История тектонического развития
Берегового месторождения
Горбунов П.А., Лебедев М.В., Яневиц Р.Б., Фищенко А.Н.,
Дорохов А.Р., Абрашов В.Н.
Дорохов А.Р., Абрашов В.Н.
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр», АО «Сибнефтегаз»
Настоящая статья завершает цикл работ, посвященных палеотектонике Берегового месторождения (ЯНАО). В статье приведены результаты изучения истории формирования структурных планов продуктивных отложений.
Введение
Настоящая статья завершает цикл исследований, посвященных истории формирования крупной структурной ловушки, вмещающей залежи Берегового нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в пределах Хадырьяхинской моноклинали — крупной структуры II порядка, входящей в состав Надым-Тазовской синеклизы Западной Сибири. Ранее было показано, что заложение положительных структур, контролирующих подобные месторождения, произошло в постмеловое (кайнозойское) время [5–7]. В предыдущих статьях цикла [1, 2] были сформулированы следующие выводы:
- Береговое месторождение является одним из ключевых объектов для восстановления истории формирования ловушек углеводородов (УВ) на севере Западной Сибири, поскольку современные сейсмические данные позволили проследить в его пределах самый верхний отражающий горизонт Э, формирующийся на границе ирбитской и тавдинской свит. В результате стратиграфической привязки и корреляции отражений по сейсмическому кубу были прослежены восемь отражающих горизонтов (ОГ), характеризующих структурные планы осадочного чехла от нижней юры до эоцена. Результаты сейсмической корреляции позволили расчленить осадочный чехол на семь сейсмостратонов, в целом отвечающих требованиям палеотектонического анализа. Распределение их мощностей стало основой для палеотектонического анализа объекта исследования;
- в результате палеотектонического анализа было установлено, что история тектонического развития Береговой структурной ловушки включала как минимум три этапа. В юрско-раннемеловой этап были сформированы основные черты структурных планов юрских продуктивных пластов Берегового месторождения, этап постлюлинворской тектонической активизации местами привел к повышению их контрастности. В раннемеловой-эоценовый этап рассматриваемая территория находилась в основном в режиме прогибания, контрастных тектонических движений в этот этап не происходило. В постэоценовый (точнее постлюлинворский) этап произошла активизация положительных тектонических движений, в результате которой по верхним горизонтам осадочного чехла было сформировано крупное геологическое поднятие.
Рис. 1. История формирования структурных планов а — ОГ Т, б — М/,
в — Г на конец покурского времени, люлинворского времени и их современный облик.
1 — контур сейсмического куба, 2 — скважины, вскрывшие горизонт,
3 — локальные поднятия по ОГ Б,
4 — изопахиты,
5 — разрывные нарушения,
6 — контур Берегового ЛУ
в — Г на конец покурского времени, люлинворского времени и их современный облик.
1 — контур сейсмического куба, 2 — скважины, вскрывшие горизонт,
3 — локальные поднятия по ОГ Б,
4 — изопахиты,
5 — разрывные нарушения,
6 — контур Берегового ЛУ
История формирования структурных планов продуктивных отложений
Береговое месторождение является многопластовым с очень высоким этажом нефтегазоносности. Поэтому в настоящем разделе рассмотрена история формирования структурных планов следующих стратиграфических границ, которые контролируют крупные по запасам залежи УВ в разрезе месторождения:
- отражающий горизонт Т, контролирующий структурные планы продуктивных пластов Ю₂₋₄, содержащих потенциально значимые запасы нефти;
- отражающий горизонт М/, контролирующий структурные планы продуктивных пластов П₁₉₋₂₀ в нижней части покурской свиты, являющихся перспективным объектом наращивания газодобычи;
- отражающий горизонт Г, контролирующий структурный план продуктивного пласта ПК₁, вмещающего крупную залежь газа.
Отражающий горизонт Т
Сопоставление упомянутых палеоструктурных планов горизонта Т с его современным структурным планом приведено на рисунке 1а. Из него следует, что основные локальные поднятия по рассматриваемому уровню уже существовали к началу вхождения материнской свиты в главную зону нефтегазообразования (в покурское время). На конец люлинворского времени конфигурация отражающего горизонта Т не претерпела значительных изменений — все основные локальные поднятия сохранили свое положение и форму. С момента окончания люлинворского времени структуры по ОГ Т стали более контрастными, при этом сохранили свою пространственную приуроченность.
