Палеотектонический анализ северной части Приобского нефтяного месторождения
Галиев Р.Р., Волошина А.А.,
Новиков А.П., Абдрахимов Р.И.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр»
На примере северной части Приобского нефтяного месторождения проанализированы условия формирования локальных нефтеперспективных объектов посредством палеореконструкции. Северная часть Приобского месторождения осложнена валообразным и локальным Ханты-Мансийским поднятием второго порядка, отдельными локальными поднятиями: Селияровским, Восточно-Селияровским, а также промежуточными поднятиями: Восточно-Ханты-Мансийским, Светлым и Горшковским. В северной части участка выделяется Северо-Тундринская локальная впадина.
От нее на северо-запад протягивается узкая Западно-Сахалинская впадина
(Северо-Мансийский врез), к которой с запада примыкает Горшковское локальное поднятие. В результате работы было установлено, что основные структурные элементы сформировались в раннеюрское время, а наиболее масштабные тектонические деформации происходили на рубежах баррем-аптского и сеноман-туронcкого времени, что может свидетельствовать
о наличии структурных ловушек в терригенных отложениях нижнего мела. Впоследствии деформации имели затухающий характер — и поэтому не были сформированы пути миграции углеводородов и, как следствие, не было предпосылок к расформированию залежей.
От нее на северо-запад протягивается узкая Западно-Сахалинская впадина
(Северо-Мансийский врез), к которой с запада примыкает Горшковское локальное поднятие. В результате работы было установлено, что основные структурные элементы сформировались в раннеюрское время, а наиболее масштабные тектонические деформации происходили на рубежах баррем-аптского и сеноман-туронcкого времени, что может свидетельствовать
о наличии структурных ловушек в терригенных отложениях нижнего мела. Впоследствии деформации имели затухающий характер — и поэтому не были сформированы пути миграции углеводородов и, как следствие, не было предпосылок к расформированию залежей.
Актуальность проблемы
Сейсморазведочные исследования помогают решать задачи, связанные с моделированием строения исследуемых объектов с помощью кинематического и динамического анализов, в том числе построение структурно-тектонической модели [3]. Деформация осадочного чехла в результате тектонических движений является одним из факторов, определяющих перспективность углеводородных ловушек. Например, изменение структурного плана в момент формирования отложений, постседиментационные тектонические движения, которые оказывают воздействие
на возможные пути миграции углеводородов (УВ) и не только, могут влиять на перспективность геологических объектов [4].
На рассматриваемой площади установлены только вертикальные деформации осадочного чехла. Элементов горизонтального сдвига не наблюдается [5]. Данное обстоятельство позволяет применить рассмотренную ниже методику для анализа тектонической активности в различные периоды времени.
Новизна работы заключается в доработке общепринятого метода изучения тектонических движений на основе изопахического треугольника статистической обработкой поверхностей и построением кросс-плотов, а также вычислением коэффициентов корреляции для сравниваемых карт поверхностей, что позволяет вычислить направление и интенсивность тектонических движений для любой области карты или любого структурного элемента на изучаемой площади
в различные геологические периоды.
на возможные пути миграции углеводородов (УВ) и не только, могут влиять на перспективность геологических объектов [4].
На рассматриваемой площади установлены только вертикальные деформации осадочного чехла. Элементов горизонтального сдвига не наблюдается [5]. Данное обстоятельство позволяет применить рассмотренную ниже методику для анализа тектонической активности в различные периоды времени.
Новизна работы заключается в доработке общепринятого метода изучения тектонических движений на основе изопахического треугольника статистической обработкой поверхностей и построением кросс-плотов, а также вычислением коэффициентов корреляции для сравниваемых карт поверхностей, что позволяет вычислить направление и интенсивность тектонических движений для любой области карты или любого структурного элемента на изучаемой площади
в различные геологические периоды.
Цель работы
Целью работы является проведение детальной палеореконструкции рассматриваемой территории для восстановления тектонического развития и классифицирования морфологических особенностей основных структурных элементов территории.
