Строение осложнённой части неокомского нефтегазоносного комплекса в пределах Колтогорско- Толькинской шовной зоны и прилегающей территории
Е.В. Олейник (ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)
Колтогорско-Толькинская шовная зона представляет собой серию прогибов, протягивающихся с юга на север в восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В пределах Ханты-Мансийского автономного округа расположены Южно-Толькинский прогиб и южная часть Толькинского мегапрогиба (рис. 1). Эта часть Колтогорско-Толькинской шовной зоны менее изучена бурением в восточной части Ханты-Мансийского автономного округа.
Из-за слабой изученности перспективы нефтеносности прогибов шовной зоны не ясны. Нефтеносность Тагринского, Бахиловского и Александровского мегавалов, примыкающих с запада и востока к территории прогибов, выявлена в отложениях осложнённой и неосложнённой частей неокомского нефтегазоносного комплекса и в отложениях верхней юры. Залежи, содержащие промышленные запасы нефти, в пределах Колтогорско-Толькинской шовной зоны открыты лишь в верхнеюрских отложениях центральной части Толькинского мегапрогиба на Саем-Тахском и Айгульском месторождениях, залежи нефти в отложениях нижнего мела не открыты.
Для оценки возможных перспектив в нижнемеловых отложениях территории прогибов проводится работа по уточнению модели их строения. Уточнение корреляции строения резервуаров клиноформного типа осложнённой части неокомского нефтегазоносного комплекса необходимо не только в пределах шовной зоны, но и на прилегающей к ней территории. Изучением строения нижнемеловых отложений описываемой территории занимались многие исследователи – М.М. Биншток, А.Л. Наумов [2], О.М. Мкртчян [1], В.Г. Елисеев, В.М. Никитин [4], А.А.Нежданов [3]. Опубликованные материалы этих авторов были учтены при анализе геологического строения нижнемеловых отложений.
На начальном этапе работ был проведён анализ тектонического развития описываемой территории. Для этого построена серия карт толщин разновозрастных отложений, залегающих между кровлями наунакской и покурской свит. Анализ толщин показал, что в данный период развития территории происходило постепенное заполнение осадками мелового возраста уже существовавшей зоны прогибов. Западный борт прогибов был расположен на территории Тагринского мегавала (рис. 2), формирование большей части структур которого (Новомолодёжная, Новоаганская, Тагринская) произошло в послесеноманское время. Полученные данные о тектоническом развитии территории были учтены при сопоставлении разрезов отложений нижнего мела по данным ГИС.
Корреляция проводилась в первую очередь по скважинам, расположенным вдоль региональных сейсмических профилей. Полученные результаты сопоставлялись с сейсмическими данными, после чего производилась корреляция пластов в скважинах, расположенных между региональными сейсмопрофилями. Таким образом, было выполнено сопоставление пластов нижнемеловых отложений практически
по всем скважинам в пределах территории зоны прогибов и прилегающих к ним мегавалов. Результаты работ представлены на корреляционных схемах, геологических разрезах (линии профилей показаны на рис. 1) и учтены при построении карт, характеризующих строение клиноформной части неокомского комплекса. В пределах описываемой территории выделено два клиноформных резервуара – БВ10 и БВ11-13.
Рис. 1. Фрагмент тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты (под ред. В.И. Шпильмана, Н.П. Змановского и др.,1988)
Клиноформный резервуар БВ10 распространён на всей изучаемой территории (рис.3). Покрышкой резервуара является тагринская пачка глин, граница примыкания которой к
кровле баженовской свиты определена как западная граница распространения резервуара. Отложения резервуара формировались несколькими трансгрессивно-регрессивными циклами. В регрессивные циклы происходило образование шельфовых пластов (БВ101, БВ102 и др.) и их ачимовских аналогов. Проницаемые пласты разделяются глинистыми пачками, которые сформировались в трансгрессивные циклы осадконакопления.
Общие толщины резервуара существенно изменяются в крест его простирания, резкое сокращение толщин происходит в западном и восточном направлении (рис.4). Центральная часть резервуара характеризуется увеличенными общими толщинами. Значение толщин в центральной части изменяется с юга на север от 250 метров в пределах Нижневартовского свода до 400-420 метров в северной части Тагринского мегавала и центральной части Толькинского мегапрогиба.