Отражающий горизонт М/
На конец покурского времени в центральной части рассматриваемой территории по данному горизонту наблюдается крупная синклиналь, осложненная подчиненными локальными впадинами и поднятиями (рис. 1б). На конец люлинворского времени структурный план данного горизонта испытал тектоническую трансформацию, в результате которой западная часть исследуемой территории была подвергнута относительному воздыманию, а восточная и центральная — относительному погружению. В постлюлинворское время за счет инверсии тектонических движений (в западной части рассматриваемой территории произошло относительное погружение, а в центральной — воздымание) в пределах данного горизонта сформировалось крупное поднятие, контролирующее залежи углеводородов. Таким образом, сопоставление палео- и современного структурных планов горизонта М/ показывает, что:
- к концу люлинворского времени в продуктивных пластах нижней части покурской свиты (ПК₁₉₋₂₀) существовали слабоконтрастные небольшие по размерам ловушки. Поскольку в данное время баженовская материнская толща уже вошла в главную зону нефтеобразования, эти ловушки могли контролировать небольшие залежи нефти, сформированные в результате вертикальной миграции по разломам. В пользу данной гипотезы говорят единичные факты получения притоков нефти из различных пластов горизонта ПК₁₉₋₂₀;
- в результате постлюлинворской перестройки структурного плана в продуктивных пластах нижнепокурской подсвиты была сформирована крупная структурная ловушка, в которую стали поступать газообразные углеводороды. В результате этого процесса первичные залежи нефти должны были быть частично расформированы и частично переформированы. Вероятно, именно этим обстоятельством определяются сложные взаимоотношения флюидов в пластах ПК₁₉₋₂₀: различные скважины вскрыли резервуары с нефтяным, газоконденсатным, газовым насыщением резервуаров, причем в разных зонах газоконденсат весьма различается по своим свойствам [3].
Отражающий горизонт Г
- В целом аналогичный вывод можно сделать и для горизонта Г. Крупная структурная ловушка, контролирующая залежь газа в продуктивном пласте ПК₁, была сформирована только в постлюлинворское время (рис. 1в).
- На момент окончания люлинворского времени малоамплитудная положительная структура по отражающему горизонту Г существовала только в пределах западной части рассматриваемой площади. В центральной (район поднятия Геологическое III) и восточной (район Северо-Часельского поднятия) части территории существовали отрицательные тектонические структуры. На следующем этапе тектонического развития позднекайнозойская тектоническая инверсия способствовала заложению крупной антиклинальной структуры, контролирующей крупную сеноманскую газовую залежь Берегового месторождения.
ИТОГИ
В качестве основных итогов проведенного исследования можно рассматривать следующие результаты.
Авторам удалось проследить отражающий горизонт Э, отождествляемый с кровлей люлинворского горизонта, что стало возможно благодаря качественной переобработке сейсмических данных. Этот дополнительный отражающий горизонт, прослеженный в верхней части разреза, позволил уточнить историю тектонического развития Береговой структуры на самых последних стадиях ее формирования.
Было установлено, что ключевым событием, определившим историю формирования залежей в основных продуктивных горизонтах месторождения ПК₁₉₋₂₀ и ПК₁ стала постэоценовая (точнее постлюлинворская) тектоническая активизация, в результате которой в этих продуктивных пластах возникла крупная структурная ловушка. Соответственно Береговое месторождение можно рассматривать как относительно молодое. Основные (покурские) его залежи могли быть полностью сформированы только в постлюлинворское время, то есть не ранее 41 млн лет назад. Подтверждением этого с геологической точки зрения служат некоторые особенности их строения. Согласно данным бурения и эксплуатации можно утверждать, что покурские залежи месторождения находятся в стадии формирования. Об этом говорит следующее:
Авторам удалось проследить отражающий горизонт Э, отождествляемый с кровлей люлинворского горизонта, что стало возможно благодаря качественной переобработке сейсмических данных. Этот дополнительный отражающий горизонт, прослеженный в верхней части разреза, позволил уточнить историю тектонического развития Береговой структуры на самых последних стадиях ее формирования.
Было установлено, что ключевым событием, определившим историю формирования залежей в основных продуктивных горизонтах месторождения ПК₁₉₋₂₀ и ПК₁ стала постэоценовая (точнее постлюлинворская) тектоническая активизация, в результате которой в этих продуктивных пластах возникла крупная структурная ловушка. Соответственно Береговое месторождение можно рассматривать как относительно молодое. Основные (покурские) его залежи могли быть полностью сформированы только в постлюлинворское время, то есть не ранее 41 млн лет назад. Подтверждением этого с геологической точки зрения служат некоторые особенности их строения. Согласно данным бурения и эксплуатации можно утверждать, что покурские залежи месторождения находятся в стадии формирования. Об этом говорит следующее:
- в пределах сеноманской газовой залежи пласта ПК₁ наблюдается изменчивость начального уровня ГВК, перепад которого составляет до 4 м, что указывает на то, что залежь не успела полностью прийти в гидродинамическое равновесие (даже с учетом высокой подвижности газа) за счет позднего образования контролирующей структуры;
- в низах покурской свиты (в частности в пластах ПК₁₉₋₂₀) в пределах одного пласта наблюдаются многочисленные латеральные неоднородности в характере флюидного насыщения. В пределах единой структуры отмечается сосуществование газоконденсатных, газовых и газонефтяных залежей. Судя по всему, УВ разного типа, поступившие в ловушку в разные этапы ее формирования, не успели равномерно дифференцироваться по разрезу с момента возникновения основной нефтегазоконтролирующей структуры. Кроме того, для флюидных контактов в пластах нижней части покурской свиты также характерны перепады в абсолютных отметках по площади.