Результаты и обсуждения
Северная часть Приобского месторождения осложнена валообразным и локальным
Ханты-Мансийским поднятием второго порядка, отдельными локальными поднятиями: Селияровским, Восточно-Селияровским; а также промежуточными поднятиями:
Восточно-Ханты-Мансийским, Светлым и Горшковским. В северной части участка выделяется Северо-Тундринская локальная впадина. От нее на северо-запад протягивается узкая Западно-Сахалинская впадина (Северо-Мансийский врез), к которой с запада примыкает Горшковское локальное поднятие (рис. 1).
Ханты-Мансийским поднятием второго порядка, отдельными локальными поднятиями: Селияровским, Восточно-Селияровским; а также промежуточными поднятиями:
Восточно-Ханты-Мансийским, Светлым и Горшковским. В северной части участка выделяется Северо-Тундринская локальная впадина. От нее на северо-запад протягивается узкая Западно-Сахалинская впадина (Северо-Мансийский врез), к которой с запада примыкает Горшковское локальное поднятие (рис. 1).
Рис. 1. Тектоническая карта по подошве осадочного чехла
Западно-Сибирской геосинеклизы
(ИНГГ СО РАН, под редакцией
А.Э. Конторовича, 2002 г.)
Западно-Сибирской геосинеклизы
(ИНГГ СО РАН, под редакцией
А.Э. Конторовича, 2002 г.)
Для анализа изменений геологического строения рассматриваемой территории на первоначальном этапе привлекались профили выравнивания по скважинам. На месторождении имеется 16 разведочных скважин, вскрывших доюрский фундамент. На рисунке 2 представлены современный и палеотектонический профили субмеридионального и субширотного простирания, на которых достаточно хорошо прослеживаются изменения отражающего горизонта А. Согласно представленным палеопрофилям, максимальные тектонические деформации происходили на рубеже баррем-палеоцена. На рисунке 2а прослеживается рост Ханты-Мансийского локального поднятия к различным моментам геологического времени, а на рисунке 2б иллюстрируется прогибание Северо-Тундринского прогиба. Величина стрелок в колонке справа от палеопрофилей указывает на масштабы тектонических деформаций. Однако профили выравнивания по скважинам позволяют отследить тектонические движения лишь схематично, без оценки данных деформации по площади, и не позволяют описать их количественно.
Рис. 2. Современный и палеотектонические профили субмеридионального и субширотного простирания:
а — через скважины № 4хмн -15хмн- 17слр-15слр-409прбб — через скважины
№ 16слр -15слр- 18слр-450слр
а — через скважины № 4хмн -15хмн- 17слр-15слр-409прбб — через скважины
№ 16слр -15слр- 18слр-450слр
Помимо палеопрофилей по скважинам были построены профили выравнивания по структурным картам, полученным в результате интерпретации сейсмических данных. Профили выравнивания по структурным картам также подтверждают выводы о постседиментационном характере тектонических деформаций.
Дополнительно в работе был проведен анализ кросс-плотов между изохронами отражающих горизонтов (ОГ), который позволяет наглядно описать масштабы тектонической активности в разные моменты геологического времени [6]. На рисунке 3 представленные графики кросс-плотов располагаются по принципу изопахического треугольника, рядом с каждым графиком вынесен коэффициент корреляции между рассматриваемыми ОГ. График с наименьшим коэффициентом корреляции указывает на минимальную схожесть морфологических элементов изучаемых горизонтов и, соответственно, максимальную тектоническую активность в рассматриваемый период геологического времени [7].
Рис. 3. Кросс-плот диаграмма между отражающими горизонтами А, Б, М, Г и С
Как видно из графиков, максимальные морфологические изменения структуры фундамента (ОГ «А») проявились к концу сеноманского времени, коэффициент корреляции между ОГ А и Г равен 0,6093.
Анализ кросс-плотов по линии «А-Б»-«Б-М»-«М-Г»-«Г-С» указывает на максимальную тектоническую активность на рубеже сеномана-турона (ОГ «Г») и затухание — в палеоцене (ОГ «С»). Таким образом, представленные кросс-плоты позволяют более точно выявить геологические периоды с минимумом и максимумом тектонической активности изучаемой территории.
Для детального представления о развитии территории на рисунке 4 представлены кросс-плот диаграммы с разделением точек по основным структурным элементам.
Для каждого графика обозначены коэффициенты линейной корреляции между отражающими горизонтами и уравнения регрессии в целом по площади. Аналогичным образом построены уравнения регрессии и коэффициенты корреляции отдельно для каждого из основных структурных элементов площади. Количественная оценка тектонических движений каждого структурного элемента и площади в целом заключается в совокупном анализе параметра «тектоническая активность» (1-R, где R — коэффициент корреляции из рис. 3) и коэффициента k из соответствующего уравнения регрессии для кросс-плотов А-Б, Б-М, М-Г, Г-С, характеризующих последовательность геологических периодов.
Анализ кросс-плотов по линии «А-Б»-«Б-М»-«М-Г»-«Г-С» указывает на максимальную тектоническую активность на рубеже сеномана-турона (ОГ «Г») и затухание — в палеоцене (ОГ «С»). Таким образом, представленные кросс-плоты позволяют более точно выявить геологические периоды с минимумом и максимумом тектонической активности изучаемой территории.
Для детального представления о развитии территории на рисунке 4 представлены кросс-плот диаграммы с разделением точек по основным структурным элементам.
Для каждого графика обозначены коэффициенты линейной корреляции между отражающими горизонтами и уравнения регрессии в целом по площади. Аналогичным образом построены уравнения регрессии и коэффициенты корреляции отдельно для каждого из основных структурных элементов площади. Количественная оценка тектонических движений каждого структурного элемента и площади в целом заключается в совокупном анализе параметра «тектоническая активность» (1-R, где R — коэффициент корреляции из рис. 3) и коэффициента k из соответствующего уравнения регрессии для кросс-плотов А-Б, Б-М, М-Г, Г-С, характеризующих последовательность геологических периодов.
Графики изменения тектонической активности (1-R) и коэффициентов k из уравнения регрессии, указанного на рисунке 4,
Рис. 4. Кросс-плот диаграммы между отражающими горизонтами А, Б, М, Г и С для каждого структурного элемента
вынесены отдельно на рисунок 5 (черная линия с подписями данных).
Рис. 5. Графики изменения тектонической активности (1-R)
и коэффициента k
и коэффициента k
Последовательное рассмотрение серии палеопрофилей выравнивания и графиков на рисунках 4 и 5 для каждого структурного элемента позволило выявить следующую закономерность: параметр
(1-R) характеризует интенсивность тектонических движений в выбранный период времени,
а коэффициент k — направленность тектонической активности. Коэффициент k > 1 указывает на воздымание структуры, k < 1 указывает на прогибание структуры.
Анализ графиков на рисунке 5 показал, что выявленные структурные элементы имели максимум деформаций в разное геологическое время. Так, для Горшковского и Западно-Сахалинского локальных поднятий максимальный рост проявился к концу барремского времени. Ханты-Мансийское, Селияровское, Восточно-Селияровское локальные поднятия имели максимум тектонической активности к концу сеноманского времени. Минимум значений параметра (1-R) на рубеже коньяк-сантонского времени указывает на снижение тектонической активности рассматриваемой территории в целом. Примечательно, что Северо-Тундринский прогиб характеризуется максимумом тектонической активности и минимумом коэффициента k в волжское время, то есть структура прогибалась с максимальными амплитудами в юрское время. Восточно-Селияровское поднятие, наоборот, воздымалось с максимальными амплитудами к концу сеноманского времени.
(1-R) характеризует интенсивность тектонических движений в выбранный период времени,
а коэффициент k — направленность тектонической активности. Коэффициент k > 1 указывает на воздымание структуры, k < 1 указывает на прогибание структуры.
Анализ графиков на рисунке 5 показал, что выявленные структурные элементы имели максимум деформаций в разное геологическое время. Так, для Горшковского и Западно-Сахалинского локальных поднятий максимальный рост проявился к концу барремского времени. Ханты-Мансийское, Селияровское, Восточно-Селияровское локальные поднятия имели максимум тектонической активности к концу сеноманского времени. Минимум значений параметра (1-R) на рубеже коньяк-сантонского времени указывает на снижение тектонической активности рассматриваемой территории в целом. Примечательно, что Северо-Тундринский прогиб характеризуется максимумом тектонической активности и минимумом коэффициента k в волжское время, то есть структура прогибалась с максимальными амплитудами в юрское время. Восточно-Селияровское поднятие, наоборот, воздымалось с максимальными амплитудами к концу сеноманского времени.
Дифференцированный палеотектонический анализ каждого структурного элемента, по мнению авторов, является наиболее предпочтительным, так как анализ коэффициентов (1-R) и k в целом по площади приводит к статистическому осреднению изучаемых параметров.
Таким образом, на основе выполненного анализа палеоструктурных схем отражающих горизонтов А, Б, М, Г и С можно сделать следующие выводы:
• основные структурные элементы сформировались в раннеюрское время;
• наиболее масштабные тектонические деформации происходили на рубежах баррем-аптского времени и сеноман-
туронcкого, последующие деформации фундамента имеют затухающий характер.
Таким образом, на основе выполненного анализа палеоструктурных схем отражающих горизонтов А, Б, М, Г и С можно сделать следующие выводы:
• основные структурные элементы сформировались в раннеюрское время;
• наиболее масштабные тектонические деформации происходили на рубежах баррем-аптского времени и сеноман-
туронcкого, последующие деформации фундамента имеют затухающий характер.
В результате работы было установлено, что выявленные структурные элементы имели максимальную деформацию в разное геологическое время. Так, для Горшковского и Западно-Сахалинского локальных поднятий максимальный рост проявился к концу барремского времени. Ханты-Мансийское, Селияровское, Восточно-Селияровское локальные поднятия имели максимум тектонической активности к концу сеномана. На рубеже коньяк-сантонского времени происходило снижение тектонической активности рассматриваемой территории.
Таким образом, было выявлено, что основные структурные элементы северной части Приобского месторождения сформировались в раннеюрское время, а наиболее масштабные тектонические деформации происходили на рубежах баррем-аптского времени и сеномана-туронского. Последующие деформации фундамента имеют затухающий характер, что способствовало сохранению ловушек УВ в терригенных отложениях юрского и мелового нефтегазоносных комплексов. Полученная информация позволила выявить, а также откартировать залежи УВ — и снизила риски разведочного и последующего эксплуатационного бурения.
Таким образом, было выявлено, что основные структурные элементы северной части Приобского месторождения сформировались в раннеюрское время, а наиболее масштабные тектонические деформации происходили на рубежах баррем-аптского времени и сеномана-туронского. Последующие деформации фундамента имеют затухающий характер, что способствовало сохранению ловушек УВ в терригенных отложениях юрского и мелового нефтегазоносных комплексов. Полученная информация позволила выявить, а также откартировать залежи УВ — и снизила риски разведочного и последующего эксплуатационного бурения.
Проведенный анализ деформации осадочного чехла по опорным стратиграфическим горизонтам позволил классифицировать морфологические особенности структурных элементов как постседиментационные для нижнемеловых отложений, в которых сосредоточены основные запасы рассматриваемой территории. Выявленные деформации осадочного чехла в момент формирования отложений образуют морфологические особенности рельефа, которые оказывают влияние на геометрию перспективных для разработки объектов.
1. Нестеренко М.Ю., Бухвалова А.В. Выявление и трассирование тектонических и техногенных нарушений геологической среды на основе сейсмологических данных // Бюллетень Оренбургского научного центра УрО РАН. 2014. №. 2.
С. 1–6.
2. Флаас А.С. Геотектоника (методические приемы палеотектонического анализа). Пермь: ПГТУ, 2008. 198 с.
3. Дулич И., Богичевич Г., Родионов А.Е., Ольнева Т.В. Формирование структурно-тектонического каркаса и сейсмофациальной основы для бассейнового моделирования на примере создания региональной модели Паннонского бассейна // Геофизика. 2016. №. 4. С. 27–34.
4. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э., Красавчиков В.О., Конторович А.А., Супруненко О.И. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 11–12. С. 1832–1845.
5. Тимурзиев А.И., Гогоненков Г.Н. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: от нефтегазогеологического районирования недр до технологии поисков и разведки глубокозалегающих месторождений углеводородов // Вести газовой науки. 2012. №. 1. С. 68–85.
6. Бочкарев В.С., Толубаев С.А. Палеотектонический анализ и этажи нефтегазоносности крупных поднятий Надым-Тазовского междуречья (Западная Сибирь) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. №. 4–5. С. 90–95.
7. Latypova E.S., Nesterova T.A., Kononova T.A. Seismic facies analysis as the main method of reservoir prediction in low drilling maturity conditions. Geomodel 2016 – 18th science and applied research conference on oil and gas geological exploration
and development, 2016. (In Eng).
С. 1–6.
2. Флаас А.С. Геотектоника (методические приемы палеотектонического анализа). Пермь: ПГТУ, 2008. 198 с.
3. Дулич И., Богичевич Г., Родионов А.Е., Ольнева Т.В. Формирование структурно-тектонического каркаса и сейсмофациальной основы для бассейнового моделирования на примере создания региональной модели Паннонского бассейна // Геофизика. 2016. №. 4. С. 27–34.
4. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э., Красавчиков В.О., Конторович А.А., Супруненко О.И. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 11–12. С. 1832–1845.
5. Тимурзиев А.И., Гогоненков Г.Н. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: от нефтегазогеологического районирования недр до технологии поисков и разведки глубокозалегающих месторождений углеводородов // Вести газовой науки. 2012. №. 1. С. 68–85.
6. Бочкарев В.С., Толубаев С.А. Палеотектонический анализ и этажи нефтегазоносности крупных поднятий Надым-Тазовского междуречья (Западная Сибирь) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. №. 4–5. С. 90–95.
7. Latypova E.S., Nesterova T.A., Kononova T.A. Seismic facies analysis as the main method of reservoir prediction in low drilling maturity conditions. Geomodel 2016 – 18th science and applied research conference on oil and gas geological exploration
and development, 2016. (In Eng).
Галиев Р.Р., Волошина А.А.,
Новиков А.П., Абдрахимов Р.И.,
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия,
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр», Тюмень, Россия
nas.voloshina2012@yandex.ru
Новиков А.П., Абдрахимов Р.И.,
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия,
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр», Тюмень, Россия
nas.voloshina2012@yandex.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Выделение тектонических нарушений выполнялось классическим способом с применением различных сейсмических атрибутов, использующихся при данном виде интерпретации: кубов когерентности, углов наклона, азимутов и мгновенных углов наклона (Instantaneous Dip), которые позволяет рассчитать программный комплекс Kingdom Suite фирмы SMT [1].
Структурно-тектонический анализ и реконструкция истории геологического развития проводились на основе изучения серий структурных карт, карт мощностей и профилей выравнивания по скважинам [2]. Для детальной проработки отдельных участков использовались сейсморазрезы
и пропорциональные срезы, отражающие как современную структуру осадочного чехла, так
и палеоструктуры для различных рубежей геологического прошлого.
Структурно-тектонический анализ и реконструкция истории геологического развития проводились на основе изучения серий структурных карт, карт мощностей и профилей выравнивания по скважинам [2]. Для детальной проработки отдельных участков использовались сейсморазрезы
и пропорциональные срезы, отражающие как современную структуру осадочного чехла, так
и палеоструктуры для различных рубежей геологического прошлого.
палеотектонический анализ, тектонические нарушения, реконструкция, история геологического развития, морфология, рельеф, изопахический треугольник
11.11.2022
Галиев Р.Р., Волошина А.А., Новиков А.П., Абдрахимов Р.И. Палеотектонический анализ северной части Приобского нефтяного месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 44–48.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-44-48
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-44-48
УДК 550.8.053
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-44-48
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-44-48
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88