Рис. 2. Профиль выравнивания нижнемеловых отложений на кровлю алымской (вартовской) свиты вдоль линии II-II
Распределение проницаемых пород резервуара в целом сопоставимо с закономерностями изменения общих мощностей (рис.5). Наблюдается сокращение толщин в западном и восточном направлении. Максимальные мощности проницаемых пород (более 70 м) наблюдаются в центральной части резервуара. На карте толщин проницаемых пород прослеживаются направления переноса песчаного материала с шельфовой части резервуара в его глубоководную часть. На севере описываемой территории в районе Тагринской, Саем-Тахской и Айгульской площадей выделяется зона увеличенных толщин, для формирования пород которой обломочный материал поступал в субширотном направлении со стороны Хохряковской мегаседловины. Увеличенные толщины проницаемых пород в районе Ваньеганской, Эйеганской, Гуньеганской лощадей
являются результатом поступления осадка с юго-востока на северо-запад со стороны Воскресенской и Кошильской площадей, расположенных в пределах Александровского мегавала.
На территории распространения клиноформного резервуара БВ10 вдоль его западной границы по данным бурения выделены четыре зоны аномального строения пород баженовской свиты. В скважинах, расположенных в этих зонах, наблюдается переслаивание битуминозных пород, характерных для отложений баженовской свиты, с проницаемыми и непроницаемыми породами ачимовских отложений. Наибольшая по площади распространения аномалия расположена в зоне сочленения Тагринского и Варьеганского мегавалов. Толщины пород между верхним битуминозным пропластком и кровлей георгиевской свиты в пределах этой аномалии достигают 150-165 м. Остальные аномалии, небольшие по площади, выделены в зоне сочленения Варьеганского мегавала с Черногорской моноклиналью, расположенной в северо-восточной части Нижневартовского свода (Щучья, Кулинтурская, Ишмаевская площади). Толщина аномального строения пород баженовской свиты в этих зонах меньше, чем в пределах описанной выше аномалии, и не превышает 90 м. Битуминозные породы баженовской свиты в зонах аномалий являются одним из источников углеводородов клиноформного резервуара БВ10.
Рис. 3. Структурная карта по кровле клиноформного резервуара БВ10
Залежи нефти в резервуаре выявлены и в отложениях шельфовых пластов, и в отложениях ачимовской толщи. Основная часть залежей резервуара приурочена к крупным положительным тектоническим элементам I порядка. Западнее Колтогорско-Толькинской шовной зоны залежи нефти открыты на Нижневартовском своде, Варьеганском и Тагринском мегавалах. Восточнее шовной зоны небольшое количество мелких залежей расположено в пределах Александровского и Бахиловского мегавалов. Кроме того, промышленные запасы нефти выявлены в шельфовых пластах резервуара в пределах Тюменского мегапрогиба.
Рис. 4. Карта общих толщин клиноформного резервуара БВ10
Клиноформный резервуар БВ11-13 имеет меньшую площадь распространения на описываемой территории в отличие от резервуара БВ10. Проницаемая часть резервуара перекрыта глинистыми породами бахиловской пачки. Граница примыкания бахиловской пачки к кровле баженовской свиты является западной границей распространения резервуара, которая пересекает описываемую территорию с северо-востока на юго-запад (рис. 6).
Рис. 5. Карта толщин проницаемых пород клиноформного резервуара БВ10
Закономерности изменения общих толщин резервуара БВ11-13 в целом такие же, как и у резервуара БВ10. Наблюдается уменьшение толщин в западном и восточном направлении. Максимальными общими толщинами характеризуется центральная часть резервуара, где их значения достигают 300-350 м, на юге до 400-450 м. Увеличенные толщины приурочены к территории Южно-Толькинского прогиба и южной части Толькинского мегапрогиба (рис. 7).
Распределение толщин проницаемых пород резервуара на описываемой территории более сложное (рис. 8). Максимальные значения проницаемые толщины резервуара достигают 125 м в районе Новомолодёжной площади. В период формирования отложений резервуара это была наиболее погруженная часть описываемой территории. На карте толщи проницаемых пород резервуара прослеживается поступление грубообломочного материала в субширотном направлении со стороны Васюгано-Александровской гряды.
Рис. 6. Структурная карта по кровле клиноформного резервуара БВ11
Зон аномального строения пород баженовской свиты на территории распространения резервуара по данным поисково-разведочного бурения не выявлено. Особенностью баженовской свиты на описываемой территории является значительное увеличение её толщин (до 60 м) в пределах прогибов Колтогорско-Толькинской шовной зоны и на восточном склоне Тагринского мегавала.
Рис. 7. Карта общих толщин клиноформного резервуара БВ11
Залежи нефти в резервуаре БВ11-13 открыты в основном в отложениях ачимовской толщи. Наибольшее количество залежей приурочено к ачимовским пластам Тагринского мегавала. В шельфовых пластах резервуара залежи нефти открыты лишь на Северном месторождении, расположенном на западном склоне Александровского мегавала.
Таковы общие региональные закономерности строения и нефтеносности осложнённой части неокомского нефтегазоносного комплекса в пределах Колтогорско-Толькинской шовной зоны и прилегающей к ней территории. На данном этапе исследований описываемые отложения на территории прогибов оцениваются как перспективные для поиска залежей нефти. Генерационным потенциалом УВ на описываемой территории обладают, с одной стороны, глинистые породы, входящие в состав отложений клиноформных резервуаров. С другой стороны, как благоприятный фактор для прогноза нефтеносности необходимо учитывать наличие мощной толщи битуминозных пород баженовской свиты на территории прогибов, так как существует возможность эмиграции УВ из этих отложений в зоне примыкания к ним проницаемых пород клиноформных резервуаров. Для отложений клиноформного резервуара БВ10 благоприятным фактором при оценке генерационного потенциала является наличие зон аномального строения пород баженовской свиты, в которых переотложенные в результате оползневых явлений битуминозные породы, обладающие высокой концентрацией Сорг, не подстилают отложения резервуара, а залегают внутри него.
Рис. 8. Карта толщин проницаемых пород клиноформного резервуара БВ11
Мигрирующие углеводороды могли аккумулироваться как в ачимовских отложениях, так и в шельфовых пластах клиноформных резервуаров БВ10 и БВ11-13. Для определения возможных зон аккумуляции углеводородов в нижнемеловых отложениях Колтогорско-Толькинской шовной зоны, в связи со слабой изученностью бурением территории прогибов, необходимо уточнение структурного плана описываемой территории по данным площадных сейсмических исследований. Кроме уточнения структурного плана на территории прогибов, по сейсмическим данным необходимо выявить границы примыкания регрессивных отложений резервуаров к отложениям баженовской свиты. По данным бурения в северной части Толькинского мегапрогиба на территории Югры в
резервуаре БВ10 выделяется три регрессивных цикла осадконакопления, в период которых сформировались отложения шельфовых пластов БВ101, БВ102 и БВ103. Уточнить предположения о количестве шельфовых пластов и их ачимовских аналогов в резервуаре и о границах их примыкания к породам баженовской свиты можно с помощью сейсмических данных.
При выделении зон, перспективных для поиска залежей нефти в нижнемеловых отложениях территории прогибов, важно определить пути миграции углеводородов. В клиноформных резервуарах это зоны увеличенных толщин проницаемых пород, как правило, имеющие простирание с юго-востока на северо-запад. Направления палеопотоков в резервуарах БВ10 и БВ11-13 видны на построенных картах толщин проницаемых пород резервуаров. Однако необходимо изучить распространение проницаемых отложений резервуаров восточнее описываемой территории. Расширение карт толщин проницаемых пород резервуаров на восток уточнит направления поступления осадков резервуаров и поможет определить местоположение зон увеличенных толщин проницаемых пород на территориях прогибов, не изученных бурением.
Таким образом, в пределах прогибов зоны повышенных толщин проницаемых пород в сочетании с благоприятными структурными условиями представляют интерес с точки зрения поисков залежей нефти в шельфовых пластах, а при наличии надёжных литологических экранов, и в ачимовских отложениях резервуаров.
Кроме того, перспективны западный и восточный борта прогибов Колтогорско-Толькинской шовной зоны, к которым приурочены региональные разломы. Необходимы дополнительные исследования характера развития этих разломов, так как их непрерывное или эпизодическое развитие может иметь различное влияние на нефтеносность отложений. С одной стороны, в зоне разломов существуют благоприятные условия для вертикальной миграции углеводородов, с другой – разломы нарушают герметичность покрышек. Так, разный характер развития разломов в западной и восточной бортовых частях прогибов может объяснить отличия в нефтеносности Тагринского, Бахиловского и Александровского мегавалов. Выявленные тектонически экранированные залежи в ачимовских отложениях Тагринского и Новоаганского месторождений, расположенных в зоне сочленения Тагринского мегавала и Толькинского мегапрогиба, повышают перспективы западного борта Колтогорско-Толькинской шовной зоны.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мкртчян О.М., Трусов Л.Л., Белкин Н.М., Дегтев В.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. — М.: Наука,1987. 126 с.
2. Наумов А.Л., Онишук Т.М., Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. — Тюмень, ТИИ, 1977, с. 39-49.
3. Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. — М.: Академия горных наук, 2000.
4. Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса ХМАО-Югры (атлас),Ханты-Мансийск, 2007.-147 с.