ВЫВОДЫ
Таким образом, результаты палеотектонических реконструкций Берегового месторождения, выполненных с привлечением данных по отражающему горизонту Э, позволяют утверждать об относительно молодом (постлюлинворском) времени заложения Береговой структурной ловушки, что нашло свое отражение в особенностях строения контролируемых ею залежей.
Полученные результаты позволяют предполагать, что значительные неоднородности в гипсометрических отметках флюидных контактов и сложный характер насыщения многих месторождений севера Западно-Сибирской плиты также могут быть объяснены незавершенностью процесса их формирования вследствие позднего образования структурных ловушек.
Полученные результаты позволяют предполагать, что значительные неоднородности в гипсометрических отметках флюидных контактов и сложный характер насыщения многих месторождений севера Западно-Сибирской плиты также могут быть объяснены незавершенностью процесса их формирования вследствие позднего образования структурных ловушек.
ЛИТЕРАТУРА
1. Горбунов П.А. Лебедев М.В., Яневиц Р.Б., Фищенко А.Н., Дорохов А.Р., Абрашов В.Н. Палеотектоника Берегового месторождения в свете новых геолого-геофизических данных — сейсмогеологический разрез // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 4. С. 20–23.
2. Горбунов П.А. Лебедев М.В., Яневиц Р.Б., Фищенко А.Н., Дорохов А.Р., Абрашов В.Н. Палеотектоника Берегового месторождения в свете новых геолого-геофизических данных — история тектонического развития // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 4. С. 24–28.
3. Заночуев С.А. Громова Е.А., Поляков А.В. Типизация конденсатов пластового газа нижнепокурской свиты в пределах Берегового месторождения с помощью флюидальных коэффициентов // Нефтяная провинция. 2019. № 3. С. 102–114.
4. Конторович А.Э. Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. авторы. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. 680 с.
5. Конторович В.А. Конторович Д.В., Сурикова Е.С. История формирования крупных антиклинальных струкутр — ловушек для уникальных газовых залежей на Севере Западной Сибири (на примере Медвежьего месторождения) // Геология и геофизика. 2014. № 5. С. 862–873.
6. Конторович В.А. Мезозойско-кайнозойская тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 4. С. 461–474.
7. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. авторы. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 11–12. С. 1832–1845.
8. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.: Недра, 1984. 80 с.
2. Горбунов П.А. Лебедев М.В., Яневиц Р.Б., Фищенко А.Н., Дорохов А.Р., Абрашов В.Н. Палеотектоника Берегового месторождения в свете новых геолого-геофизических данных — история тектонического развития // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 4. С. 24–28.
3. Заночуев С.А. Громова Е.А., Поляков А.В. Типизация конденсатов пластового газа нижнепокурской свиты в пределах Берегового месторождения с помощью флюидальных коэффициентов // Нефтяная провинция. 2019. № 3. С. 102–114.
4. Конторович А.Э. Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. авторы. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. 680 с.
5. Конторович В.А. Конторович Д.В., Сурикова Е.С. История формирования крупных антиклинальных струкутр — ловушек для уникальных газовых залежей на Севере Западной Сибири (на примере Медвежьего месторождения) // Геология и геофизика. 2014. № 5. С. 862–873.
6. Конторович В.А. Мезозойско-кайнозойская тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 4. С. 461–474.
7. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. авторы. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 11–12. С. 1832–1845.
8. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.: Недра, 1984. 80 с.
Горбунов П.А., Лебедев М.В., Яневиц Р.Б., Фищенко А.Н., Дорохов А.Р., Абрашов В.Н.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,
АО «Сибнефтегаз»
pagorbunov@tnnc.rosneft.ru
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,
АО «Сибнефтегаз»
pagorbunov@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: результаты структурной интерпретации куба сейсмических данных Берегового нефтегазоконденсатного месторождения, включая результаты структурных построений
по самому верхнему отражающему горизонту Э.
Методы: Анализ карт мощностей по методике В.Б. Неймана.
по самому верхнему отражающему горизонту Э.
Методы: Анализ карт мощностей по методике В.Б. Неймана.
Западная Сибирь, Береговое месторождение, тектоника, палеотектонический анализ, продуктивные отложения, отражающий горизонт Э
Горбунов П.А., Лебедев М.В., Яневиц Р.Б., Фищенко А.Н., Дорохов А.Р., Абрашов В.Н. Тектоническая история развития Берегового месторождения в свете новых геолого-геофизических данных (история формирования структурных планов продуктивных отложений) // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 5. С. 17–20. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-5-17-20
06.07.2021
УДК 551.24, 553.98
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-5-17-20
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-5-17-20
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33