликтами первичного (седиментационного) порового пространства, так и с потенциальным развитием вторичной пустотности, образовавшейся благодаря оптимальным условиям растворения наиболее чистого биогенного карбонатного материала под действием поверхностных и глубинных агентов.

Чрезвычайно важным обстоятельством является то, что рифовые сейсмофации группируются в атоллообразные гряды и на Хатчинской, Нижне-Табаганской и Арчинской площадях включены в пределы относительно крупных антиклинальных структур по ОГ РгК, оконтуренных

соответственно изогипсами--3000 м, -3000 м и -2950 м. При этом роль

покрышки выполняют глинистые, карбонатно-глинистые и вулканокластические отложения между ОГ Ф]-РгК.

Определенный, хотя и существенно локальный интерес представляют зоны развития перспективного типа разреза в интервале ОГ ФгРгК, характеризующегося повышенными скоростями.

Все изложенное выше является основанием для определения двух принципиально новых направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Первое направление — рифогенные ядра структурных ловушек. Это поиск залежей собственно палеозойских УВ в двух внутрипалеозойских природных резервуарах, образованных двумя девонскими (нижне- и среднедевонскими) рифогенными толщами, в составе которых нефтегазопоисковыми объектами являются рифогенные ядра структурных ловушек. (Еллей-Игайская, Нижне-Табаганская, Арчинская, Хатчинская и др. площадей).

Второе направление — карбонатные банки в девонско-каменноугольной карбонатной толще ( Урманская площадь).

На Урманской площади — доразведка и эксплуатация залежей палеозойских УВ в наиболее приподнятой части карбонатной банки, характеризующейся наибольшими значениями эффективной удельной емкости и доказанной промышленной продуктивностью.

На основе новой геологической моделей палеозойских отложений юга Нюрольской впадины выявлены 5 перспективных объектов в нижней карбонатной рифогенной формации на Северо-Калиновой, Хатчинской, Арчинской и Еллей-Игайской площадях, где рекомендовано параметрическое бурение 5 скважин для определения наличия рифовых коллекторов и их нефтегазоперспективности; а также 10 объектов в верхней рифогенной

карбонатной формации на Хатчинской, Нижне-Табоганской, Арчинской, Урманской, Еллей-Игайской площадях, где рекомендовано бурение 9 разведочных скважин для вскрытия рифов и карбонатных банок с большой вероятностью их нефтегазонасыщения.

Выводы:

1.Бурение указанных выше рекомендованных скважин и дальнейшие ГРР могут привести к открытию промышленных месторождений палеозойской нефти на рассматриваемых площадях и верхней карбонатной рифогенной палеозойской формации, а в перспективе, возможно и в нижней.

2,Оценка запасов нефти сделанная только по 3 из 10 объектов -Урманскому, Нижне-Табоганскому й Хатчинскому свидетельствует о том, что результатом дальнейших ГРР могут быть промышленные месторождения с извлекаемыми запасами в 26 с лишнем млн.т.

З.В настоящее время, Министерством природных ресурсов РФ утверждено бурение одной из рекомендованной параметрической скважины глубиной 4500 м на Северо-Калиновой площади, а в планах Комитета природных ресурсов по Томской области н ОАО «Томскнефтегазгеология» бурение скв. 3-Р и 4-Р на Хатчинской площади.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты выполненных исследований заключаются в следующем:

1. Разработана методика обработки сейсморазведочных данных МОГТ на ПЭВМ и интерпретации полученных результатов в комплексе с данными бурения, ГИС, АК, СК и лабораторных исследований, позволившая в сейсмогеологических условиях юга Нюрольской впадины выделить и проследить повсеместно новые внутрипалеозойские отражающие горизонты, рифовые и вулканогенные сейсмофации, определить скоростную и спектрально-временную характеристики палеозойских отложений.

Выполнено литолого-акустическое обоснование новых внутрипалеозойских отражающих горизонтов и сейсмофаций.

2. На основе новой сейсмической информации, увязанной с геолого-геофизическими данными в скважинах, построены принципиально новые структурная, сейсмофациальная и типов разреза, а на Урманской площади и емкостная модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины.

3. Основные отличительные особенности разработанной структурной модели палеозойских отложений комплекса являются:

— их невысокая дислоцированность, субгоризонтальное, слабо наклонное залегание, т.е. практически отсутствие складчатости, характерной для фундамента Западно-Сибирской плиты;

— несогласное залегание верхних (Д2-С1) и нижних (ДО границ раздела;

— блоковое строение обусловленное широким развитием тектонических нарушений.

4. Основые отличительные особенности новой модели типов разреза палеозойских отложений связаны прежде всего с рифогенностью разреза верхней и нижней карбонатных формаций, а также наличие карбонатных банок.

5. Впервые для палеозойских отложений Западной Сибири построена емкостная модель в виде карты эффективной удельной емкости коллекторов Урманского месторождения с определением емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. Эта емкостная модель хорошо увязана с типами разреза и условиями осадконакопления.

6. На основе разработанной геологической модели определены новые направления геолого-разведочных работ и сделаны рекомендации на проведение параметрического (нижняя карбонатная рифогенная формация) и разведочного (верхняя карбонатная рифогенная формация) бурения.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Особенности методики обработки сейсморазведочных данных МОГТ для изучения продуктивных палеозойских отложений Нюрольской впадины (Западная Сибирь). — Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 11, с.15—20.

2. Новые направления поисков залежей углеводородов в палеозойском комплексе Нюрольской впадины. / совместно со В.С.Славкиным, Е.А.Копилевичем, Н.Н.Бакуном, Г.И.Тищенко /.— Геофизика, 1998, № 4, с.62—68.

3.Новые данные о структурной модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины. ( совместно со В.С.Славкиным, Е.А.Копилевичем, Н.Н.Бакуном, Г.И.Тгаценко / — Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 2000, № 2, с.26—31.

4.Повышение эффективности сейсморазведочных работ МОГТ в Нюрольской впадине (Западная Сибирь) для изучения новых нефтегазоперспективных объектов в палеозойских отложениях.

« Сборник тезисов », 8ЕС-ЕАСЕ, М.,1997 г.

Отпечатано в картолитографии ВНИГНИ Зак.7, 11.05.2000 г., тир. 80 экз.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Гончаров, Александр Викторович

СПИСОК РИСУНКОВ И ТАБЛИЦ.

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

ЮГА НЮРОЛЬСКОЙ ВПАДИНЫ.

Глава 2. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ ДАННЫХ

МОГТ.

Глава 3. СТРУКТУРНАЯ МОДЕЛЬ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГА

НЮРОЛЬСКОЙ ВПАДИНЫ.

Глава 4. ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГЕНЕЗИС ПЕРСПЕКТИВНЫХ

НА УВ ОБЪЕКТОВ В ПАЛЕОЗОЙСКОМ КОМПЛЕКСЕ.

Глава 5. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

НА ПАЛЕОЗОЙСКУЮ НЕФТЬ.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Особенности геологического строения палеозойских нефтегазоперспективных отложений Нюрольской впадины, Западная Сибирь"

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ. Доюрская история формирования ЗападноСибирского НГБ, процессы образования, строения и нефтегазоносности элементов его разновозрастного основания, особенно карбонатных палеозойских отложений Нюрольской впадины, уже многие годы привлекает к себе внимание исследователей [ 13,15,21 -27,32-34,71 -73,78,79].

Это связано с тем, что бурением вскрывается в основном прикровельная часть (50— 300м) палеозойских отложений. Соответственно усилиями многих исследователей разработаны представления о характере нефтегазоносности прикровельной зоны палеозойского комплекса. Было доказано развитие здесь специфического нефтегазоносного горизонта зоны контакта (НГГЗК), объединяющего разновозрастные палеозойско-раннемезозойские отложения. Они, как правило, продуктивны в пределах эрозионно-тектонических выступов доюрских отложений. Залежи здесь размещаются частично в палеозойских отложениях, а частично или в основном— в прерывисто облекающих или перекрывающих их более молодых (палеозойско-раннеюрских) гетерогенных отложениях, условия образования которых еще во многом дискуссионны (калиновая свита).

При этом структурная модель таких прикровельных НГГЗК определялись по отражающему горизонту (ОГ), приуроченному к подошве юрских отложений (Фг), а латеральная неоднородность продуктивных отложений в межскважинном пространстве практически не изучалась.

Понятно, что ни структурная модель по ОГ Ф2, ни, тем более, ФЕС продуктивных отложений со сложными трещинно-каверно-поровыми коллекторами не соответствовали в должной мере реальным условиям.

Все это привело к тому, что несмотря на достаточно большой объем бурения НГГЗК 8 в течение 30 лет, промышленная добыча палеозойской нефти так и не была организована, поскольку до последнего времени сейсмический метод и комплексная интерпретация данных сейсморазведки и глубокого бурения не могли дать четкого обоснования заложения глубоких скважин и научно обоснованных моделей геологического строения открытых залежей. В среднем по Нюрольской впадине на 1 продуктивную скважину приходится 5 сухих или обводненных.

Палеозойские отложения (глубже НГГЗК) на глубинах более 300 м под подошвой юры, вскрыты единичными скважинами в разных частях Нюрольской впадины, а сейсморазведка МОГТ, даже в последние годы, главным образом, ограничивалась картированием ОГ Фг.

Таким образом, актуальным является изучение внутреннего строения палеозойских отложений, как в прикровельной части, так и на большей глубине путем, прежде всего, картирования внутрипалеозойских отражающих горизонтов, сейсмофаций, типов разреза, определения на этой новой сейсмической основе, увязанной с данными глубокого бурения, ГИС, АК, СК, новых направлений геолого-разведочных работ с целью поисков и разведки промышленных месторождений палеозойских УВ.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ: разработка методики обработки сейсморазведочных данных МОГТ для выделения и прослеживания новых внутрипалеозойских ОГ и сейсмофаций на временных разрезах, скоростная и спектрально-временная параметризация целевых интервалов с целью картирования типов разреза палеозойского комплекса и определения емкостной характеристики коллекторов в межскважинном пространстве; разработка структурной модели строения палеозойских отложений по внутрипалеозойским ОГ с построением соответствующих структурных карт в 9 дизъюнктивно-блоковом варианте; изучение неоднородности палеозойских отложений с результатом в виде карт рифовых, вулканогенных сейсмофаций и типов геологического разреза; определение новых направлений геолого-разведочных работ и разработка рекомендаций на проведение детальной сейсморазведки, параметрического и разведочного бурения в пределах выявленных нефтегазоперспективных объектов.

ЛИЧНЫЙ ВКЛАД И МАТЕРИАЛЫ, использованные автором в разработке защищаемых положений диссертации.

Основные положения диссертационной работы сформулированы на основе выполненной автором или при его непосредственном участии обработки и интерпретации накопленного геолого-геофизического материала, полученного в процессе выполнения контрактных работ с Комитетом природных ресурсов по Томской области, ОАО "Томскнефтегазгеология" на протяжении 1994— 1998г.г. При написании работы автор опирался на результаты выполненной во ВНИГНИ переобработки и структурно-литологической интерпретации сейсмических материалов « 1400 пог.км сейсмических профилей, отработанных Томским геофизическим трестом, на изучение разрезов и анализ результатов опробования более 95 скважин, по которым использовались данные ТИС, АК, СК, коллекции шлифов и керна.

Автор принимал непосредственное участие в совершенствовании и развитии методики обработки данных сейсморазведки МОГТ. Им также были составлены геолого-геофизические разрезы по профилям, построены структурные, литолого-фациальные и емкостная карты, на которых выделены системы дизъюнктивных дислокаций, послужившие основой для создания новой дизъюнктивно-блоковой модели строения палеозойских отложений юга Нюрольской впадины; закартированы рифовые и вулканогенные сейсмофации, а также наиболее емкие палеозойские коллектора.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ: разработана методика обработки сейсморазведочных данных МОГТ на ПЭВМ применительно к сейсмогеологическим условиям палеозойских отложений юга Нюрольской впадины, позволившая впервые выделить и повсеместно проследить новые внутрипалеозойские отражающие горизонты, рифовые и вулканогенные сейсмофации,

10 выполнить скоростную и спектрально-временную параметризацию палеозойского интервала сейсмической записи, построить емкостную модель продуктивных палеозойских отложений с определением эффективной удельной емкости в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки на Урманской площади; повсеместно на юге Нюрольской впадины проведено структурно-тектоническое и сейсмофациальное изучение нижней карбонатной формации (Дх); доказано нескладчатое, субгоризонтальное, слабо наклонное залегание палеозойских отложений юга Нюрольской впадины, осложненное дизъюктивной тектоникой; выявлено несогласие структурных планов нижней (Дх) и верхней (Дг-Сх) карбонатных формаций палеозоя; надежно обоснована и реализована возможность выявления и картирования рифогенных, вулканогенных сейсмофаций, карбонатных банок и различных типов геологического разреза в отложениях палеозоя, в т.ч. и в нижней карбонатной формации

ДО

По предложению ВНИГНИ, Комитета природных ресурсов по Томской области и ОАО "Томскнефтегазгеология" Министерство природных ресурсов РФ утвердило бурение параметрической скважины глубиной 5000 м для оценки перспектив нижнего карбонатного рифогенного комплекса на Северо-Калиновой площади, в пределах закартированной здесь нижне-девонской рифовой сейсмофации.

Планом работ ОАО "Томскнефтегазгеология" предусмотрено бурение двух разведочных скважин глубиной 3200 м. в пределах Хатчинской структуры на участках закартированных рифовых сейсмофаций в верхнем карбонатном рифогенном комплексе.

Томскнефтегазгеология" (г.Томск), Томский геофизический трест (г.Колпашево), Комитет природных ресурсов по Томской области.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ И ПУБЛИКАЦИИ. Основные положения и выводы диссертационной работы докладывались на заседаниях методической секции Ученого совета ВНИГНИ, научно-технического совета Комитета природных ресурсов по Томской области, ОАО "Томскнефтегазгеология", "Восточной нефтяной компании" при защите отчетов в 1996,1997 и 1998 годах, на конференции в Москве БЕО-ЕЛвО; результаты проведенных исследований опубликованы в четырех статьях, трех научно-тематических отчетах и тезисах доклада на конференции 8ЕО-ЕАГО/97.

ОБЪЕМ РАБОТЫ: Диссертация содержит 73 страниц текста, состоит из 5 глав, введения и заключения и иллюстрирована 53 рисунками. Список использованной литературы включает 95 наименований.

В процессе проведения исследований автор сотрудничал с А.А.Гусейновым, В.Е.Зиньковским, М.М.Шмайном, С.М.Френкелем, Г.Н.Бендюковой, Ю.В.Ворошиловой и другими сотрудниками отдела №6 ВНИГНИ, которым выражает искреннюю признательность и благодарность.

Автор приносит особую благодарность геологам и геофизикам Комитета природных ресурсов по Томской области, ОАО "Томскнефтегазгеология", Томского геофизического треста — Г.И.Тищенко, В.И.Седунову, Н.И.Карапузову, В.М.Тищенко, Р.В.Белову — за помощь в работе, ценные советы и консультации.

В ДИССЕРТАЦИИ ЗАЩИЩАЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ:

1. Методика обработки и интерпретации сейсморазведочных данных МОГТ, обеспечивающая выделение и прослеживание внутрипалеозойских отражающих горизонтов и сейсмофаций, изучение скоростной неоднородности палеозойского комплекса и его емкостных свойств.

2. Структурная модель палеозойского комплекса построенная по новым внутрипалеозойским ОГ, основные отличительные особенности которой

12 заключаются в субгоризонтальном залегании девонско-каменноугольных отложений, разбитых тектоническими нарушениями на отдельные блоки и некомфорным, а часто и несогласным залеганием нижнедевонских и вышележащих отложений.

3. Распределение и генезис перспективных на УВ объектов в палеозойском комплексе.

4. Новые направления геолого-разведочных работ на палеозойскую нефть в Нюрольской впадине, основанные на новой геологической модели и заключающиеся в изучении нижней рифогенной карбонатной формации (Дх), а также рифов и банок верхней карбонатной формации (Д2-С1).

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Гончаров, Александр Викторович

Основные результаты выполненных исследований заключаются в следующем:

3. Основные отличительные особенности разработанной структурной модели палеозойских отложений комплекса являются: их невысокая дислоцированность, субгоризонтальное, слабо наклонное залегание, т.е. практически отсутствие складчатости, характерной для фундамента Западно-Сибирской плиты; несогласное залегание нижних (Д[) и верхних (Д2-С1) границ раздела; блоковое строение обусловленное широким развитием тектонических нарушений.

124

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Гончаров, Александр Викторович, Москва

1. Абросимова О.О., Запивалов Н.П., Рыжков C.B. Формирование коллекторов в озойских карбонатных отложениях Малоичского месторождения нефти. Геология нефти и 1999, №9-10, с.43-50.

2. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и -М., 1999.

3. Белов Р.В. Принципы выделения рифогенных тел в отложениях среднего палеозоя с шьзованием данных сейсморазведки (юго-восток Западно-Сибирской плиты).- Геология, 1изика и разработка нефтяных месторождений, 1996, № 5, с.26—29.

4. Белов Р.В., Шляхтер Р.Д. Прогноз нефтегазоносности с применением анализа мгновенных остей,- Разведочная геофизика, 1993, вып. 115, с.26—33.

5. Бененсон В.А., Геолого-геофизические особенности доверхнепалеозойских отложений дно-Сибирской плиты в связи с их нефтегазоносностью.Геология нефти и газа, № 12,1989г.,

6. Бетехтин А.Г. Минералогия,- М.Госгеолиздат.:1950, 955 с.

7. Биджаков В.И., Миндигалеев A.C., Некрасов Н.Е. Геологические результаты метрического бурения по палеозою Томской области. Тр. СНИИГГиМС. Вып.275, )сибирск, 1980, с.25-39.

8. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости. Геол. Инст.АН Р, труды, вып. 119, изд-во «Наука», М., 1965, 259с.

9. Васильева М.Ю., Журавлев Е.Г., Князев B.C. и др. Доплатформенные комплексы ггазоносных территорий СССР. М.: Недра, 1992, с. 147—300.

10. Вольф К.Х., Чилингар Дж.В., Билес Ф.У. Элементарный состав карбонатных органических ков, минералов и осадков. «Карбонатные породы»,- М.: Мир, 1971, Том II, с.9—111.125

11. Выделение и картирование палеозойских рифовых массивов в Западной Сибири. / 1валов Н.П., Пехтерева И.А., Сердюк З.Я., Шматалюк Г.Ф. / Геология нефти и газа, №11, ), с.5-12.

12. Выделение толщи переотложенных пород палеозоя по комплексу геолоческих и мических данных на юго-востоке Западно-Сибирской плиты. /Баянов A.C., Кривошеев Э.В., shob В.А., Тищенко Г.И. /Геология нефти и газа. 1989, №2, с.32-35.

13. Особенности методики обработки сейсморазведочных данных МОГТ для изучения уктивных палеозойских отложений Нюрольской впадины (Западная Сибирь). — Геология, изика и разработка нефтяных месторождений, 1997, №11, с. 15—20.

14. Повышение эффективности сейсморазведочных работ МОГТ в Нюрольской впадине адная Сибирь) для изучения новых нефтегазоперспективных объектов в палеозойских окениях. « Сборник тезисов », SEG-EAGE, М., 1997 г.

15. Даненберг Е.Е., Тищенко Г.И., Шевнин B.C. Палеозойские образования-новый объект гегазопоисковых работ в Томской области. Экспресс-информация, ВИЭМС.- Геология, >ды поисков и разведки месторождений нефти и газа, 1977, №2.

16. Дубатолов В.Н., Краснов В.И., Богуш О.И. и др. Стратиграфия палеозойских отложений востока Западно-Сибирской плиты. г.Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1990,

17. Дубатолов В.Н., Краснов В.И. Палеоландшафты раннедевонских морей Сибири. 1тиграфия. Геологическая корреляция, том 7, №3, 1999, с.95-110.

18. Исаев Г.Д., Саев В.И., Краснов В.И. и др. Биостратиграфия эмских отложений юго-востока щно-Сибирской плиты. Материалы по палеонтологии и стратиграфии Западной Сибири, ск, изд-во Томского ун-та, 1992,с. 15-35.

19. Кондратов В.А., Канарейкин Б.А., Карапузов Н.И. Общие черты геологического строения рских образований восточной части Нюрольского осадочного бассейна. Тр.СНИИГГиМС. . 266, Новосибирск, 1978, с.10-16.

20. Краснов В.И., Степанов С.А., Исаев Г.Д. и др. Местные стратиграфические подразделениящего палеозоя юго-востока Западно-Сибирской плиты. Актуальные вопросы геологии ири. Том 1. Томск. Изд-во Томского ун-та, 1988, с.81—84.

21. Кульков Н.П., Перегоедов Л.Г. Комплексы брахиопод палеозоя Западно-Сибирской плиты, ггиграфия. Геологическая корреляция, том5, №6, 1997, с.27-39.

22. Маслов В.П. Геолого-литологическое исследование рифовых фаций Уфимского плато. Тр. iAH СССР, сер.геол., 1950, вып. 118, №42, 148 с.

23. Новые данные о структурной модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины. / ;стно со В.С.Славкиным, Е.А.Копилевичем, Н.Н.Бакуном, Г.И.Тищенко / — Геология нефти I, 2000, № 2, с.26—31.

24. Новые направления поисков залежей углеводородов в палеозойском комплексе эльской впадины. / В.С.Славкин, Е.А.Копилевич, Н.Н.Бакун, А.В.Гончаров, ищенко. —Геофизика, 1998, № 4, с.62—68.

25. Огарков A.M., Тигцеико Г.И. Закономерности размещения углеводородных скоплений в ионно-тектонических выступах палеозоя. / Геологическое строение и нефтегазоносность востока Западной Сибири. Новосибирск, 1989, с.4-11.

26. Опыт корреляции средне-верхнедевонских отложений Нюрольского осадочного бассейна, каренко С.Н., Огарков A.M., Тищенко Г.И., Ковешников А.Е. /Сборник научных трудов ШГГиМС, вып. 275, Новосибирск, 1980, с. 47-58.

27. Сандерс Дж.И., Фридман Дж.М. Происхождение и распространение известняков, »бонатные породы»,- М.:Мир, 1970, Том I, с. 165—248.

28. Сейсмическая стратиграфия (перевод с английского). / под редакцией Кунина Н.Я./ — М., , 1982, с.846.

29. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. — М., Недра, 1989, 228с. Славкин B.C., Копилевич Е.А. Моделирование природных резервуаров нефти и газа на зе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения.-НИИОЭНГ, 1995, с.167.

30. Степанов С.А., Краснов В.И., Ратанов JI.C. и др. Литостратиграфические подразделения снего палеозоя юго-востока Западно-Сибирской низменности. Новосибирск, СНИИГГиМС. 5, с.72-83.

31. Стратиграфия палеозоя юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. / Дубатолов В.Н., :нов В.И., Богуш О.И., Задорожный В.М. и др. / Биостратиграфия палеозоя Западной ири. Труды ин-та геологии и геофизики СО АНСССР. Вып.619, Новосибирск, Наука, 1985,

32. Страхов Н.М. К вопросу о распределении и генезисе доломитовых пород верхнего ¡она Самарской Луки. Типы доломитовых пород и их генезис. Тр. ГИНАН СССР. М.: АН :Р, 1956, вып.4, с. 185—208.

33. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской гы.-М.:Недра, 1981, 143 с.

34. Сурков B.C., Трофимук A.A., Жеро О.Г. Мегакомплексы и глубинная структура земной J Западно-Сибирской плиты. «Недра», Москва, 1986, 149с.

35. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятов В.П. и др. Нижне-среднеюрские отложения юга дной Сибири. Геология нефти и газа, №4, 1999, с.3-11.

36. Тафт У.Х. Современные карбонатные осадки. Карбонатные породы.-М.:НИР, 1970, Том I, -54.

37. Тищенко Г.И. Геологические предпосылки размещения залежей углеводородов в верхней и палеозоя юго-востока Западно-Сибирской плиты. Критерии и методы прогноза ^газоносности. Новосибирск, 1987, с.131-138.

38. Тищенко Г.И. О времени формирования залежей нефти и газа приконтактовой зоны эского фундамента и платформенного чехла юго-восточной части Западно-Сибирской ы. — Тр.СНИИГГиМС, вып.255, 1977.

39. Тищенко Г.И. Тектоника приконтактных зон осадочного чехла и фундамента юго-эчных районов Западно-Сибирской плиты в связи с оценкой их нефтегазоносности. Тр. ИГГиМС, вып. 252, 1977.

40. Трофимук A.A., Вышемирский B.C. Проблема нефтегазоносности палеозоя Западно-рской низменности. — М., Геология нефти и газа, № 2, 1975, с. 1-7.

41. Трофимук А.А, Вышемирский B.C., Сердюк З.Я. и др. Оценка перспектив ггазоносности палеозойских отложений юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. ЖИГГиМС, вып. 255, Новосибирск, 1977, с.16-21.

42. Фридман Дж.М. Генезис и распределение доломитов. Карбонатные породы. М.: Мир, ), Том I, с. 249-319.

43. Белов Р.В. Закономерности распределения зон нефтегазонакопления в домеловых гениях юго-востока Западной Сибири. — Диссертация на соискание ученой степени д.г,-,-г.Колпашево, Томский геофизический трест, 1998.

44. Ратанов Л.С. (Отв. исполнитель). Стратиграфия осадочных отложений фундамента цю-Сибирской плиты по материалам бурения. I этап. Отчет по теме 956. г.Новосибирск: ИГГиМС, 1979.

45. Тищенко Г.И. (Отв.исполнитель) Условия формирования и закономерности размещения <ей нефти и газа верхней зоны палеозойских образований Томской области. Кн.1 и 2. -eck: ТО СНИИГГиМС, 1985.

46. Чертенков В.Г. (Отв.исполнитель) Геологический отчет о результатах бурения Урманской 1етрической скважины №6. г.Томск: Томскнефтегазгеология, 1986.

Информация о работе

Гончаров, Александр Викторович
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2000
ВАК 04.00.17

Диссертация

Особенности геологического строения палеозойских нефтегазоперспективных отложений Нюрольской впадины, Западная Сибирь - тема диссертации по геологии, скачайте бесплатно

Автореферат

Особенности геологического строения палеозойских нефтегазоперспективных отложений Нюрольской впадины, Западная Сибирь - тема автореферата по геологии, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы