Перспективы югорской зоны нефтенакопления по комплексу геолого-геофизических данных

Лобова, Галина Анатольевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Перспективы югорской зоны нефтенакопления по комплексу геолого-геофизических данных
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Перспективы югорской зоны нефтенакопления по комплексу геолого-геофизических данных"

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

00347477Э

003474779

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

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

старший научный сотрудник Исаев Валерий Иванович

член-корреспондент РАН, доктор геолого-минералогических наук Конторович Владимир Алексеевич

кандидат геолого-минералогических наук

Лебедев Михаил Валентинович

ФГУП «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (г. Новосибирск)

Защита диссертации состоится «30» июня 2009 года в 10 часов 00 минут на заседании Диссертационного совета Д 003.068.02 при Учреждении Российской академии наук Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука Сибирского отделения РАН по адресу: проспект Ак. Коптюга, 3, г. Новосибирск, 630090

Факс: (383) 333-23-01 E-mail: KostyrevaEA@ipgg.nsc.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИНГГ СО РАН Автореферат разослан «27» мая 2009 года.

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

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 научно-аналитического 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 поисково-разведочных скважин) на территорию Фроловской мегавпадины, включающей Югорскую зону нефтенакопления, приходится небольшая доля - 18 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 нефтегазоносное™ малоизученных на территории стратиграфических уровней — отложений доюрского фундамента Югорской зоны нефтенакопления.

3. Применен комплекс современных методик нефтегеологического моделирования:

1) геоплотностное моделирование на основе решения обратной задачи гравиметрии в режиме формализованного подбора для сложных блоково-споистых 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 - Северо-Камынская 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 15 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 13 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 нефтегазоносное™ 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 A.A.,

Ивановой JI.И., Яркову Д.М., Литвиновой О.Г., Шагееву М.М., Васильеву П.А., Веселову 10. 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 «НАД РН им. В.И.Шпильмана» к.г.-.м.н. Шпильмана A.B. 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 O.A. 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 вдоплитном комплексе 1.1. Постановка задачи

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 10-15 км, их мощность от 100 м до 500 м и более. Величина разуплотнения по отношению к вмещающей толще может достигать 0,05-^0,10 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: I) 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.

1.2. Методика решения задачи

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 ||Ах-Ь||+а||х-х0||2=шт, (1.1)

х(н)<х<х(в), (1.2)

где А - матрица п*т (определяется решением прямой задачи гравиметрии для аппроксимирующего тела в виде трапеции); Ь - вектор наблюденных значений поля;а - параметр регуляризации; ш - количество аппроксимирующих тел; п -количество наблюдений гравитационного поля; х0, х(и), 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.

Рис. 1. Схематический фрагмент «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» (под ред. В. И. Шпильмана и др., 1998)

1 - границы тектонических элементов I порядка; 2 — границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка; 3 - месторождение УВ и его номер; 4 - линия моделируемого геотраверса; 5 - Югорский свод (Волков В.А. и др., 2003). Месторождения: 471 -Поснокортское, 407 - Рогожниковское, 343 - Апрельское, 472 - Итьяхское, 195 -Северо-Камынское, ¡76 - Ай-Пнмское, 388 - Нижне-Сортымское, 188 Конитлорское, 179 - Тевлинско-Русскинское, 186 - Когалымское.

1.3. Решение задачи

Моделируемый геотраверс следует вдоль сейсмопрофиля ХШ 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, 1x1 км, ошибка 25 м); 2) Grid структурной карты по кровле доюрских отложений (по опорному горизонту А, 1x1 км, ошибка 50 м); 3) Grid аномалий силы тяжести в редукции Граафа-Хантера (1x1 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 (03-338).

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):

1. 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.

2. 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.

3. 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 северо-восточной 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 (ВК|). Непосредственное примыкание к материнской тутлеймской свите, пластов абалакской свиты и верхней подсвиты тюменской

Рис.2. Геоплотностная модель вдоль регионального сейсмопрофиля XIII

Графики силы тяжести: 1 - наблюденного поля, 2- априорного разреза, 3- расчетного разреза; 4- послеюрские отложения (мел-кайнозойские); разуплотнения (5) и уплотнения (6) послеюрских отложений, до 0,05 г/смЗ; 7 - юрские отложения; 8 - доюрские отложения;разуплотнения доюрских отложений (9-11) до 0,05, на 0.05 - 0,10 и 0,10 - 0,15 гУсмЗ, 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 - Северо-Камынская седловина -Туманный вал - восточная часть Верхнеляминского вала; Б - Верхнеляминский вал; В - Красноленинский 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 отложения (мел-кайнозойские); 6 - разуплотнения послеюрских отложений, до 0,05 г/смЗ; 7 - участки латерального уплотнения послеюрских отложений, до 0,05 г/смЗ; 8 - юрские отложения; 9 - доюрские отложения; разуплотнения доюрских отложений (10-12) до 0,05, на 0,05-0,10 и 0,10-0,15 /гсмЗ, соответственно;!3 - блокировка разреза при моделировании; 14 - месторождение УВ.

[

I I

[

. Центрапьное

Верхне-Нззымская

¿Панпорская-

: Северо! .Апрельская!

,Тэгь ег-энская,У}\

Восточно- • Рогожникозкиая

Апрельское

Зап.-щио-:Унпорская

¡Унлорская'

Тупк'.:ропп.

Игьрхсхс

Тортасинское

га

555 6ЕНЗ7

Рис. 4. Схема положения очагов генерации и направлений возможной миграции баженовских нефтей 62 млн. лет назад (А), 38 млн. лет назад (В) и современное состояние (Д) Верхнеляминского вала

¡-месторождение, номер и название на карте; 2 - площадь нефтепоискового бурения, номер и название на карте; 3 - поисково-разведочная скважина; 4 - контур построения прогнозных карт; 5 - изолинии значений температур в баженовской свите. °С; 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 - шогипсы кровли шеркалинской свитьш: 8 - направления линий тока флюидов; 9 - генерализованные («тальвиговые») границы зон нефтесбора; 10 -граница распространения отложений шеркалинской свиты

свиты, отсутствие нижнеюрских отложений способствовало миграции нефти в ловушки пластов Ю0, Ю2 и Тг. 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.

Сопоставление геоплотностного разреза с тектоникой, 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

комплекса 2.1. Постановка задачи

Цель исследований - выявление, картирование и изучение динамики в геологическом времени очагов генерации нефти тутлеймской (аналог баженовской, K,be — J3 ti, 142 - 151 млн. лет) и шеркалинской (Ji 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.

2.2. Методика решения задачи

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 I накопления стратиграфической единицы используются эмпирические зависимости плотности одновозрастных отложений от глубины:

а(2)~Вг В2 ■ ехр(-В3 ■ 2). (2.1.) Коэффициент 5/ - минеральная плотность отложений, коэффициент В2 -соответствует величине пористости неуплотненных осадков, а В3 - интенсивности воздействия фактора геологического времени.

Палеомощностъ свиты на гипсометрической отметке Ъ определяется: кН(2В,-1) - оф) /((2В,-1) - а) -к (2.2) где а - плотность пород свиты в современном разрезе, Ь - мощность свиты в современном разрезе.

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

ви^

Л— = /, (2.3) д( 32 V д2 )

где I - теплопроводность, а - температуропроводность, /- плотность внутренних источников тепла, и - температура, 2 - расстояние от основания осадочной толщи, г - время, с краевыми условиями:

51! д / а'л

Щ2=е=т, (2.4) = 9(0, (2-5)

зи

-X — 82

2=0

где е = е (0 - верхняя граница осадочной толщи; q - тепловой поток.

Осадочная толща описывается мощностями стратиграфических комплексов /г„ для каждого из которых задаются теплопроводность А„ температуропроводность а„ плотность радиоактивных источников / и скорость осадконакопления V,. 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, Роя к, Персова, 2007).

В случае стационарного глубинного теплового потока ц. решение обратной задачи определяется из условия:

¿ИV.?)-7;-)

Решение обратной задачи строится из того, что функция I, 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 и(0 векового хода температур поверхности земли. А краевое условие (2.5) может задаваться в виде кусочно-линейной функции q(t) изменения значения глубинного теплового потока. Т; - 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 T¡ в скважине рассчитывается тепловой поток д через поверхность подстилающего основания, т.е. решается обратная задача геотермии. На втором этапе с известным значением д решается прямая задача геотермии - непосредственно рассчитываются температуры и в заданных точка осадочной толщи 2 в заданные моменты геологического времени /.

При отсутствии прямых определений теплопроводности А, используем петрофизические зависимости теплопроводности осадков от их плотности а. Эти зависимости получены в интервале плотностей 1,5 - 2,6 г/см3 как для песчанистых отложений, так и для алевролито-аргиллитовых толщ (Исаев, Гуленок, Веселое и др., 2002). Коэффициенты температуропроводности а„ плотности радиоактивных источников^ также зависят от породного состава стратиграфических комплексов.

Рассчитанные максимальные палеотемператур ы в каждом стратиграфическом комплексе и температурная градация зон катагенеза интенсивной генерации и эмиграции УВ позволяют прогнозировать присутствие в разрезе нефтегазоматеринских толщ: газа первой генерации - 50-90 °С (градация МК,1); нефти - 90-130 °С (МК)2); газа второй генерации и газоконденсата - 130190 °С (МК2-МК3); более 190 °С - 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.

2.3. Решение задачи

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 мел-кайнозойских 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:

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

2. 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 (0,25 - 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).

3. 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 °С, 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 °С, 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).

4. 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.

5. 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 - Северо-Апрельская; 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

признакам 3.1. Постановка задачи

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 -С%. Компоненты нефтей состава Сю и выше имеют ограниченную диффузионную подвижность. Поэтому аномалии по нефтяным УВ Сю+ 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 нами 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 Сю-С40, были нацелены на оценку продуктивности выявленных сейсморазведкой ловушек и проведение их ранжирования.

3.2. Метод решения задачи

Интерпретационная модель и поисковые признаки. Принятая для нефтегеологического анализа модель геохимической зональности концентраций У В 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 У В с конденсированным ароматическим ядром, содержащим 4 и более ароматических колец.

Химико-аналитические исследования. Отбор грунта на Восточно-Панлорской 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 м*0,25 мм, неподвижная фаза Elite-5MS, толщина пленки 0,20 мкм.

3.3. Решение задачи

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, Северо-

Ненсъюганское 1-2, Восточно-Ненсьюганское 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 У нлорская 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, мы выполнили 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.

1. Выполнено сопоставление тектоники месторождений и 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.

2. 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:

1. 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).

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

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

4. 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.

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

2. 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.

Список работе по теме диссертации

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. З.-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.

■J

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 СЛ., 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. - Ханты-Мансийск: «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. 140142.

19. Исаев В.И., Лобова Г.А., Рояк М.Э., Фомин А.Н. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода // Геофизический журнал. - 2009. - Т.31. - №2. - С. 15-46.

20. V. I. Isaev, R. Yu. Gulenok, О. 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. _

Отпечатано в ИИЦ ЮГУ

Подписано в печать 18.05.09 Формат 60x84/16. Гарнитура Times New Roman

Усл.п.л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 80 Редакционно-издательский центр ЮГУ,628012, Ханты-Мансийский автономный округ, г. Ханты-Мансийск, ул. Чехова, 16

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Лобова, Галина Анатольевна

1. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ДОПЛИТНОМ КОМПЛЕКСЕ.

1.1. Постановка задачи.

1.2. Методика решения задачи.

1.3. Решение задачи.).!.

1.3.1. Тектоника района исследований.

1.3.2. Стратиграфия и литология основных нефтегазоносных комплексов.

1.3.3. Нефтегазоносные области, районы и продуктивные комплексы.

1.3.4. Соотношение геоплотностной структуры и залежей углеводородов, прогноз новых зон нефтегазонакопления.

1.4. Выводы по результатам прогнозирования нефтегазоносности доплитного комплекса.

2. ОЦЕНКА МАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЛИТНОГО КОМПЛЕКСА.

2.1. Постановка задачи.

2.2. Методика решения задачи.

2.3. Решение задачи.

2.3.1. Стратиграфия и литология района исследований.

2.3.2. Тектоническое строение.

2.3.3. Нефтегазоносность.

2.3.4. Результаты исследований.

2.4. Выводы по результатам палеотемпературного моделирования разрезов скважин.

3. ОЦЕНКА ПРОДУКТИВНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ ЛОВУШЕК ПО ГЕОХИМИЧЕСКИМ ПРИЗНАКАМ.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Метод решения задачи.

3.2.1. Интерпретационная модель и поисковые признаки.

3.2.2. Химико-аналитические исследования.

3.3. Решение задачи на Восточно-Панлорской площади.

3.4. Решение задачи на Центрально-Кустовом участке.

3.5. Выводы по геохимическим исследованиям на Восточно-Панлорской поисковой площади и Центрально-Кустовом участке в районе нефтедобычи.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Перспективы югорской зоны нефтенакопления по комплексу геолого-геофизических данных"

В процессе реализации Территориальной программы ГРР за период 1996-2002 гг. на территории Ханты-Мансийского автономного округа проведено обобщение данных по бурению и грави магнито сейсморазведке, в результате которого удалось выявить новые, не отмечавшиеся ранее, особенности тектонического строения территории. На структурной карте по отражающему горизонту А (кровля доюрских отложений), построенной по данным бурения и материалам'работ всех сейсмопартий, в центральной части Западно-Сибирской плиты Волковым В.А. с соавторами [82] была выделена новая тектоническая структура. Эта структура, расположенная между Сургутским сводом с одной стороны, и Красноленинским и Полуйским сводами — с другой, представляет собой сопоставимый по размерам с Сургутским сводом выступ фундамента. По аналогии с принятыми для Широтного Приобья названиями основных положительных структур первого порядка, выявленную структуру назвали Югорским сводом.

За период 1996-2002 гг. на территории ХМАО-Югры из довольно значительного объема сейсмических исследований (более 300 сейсмопартий) и глубокого бурения (свыше 1400 поисково-оценочных скважин), на территорию Фроловской мегавпадины, включающей Югорскую зону, приходится очень небольшая доля - 18 сейсмопартий и 75 скважин. В последующие годы геологоразведочные работы на территории Фроловской впадины проводились в незначительных объемах.

Рассматриваемая нефтеперспективная территория по своим размерам сопоставима с Сургутским, Красноленинским и Нижневартовским сводами - гигантскими зонами нефтегазонакопления центральной части Западно-Сибирской плиты. Это предопределяет актуальность и практическую значимость исследований, посвященных изучению геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности Югорской зоны нефтенакопления.

В диссертационной работе решалась следующая научная задача - выполнение оценки перспектив нефтегазоносности доплитного комплекса и юрско-меловых отложений Югорской зоны нефтенакопления на базе комплексной интерпретации геолого-геофизических и геохимических материалов, определение первоочередных зон и объектов для постановки геологоразведочных работ.

Решение задачи включало следующие основные этапы; связанные с оценкой перспектив нефтегазоносности исследуемой территории:

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

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

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

Всеми перечисленными вопросами автор занимался в качестве исполнителя и ответственного исполнителя, работая в Югорском государственном университете в 2006 -2008 гг. В процессе инициативной научно-исследовательской работы освоена методика; геоплотностного моделирования применительно к осадочному разрезу и доплитному комплексу Западно-Сибирской плиты, построена модель геологического строения и выполнен прогноз нефтегазоносности меловых, юрских отложений и доплитного комплекса вдоль регионального сейсмического профиля; XIII [33;,' 35]. Автором, в качестве ответственного исполнителя, по заданию Федерального агентства по образованию 'РФ проведены исследования факторов, влияющих на формирование геотермополя доюрского основания и плитного комплекса центральной части Западно-Сибирской плиты, построена ретроспективная геотермическая модель юрских отложений ' Верхнеляминского вала и выполнена локализация прогнозных ресурсов [45, 46]. В этот же период автор принял участие в обобщении материалов геохимических исследований: на Восточно-Панлорской площади и в выполнении НИР для ООО «КогалымНИПИнефть» по оценке нефтегазоносности Центрально-Кустового участка в Когалымском- районе нефтедобычи. Здесь была применена новейшая методика геохимических поисков [24], рекомендованы зоны, включающие продуктивные локальные ловушки [27, 30; 86].

Методической основой прогноза нефтеносности послужили методика геоплотностного моделирования и- последующего нефтегеологического анализа, рассмотренная в работах В.И. Старостенко и В.И. Исаева [41, 73], методика палеотемпературного анализа и картирования очагов генерации нефти, вытекающая из учения о главной фазе нефтеобразования и главной зоне нефтегазообразования Н.Б.

Вассоевича и А.Э. Конторовича [10, 49, 50], методика нефтегеологической; интерпретации геохимических работ, сопровождающих сейсморазведку, рассмотренная в* работах BIG. Вышемирского, А.Э. Конторовича, В.И. Исаева и др: [14. 24], а также: прогностические критерии, вытекающие из теории генерации, миграции и аккумуляции УВ, изложенные в монографических работах А.Э; Конторовича с соавторами и G.F. Неручева с соавторами [51, 71].

Таким образом, па защиту выносятсяследующиерезулыпаты: ¡. Построенный методоммоделированиягравитациониогополягеоплотностнойразрез доюрских, юрских и меловых: отложений Югорскою зоны• нефтенакопления, позволившийг выявить крупные зоньиразуплотнения доплитного комплекса ' ишеловых отложепищ,представляющих интерес в отношении нефтегазоносностиг

1.1. Разуплотнения кровли доюрских отложений, представленные, вероятно^ палеозойскими слабометаморфизованными- терригенными и карбонатными осадками и кислыми и/или; трещиноватыми магматическими- породами? на участках Ай-Пймского вала (крайняя западная часть), Северо-Камынской седловины, Туманного вала (восточная часть) и Верхнеляминского мегавала (крайняя восточная 1часть):

1.2. Характерная структура; (до глубиньь 6 - 7 км); выполненная в- основному вероятно, породами: с плотностями слабометаморфизованных осадков или; кислых магматических, пород. Эта крупная обособленная зона разутютнения доюрского комплекса, приуроченная к западной части Ай-Пимского вала, Северо-Камынской седловине, Туманному валу и восточной части Верхнеляминского вала.

1'.3:. Разуплотнения меловых отложений на участке: восточный:склон Туманного вала - Северо-Камынская седловина - западный склон Ай-Пимского вала.

2. На базе сопоставления' известных зон~ нефтегазонакопления, месторожденийу зон распространениям нефтегазоперспективных комплексов с плотностнош структуройг фундамента и плитного комплекса осуществлен прогноз нефтегазоперспективных зон в доюрском разрезе и;плитном sчехле в пределах Югорского свода:

2.1. На траверсе Северо-Камынская: седловина.— Туманный; вал - восточная часть Верхнеляминского вала, разуплотненные триасовые эффузивы кислого состава, органогенные известняки девона могут служить резервуарами для нефтей (?), газоконденсата и газа.

2.2. Сочленение Верхнеляминского и Туманного валов, расположенное над разуплотненными доюрскими и меловыми толщами, является: перспективной зоной в отношении скоплений УВ в юрском и меловом HFK.

2.3. На участках Итьяхского месторождения разуплотненные меловые отложения, залегающие над очагами генерации тутлеймской свиты, имеют потенциальные аккумулирующие возможности, в них могут быть обнаружены залежи нефти.

Помимо Югорского свода, на траверсе регионального сейсмопрофиля XIII выполнен прогноз следующих зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле:

2.4. Крупные зоны нефтегазонакопления с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами прогнозируются в доюрском разрезе: Рогожниковского вала и Елизаровского прогиба; Бахиловского мегавала.

2.5. Крупные зоны нефтегазонакопления с газовыми, нефтяными (?), газоконденсатными залежами прогнозируются в доюрском разрезе: центральной и восточной части Висимского мегавала; Сургутского свода.

2.6. Крупная-зона нефтегазонакопления с залежами сухого и конденсатного газа прогнозируется в доюрском разрезе Пякупурского мегапрогиба и Варьеганского мегавала.

2.7. Зоны нефтегазонакопления, с залежами' неясного фазового состава прогнозируются в доюрском разрезе: в восточной части Касского мегапрогиба и западной части Кулынгольской мегаседловины; на Верхнекаралькинском мегавале.

2.8. Вероятно обнаружение залежей УВ'в юрских отложениях западного склона Ляпинского мегапрогиба.

2.9. Резервуары нефти прогнозируются в неокомском комплексе: Южно-Бобровского мегапрогиба; в зоне сочленения Касского мегапрогиба и Кулынгольской мегаседловины; в Елизаровском прогибе.

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

3.1. Установлены разной степени интенсивности и времени действия очаги генерации нефти в баженовской и шеркалинской свитах. Температуры в очагах баженовской свиты могут превышать 105 °С, зарождение очагов происходило 60 - 50 млн. лет назад, долгоживучесть очагов 60 - 45 млн. лет. Температуры в очагах шеркалинской свиты могут превышать 115 °С, зарождение очагов происходило 60 - 40 млн. лет назад, 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 и на всей площади распространения шеркалинской свиты.

3.2. 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 времени1 действия очагов генерации.

3.3. Локализация прогнозных ресурсов 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 — Северо-Апрельская; 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.

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

4.1. На Восточно-Панлорской площади с учетом интенсивности аномалий, четкости аномальных зон и состава ароматических углеводородов ловушки по степени перспективности ранжируются 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 Унлорская12, центральная часть; 6) структура Унлорская 1.

4.2. По результатам комплексного анализа данных сейсморазведки и геохимии на Восточно-Панлорской площади в качестве первоочередной рекомендуется скважина 1 на Ненсъюганской структуре.

В пределах Центрально-Кустового участка, где также выполнены геохимические исследования, выделен неразбуренный нефтеперспективный участок. Перспективный участок расположен в центрально-западной части площади геохимического опробования. Для перспективного участка предложен разрез возможной ловушки (залежи) в пласте K)i

Основные результаты диссертационной 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 «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2007); научно-практической 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 работах: [25-30; 33-37, 43-46, 57-60, 81], в том числе: 2 в журналах, включенных в перечень ВАК [33, 58], 3 в международных журналах [35, 46, 81], а также изложены в трех отчетах научно-исследовательских работ [85, 86, 87].

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 JI.H., к.г.-м.н. Кудрину К.Ю., Гуленок Р.Ю., Исаевой О.С., Кузиной М.Я., Жильцовой A.A., Ивановой Л.И., Яркову Д.М., Литвиновой О.Г., Шагееву М.М., Попову С.А., Васильеву П.А., Веселову Ю.А. - коллегам по совместным исследованиям. '

Автор благодарит: руководителей Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам правительства ХМАО к.г.-м.н. Панова В.Ф., д.г.-м.н. Кузьменкова С.Г., 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 A.B. и к.г.-м.н. Волкова В.А. за предоставление цифровых картографических reo лого-геофизических данных и литолого-стратиграфических разбивок глубоких скважин территории ХМАО; руководство ОАО «Хантымансийскгеофизика» Муртаева М.С. и Савина В.Г. за предоставление данных по исследованию глубоких скважин и тематическим работам в пределах Верхнеляминского вала; руководство ЗАО «Назымская НГРЭ» Рязанцева O.A. и Рухлова В.В. за предоставление данных по результатам испытаний в скважинах Верхнеляминского вала.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Лобова, Галина Анатольевна

Основные результаты и выводы по проведенным исследованиям сводятся к следующему.

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

1. Освоена методика формирования априорных моделей для программного комплекса геоплотностного моделирования и нефтегеологической интерпретации результатов моделирования применительно к доюрскому комплексу и отложениям мезо-кайнозойского чехла центральной части Западно-Сибирской плиты.

2. На участках Ай-Пимского вала (крайняя западная часть), Северо-Камынской седловины, Туманного вала (восточная часть) и Верхнеляминского мегавала (крайняя восточная часть) выявлены разуплотнения кровли доюрских отложений, представленные, вероятно, палеозойскими слабометаморфизованными терригенными и карбонатными осадками и кислыми и/или трещиноватыми магматическими породами.

3. Выявлена крупная обособленная зона разуплотнения доюрского комплекса, приуроченная к западной части Ай-Пимского вала, Северо-Камынской седловине, Туманному валу и восточной части Верхнеляминского вала. Эта зона имеет характерную структуру (до глубины 6 — 7 км), выполненную в основном, вероятно, породами с плотностями слабометаморфизованных осадков или кислых магматических пород.

4. Выявлены разуплотнения меловых отложений на участке: восточный склон Туманного вала — Северо-Камынская седловина — западный склон Ай-Пимского вала.

5. Выполнено сопоставление тектоники, месторождений, распространения нефтегазоносных комплексов с установленной плотностной структурой фундамента и плитного комплекса в пределах Югорского свода. Сопоставление показывает согласованность плотностной структуры с положением известных зон нефтегазонакопления и крупных месторождений, с их вероятным генезисом.

6. Выделенные методом геоплотностного моделирования зоны разуплотнения и уплотнения отождествляются с резервуарами, каналами миграции, материнскими толщами, флюидоупорами и аномальными источниками тепла. На этой основе в пределах Югорской зоны выполнен прогноз ряда зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле.

7. На траверсе Северо-Камынская седловина — Туманный вал — восточная часть Верхнеляминского вала разуплотненные триасовые эффузивы кислого состава, органогенные известняки девона могут служить резервуарами для нефтей (?), газоконденсата и газа.

8. Сочленение Верхнеляминского и Туманного валов, расположенное над разуплотненными доюрскими и меловыми толщами, является перспективной зоной в отношении скоплений УВ в юрском и меловом НГК.

9. На участках Итьяхского месторождения разуплотненные меловые отложения, залегающие над очагами генерации тутлеймской свиты, имеют потенциальные аккумулирующие возможности, в них могут быть обнаружены залежи нефти.

1. Освоена методика параметризации геолого-геофизических моделей для программных средств палеотемпературного моделирования, нефтегеологической интерпретации результатов моделирования и картирования очагов генерации нефти.

2. По геотемпературному критерию выделены палеоочаги генерации нефти в тутлеймской (баженовской) и шеркалинской свитах. Определены палеоплощади нефтесбора и зоны аккумуляции юрских нефтей Верхнеляминского вала.

3. Установленные очаги генерации нефти в баженовской и шеркалинской свитах характеризуются разной степенью интенсивности и временным интервалом действия. Температуры в очагах баженовской свиты могут превышать 105 °С, зарождение очагов происходило 60 - 50 млн. лет назад, долгоживучесть очагов 60 — 45 млн. лет. Температуры в очагах шеркалинской свиты могут превышать 115 °С, зарождение очагов происходило 60 — 40 млн. лет назад, 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 и на всей площади распространения шеркалинской свиты.

5. Локализация прогнозных ресурсов нефти Верхнеляминского вала позволяет ранжировать по степени перспективности разведочные и поисковые площади следующим образом.

5.1. 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.

5.2. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на меловой и верхнеюрский НГК: 1 — Верхненазымская; 2 - Унлорская; 3 - Западно-Унлорская; 4 -Северо-Апрельская; 5 — Панлорская. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК: 1 — Верхненазымская; 2 — Панлорская.

5.3. 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.

В части прогноза нефтегазоносности локальных объектов сделано следующее:

1. Освоена нефтегеологическая интерпретация данных новейшего метода нефтепоисковой геохимии по ароматическим углеводородам.

2. Установлено, что «кольцевые» зоны аномальных концентраций тяжелых УВ Восточно-Панлорской площади (Верхнеляминский вал) соответствуют в латеральном плане выявленным сейсморазведкой локальным ловушкам юры и неокома.

3. Проведенное геохимическое опробование Восточно-Панлорской площади подтвердило целесообразность и усилило обоснование размещения поисково-разведочных скважин, рекомендованных ранее ОАО «Хантымансийскгеофизика».

4. На Восточно-Панлорской площади с учетом интенсивности аномалий, четкости аномальных зон и состава ароматических углеводородов ловушки по степени перспективности ранэюированы 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.

5. По результатам комплексного анализа данных сейсморазведки и геохимии на Восточно-Панлорской площади в качестве первоочередной рекомендуется скважина 1 на Ненсъюганской структуре.

Методики геоплотностного моделирования, палеотемпературного анализа, геохимических исследований, показавшие свою эффективность при выполнении нашей работы, рекомендуются к применению на объектах поисковых и разведочных работ Верхнеляминского вала, для локализации прогнозных ресурсов следующих крупных положительных структур Югорской зоны, для оценки перспектив нефтегазоносности восточных и западных территорий центральной части Западно-Сибирской плиты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Лобова, Галина Анатольевна, Ханты-Мансийск

1. Алексидзе М. А. Приближенные методы решения прямых и обратных задач гравиметрии. -М: Наука, 1987.- 336 с.

2. Арешев Е.Г., Гавура В.Е., Немченко Т.Н., Немченко-Ровенская A.C., Руденко Б.А. Нефть в гранитах фундамента (на примере месторождения Белый Tnip, Вьетнам) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. - №12. - С.4-13.

3. Балакин В.А., Иванов Д.В., Лебедев B.C. Использование газовых показателей при геоэкологических исследованиях грунтов, загрязненных нефтепродуктами // Геоинформатика. 2005. - №1. - С. 54 - 61.

4. Баренбаум A.A., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Лукманов А.Р. Интенсификация притока глубинных углеводородов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. Ханты-Мансийск: «ИздатНаукаСервис», 2006. - С.45-53.

5. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. -254 с.

6. Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Палеозой и триас Западной Сибири (комплексное исследование) // Геология и геофизика. 2003. - Т.44. - №1-2. - С. 120—143.

7. Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. 1997. - Т.38. - №6. - С.1070-1078.

8. Вассоевич Н. Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия АН СССР, Сер. геол. 1967. - № 11. - С. 135156.

9. Власов В.А., Чернышев Е.А., Смолин С.Б. Новые данные о геологическом строениии и перспективах нефтегазоносности северной части Саранпаульской моноклинали и Ляпинского мегапрогиба // Геология нефти и газа. 1999. - №5. - С. 2-6.

10. Волков В.А. Новые данные о морфологии поверхности доюрских отложений Широтного Приобья // Вестник недропользователя ХМАО. Вып.11. — 2002. С.38—40.

11. Галушкин Ю.И., Махоуз М. Вклад эрозии и интрузивно-гидротермальной деятельности в формирование глубинного профиля катагенеза органического вещества осадочных бассейнов // Геохимия. 2006. - №12. - С.1325-1337.

12. Галушкин Ю.И., Симоненкова О.И., Лопатин Н.В. Влияние формирования гигантских скоплений газа на термический режим осадочной толщи Уренгойского месторождения Западно-Сибирского бассейна // Геохимия. 1999. - №12. - С. 1335-1344.

13. Елисеев В.Г. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности верхнеюрского комплекса центральной части Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том 1. Ханты-Мансийск: «ИздатНаукаСервис», 2005. - С.177-189.

14. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. М.: Недра, 1986. - 222 с.

15. Ерофеев Л.Я., Исаев В.И.Условия генерации углеводородов в восточной части Нижневартовского свода (палеотектонический и палеотемпературный анализ) // Вестник Томского государственного университета. Апрель 2003. Приложение №3(2). 2003. - С. 146-149.

16. Исаев В.И. Прогноз материнских толщ и зон нефтегазонакопления по результатам геоплотностного и палеотемпературного моделирования // Геофизический журнал. — 2002. Т.24. - №2. - С.60-70.

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

18. 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. Доклады. S-II. М.: РГГРУ, 2007. - С. 86-89.

19. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Ярков Д.М. Геохимическое прогнозирование залежей в Сургутском районе нефтедобычи // Известия Томского политехнического университета. 2008. - Т.313. - №1. - С. 44-51.

20. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Костров Ю.В., Лобова Г.А., Жильцова A.A., Иванова Л.И., Ярков Д.М. Геохимическое прогнозирование новых залежей в Когалымском районе нефтедобычи // Вестник Югорского государственного университета. — 2008. №2, (в печати).

21. 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.

22. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Ярков Д.М. Геохимическая оценка нефтегазоносности локальных ловушек // ГЕОИНФОРМАТИКА. 2009. - №2 (в печати)

23. Исаев В.И., Волкова H.A. Применение квадратичного программирования для решения обратной задачи геотермии // Тихоокеанская геология. 1995. - Т.14. - №1. - С.124-134.

24. 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.

25. 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.

26. 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.

27. Исаев В.И., Хростовская Н.В. О реализации на ЕС ЭВМ метода математического программирования для решения обратной задачи гравиметрии в линейной постановке // Разведочная геофизика: теория, методика, результаты. Киев: Наук. Думка, 1984. - С. 156-171.

28. Исаев Г.Д., Аухатов Я.Г. Прогноз нефтегазоносности палеозоя с новых концептуальных позиций // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. — Ханты-Мансийск: «ИздатНаукаСервис», 2006. -С.113-121.

29. Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Веселов О.В., Бычков A.B., Соловейчик Ю.Г. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. 2002. - №6. - С.48-54.

30. Исаев В.И., Старостенко В.И. Оценка нефтегазоматеринского потенциала осадочных бассейнов Дальневосточного региона по данным гравиметрии и геотермии // Геофизический журнал. 2004. - Т.26. - №2. - С.46-61.

31. Исаев В.И., Фомин А.Н. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. 2006. - Т.47. - №6. — С.734—745.

32. 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(8) — С.34-42.

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

34. Исаев В.И., Лобова Г.А., Рояк М.Э., Фомин А.Н. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода // Геофизический журнал. 2009. - Т.31. - №2. - С. 15-46.

35. Каталог литолого-стратиграфических разбивок разрезов поисково-разведочных скважин Ханты-Мансийского АО. Т.1 / Под ред. В.Ф. Гришкевича и Е.А. Теплякова Ханты-Мансийск: ГП НАЦ РН ХМАО-ЮГРЫ, 2000. - 432 с.

36. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносностл (на примере мезозойских отложений ЗападноСибирской низменности) // Геология и геофизика. — 1967. №2. - С. 16-29.

37. Конторович А. Э., Трофимук А. А. К методике изучения истории залежей нефти и газа // Геология нефти и газа. 1973. - № 7. - С. 18-24.

38. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков B.C., Трофимук A.A., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири М.: Недра, 1975. - 680 с.

39. Конторович А. Э., Хоменко А. В. Теоретические основы прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов с интенсивным проявлением трапнового магматизма // Геология и геофизика.-2001.-Т. 42.-№ 11-12.-С. 1764-1773.

40. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.

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

42. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. -М.: Недра, 1987.- 134 с.

43. Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод Ляпинский мегапрогиб // Вестник Югорского государственного университета. - 2007. - №6 — С.47-60.

44. Лобова Г.А. Очаги генерации тогурских нефтей центральной части Югорского свода // Ученые записки Казанского государственного университета. Сер. Естеств. науки. — 2008. -Т. 150.- кн.З.- С. 169-182.

45. Лобова Г.А., Попов С.А. Фораминиферовые комплексы верхнемеловых отложений центральной части Западной Сибири // Вестник Югорского государственного университета. 2008. - №1(8) - С. 69-77.

46. 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. - М.: РГГРУ, 2007. - С. 157-160.

47. Муслимов Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании и развитии месторождений углеводородного сырья // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2006. - С.3-9.

48. Мухер А.Г. Условия формирования нижне-среднеюрских континентальных отложений Красноленинского района в связи с нефтеносностью: Автореф. дис. канд. геол.- мин. наук. Тюмень: ТГУ, 1981. - 24 с.

49. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.: Недра, 1984. - 80 с.

50. Подгорный JI.B., Хуторский М.Д. Термическая эволюция литосферы зоны сочленения Балтийского щита и Баренцевоморской плиты // Физика Земли. 1998. - №3. - С.56-65.

51. Семкин В.И. Генетические аспекты генерации нефтяных алканов // Геохимия. 2006, -№10. - С.1110-1118.

52. Соловейчик Ю.Г., Рояк М.Э., Персова М.Г. Метод конечных элементов для решения скалярных и векторных задач. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. - 896 с.

53. Справочник по геохимии нефти и газа. / Под ред. С.Г. Неручева. СПб.: Недра, 1998. -576 с.

54. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. -М.: Недра, 1986. 200 с.

55. Старостенко В.И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии. Киев: Наук, думка, 1978.-228 с.

56. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. -М.: Недра, 1981. 143с.

57. Ушатинский И.Н., Харин B.C. Типы и состав пород баженовской свиты: Сборник научных трудов: Тюмень: Изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 54-63.

58. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. 2004. - Т.45 - №7. - С.833-842.

59. Хмельницкий P.A., Бродский Е.С. Хромато-масс-спектрометрия (методы аналитической химии). -М.: Химия, 1984. -216 с.

60. Шарбатян A.A. Экстремальные оценки в геотермии и геокриологии. М.: Наука, 1974. — 123 с.

61. Гордина Р.И., Кузьмичев О.Б., Коржик В.И., Гарипова А.Ш. «Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа, ТЭО КИН Кустового месторождения». -Когалым: ООО «КогалымНИПИнефть», 2005. 150 с.

62. Коржов Ю.В., Исаев В.И., Лобова Г.А. Отчет по теме «Геохимическое исследование Центрально-Кустового участка с целью выявления залежей УВ». Когалым: ООО «КогалымНИПИнефть», - Ханты-Мансийск: Югорский государственный университет, 2007. - 128с.

63. Куликов Д.П., Игошкин В.П. Отчет «Комплексная переоценка ресурсов перспективных ловушек и перспективных зон — Фроловская зона». — Тюмень: Южный филиал ЦАГГИ ОАО «Хантымансийскгеофизика», 1999. 286 с.

Информация о работе

Лобова, Галина Анатольевна
кандидата геолого-минералогических наук
Ханты-Мансийск, 2009
ВАК 25.00.12

Диссертация

Перспективы югорской зоны нефтенакопления по комплексу геолого-геофизических данных - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы