Содержание к диссертации
Введение
1. История геолого-геофизического изучения и основные черты геологического строения юга Тюменской области 9
1.1. Геолого - геофизическая изученность 9
1.2. Тектоника 13
1.3. Стратиграфия 16
1.4. Нефтегазоносность 21
2. Детальный анализ строения месторождений УВ и перспективных площадей южных районов Тюменской области по материалам сейсморазведки МОГТ 2D, 3D и бурения 29
2.1. Используемые методические приемы сейсмогеологического анализа .29
2.2.Кальчинское и Северо-Кальчинское месторождения 35
2.3.Урненское месторождение 54
2.4.Пихтовое месторождение 69
2.5.Северо-Демьянское месторождение 82
2.6.Тобольско-Менделеевская зона 90
2.7.Михайловская площадь 102
2.8.Алымская площадь 111
3. Районирование территории по перспективам нефтегазоносности 118
3.1. Термобарические критерии 120
3.2. Гидрохимические критерии 124
3.3. Тектонические критерии 126
3.4. Строение нефтегазоносных комплексов 136
3.4.1. Доюрский нефтегазоносный комплекс 137
3.4.2. Нижнеюрский нефтегазперспективный комплекс 141
3.4.3. Среднеюрский нефтегазоносный комплекс 145
3.4.4. Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс 152
3.4.5. Неокомский мегакомплекс 166
4. Рекомендации по направлению поисково-разведочных работ на территории юга Тюменской области 174
Заключение 188
Литература 192
- Геолого - геофизическая изученность
- Используемые методические приемы сейсмогеологического анализа
- Термобарические критерии
Введение к работе
Актуальность работы
В связи с высокой степенью выработки крупных по запасам месторождений УВ поисково-разведочные работы на нефть и газ проводятся в новых, окраинных районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, имеющих геологическое строение, отличное от традиционных районов нефтедобычи. К таким районам относится исследуемая территория юга Тюменской области, характеризующаяся крайне неравномерной и недостаточной геолого-геофизической изученностью. Поэтому для обеспечения высокой эффективности поискового бурения и подготовки запасов нефти, газа и газового конденсата промышленных категорий необходимы детальный анализ строения ловушек и залежей УВ, комплексное обобщение результатов геолого-геофизических работ, разработка обоснованной методики прогноза и концепций целенаправленного поиска залежей УВ, имеющих сложное строение, чем и определяется актуальность диссертационной работы.
Цель работы заключается в установлении закономерностей геологического строения на основе сеисмогеологических исследований, оценке на этой основе перспектив нефтегазоносности и в оптимизации поисков и разведки ловушек и залежей УВ.
Основные задачи исследований:
анализ результатов ранее проведенных работ по геолого - геофизическому изучению рассматриваемой территории;
изучение геологического строения, нефтегазоносности продуктивных пластов на Кальчинском, Северо-Кальчинском, Урненском, Северо-Демьянском, Пихтовом, Центрально - Алымском месторождениях и Михайловской, Тобольско-Менделеевской, Алымской и др. площадях;
- оценка перспектив нефгегазоносности с учетом тектонического строения, тем
пературного режима недр, газонасыщенности пластовых вод и особенностей
строения перспективных комплексов;
- разработка основных направлений геологоразведочных работ.
Методы решения поставленных задач
Исследования базировались на современных методах сейсмогеологического анализа, предполагающего изучение осадочных толщ путем интерпретации данных сейсморазведки совместно с материалами бурения. При выполнении работы использованы данные сейсморазведки МОГТ, обработанные и интерпретированные с использованием современных программно-технических комплексов, приемы литолого-фациального, палеогеографического видов анализа, нефтегео-логические построения.
Фактический материал и методы исследований
Основной базой для диссертационной работы послужили данные сейсмических съемок 1997-2005 годов, проведенных на 23 площадях юга Тюменской области: съемка МОГТ 2D - около 11000 пог. км профилей, площадь сейсморазве-дочных исследований составила 24458 км2. Площадь съемки ОГТ 3 D, проведенной на Кальчинском и Урненском месторождениях, составила около 1500 км2. Использованы материалы региональных сейсморазведочных работ и геолого-геофизические материалы более чем 100 поисково-разведочных скважин (результаты испытаний, данные ГИС, исследования керна, определения коллек-торских свойств).
Научная новизна:
- выявлено большое количество ловушек структурно-стратиграфического и неантиклинального типов, образованных в результате последовательного выклинивания в направлении с севера на юг разных горизонтов юры;
впервые установлено широкое распространение базальных толщ ранне-келловейского и позднеюрского возраста, являющихся перспективными для поиска залежей УВС;
рекомендовано выделить в региональных стратиграфических схемах юры в Демьянском районе базальную позднеюрскую толщу под названием -урненская со стратотипом разреза на Урненской площади;
выявлены аномальные разрезы (АР) битуминозных глин на Северо-Каль-чинской, Алымской, Чирпской, Лигиярской, Бобровской, Абалакской, Михайловской, Северо-Викуловской площадях по сейсморазведочным материалам 2D и уст ановлена их приуроченность к глубинным региональным разломам, по которым происходит сочленение разновозрастных блоков фундамента;
Защищаемые положения:
выделенные по данным детальных сейсмогеологических исследований в юре и неокоме неантиклинальные и комбинированные ловушки;
широкое распространение базальных толщ разного стратиграфического диапазона;
рекомендации по направлениям дальнейших поисковых работ и перспективы нефтегазоносности;
Практическая значимость диссертационной работы состоит в обобщении значительного объема геолого-геофизических данных но Кальчинской, Северо - Кальчинской, Восточно - Кальчинской, Северо - Демьянской, Усановской, Пихтовой, Южно - Пихтовой, Северо - Алымской, Восточно - Алымской, Тобольске - Менделеевской, Михайловской, Лигиярской, Чирпской, Южно - Ярокской, Бобровской, Северо - Викуловской, Чапровской, Кондинской и другим площадям юга Тюменской области, уточнении модели і еологического строения ловушек и залежей УВ, что является основой повышения эффективности геологоразведочных работ.
Результатом работ стала подготовка сейсморазведкой МОГТ к глубокому бурению значительного числа ловушек УВ различных типов. После проведения поискового бурения были открыты Центрально - Алымское, Тямкинское, Южно-Венихяртское, Протазановское, Косухинское месторождения, выявлены новые залежи на Северо -Демьянском месторождении, уточнены границы залежей и выявлены зоны прироста запасов на ранее открытых месторождениях.
По материалам сейсморазведочных работ ОАО «Тюменнефтегеофизика» при активном участии автора на рассматриваемой территории подготовлены к бурению ловушки УВ с суммарной оценкой извлекаемых ресурсов по категории С3 - 200 млн. тонн, категории Д1Л - 160 млн. тонн.
Апробация работы
Информационной основой диссертационной работы и 7 научных публикаций по теме диссертации явились результаты геолого-геофизических исследований, изложенные в 25 отчетах. Результаты исследований докладывались на научно-практических конференциях ОАО «Тюменнефтегеофизика» (1998г., 2002г.), на всероссийских научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (г. Ханты-Мансийск, 2002 г., 2004 г.) и «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области» (г.Тюмень, 2005 г.).
Структура работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения и содержит 204 стр. текста, 69 рис., библиография - 116 наименований.
Личный вклад автора
В работе обобщены результаты интерпретации сейсморазведочных данных, полученные с 1997 по 2005 г. г. Все работы по югу Тюменской области выполнены под руководством автора и при его непосредственном участии. С 1998 года, в должности главного геолога департамента обработки и интерпретации, автор принимал непосредственное учасіие в разработке конкретных рекомендаций, по мере реализации которых были открыты Центрально - Алымское, Тямкинс-
8 кое, Южно -Венихяртское, Прогазановское, Косухинское месторождения. Основные результаты, являющиеся научной новизной и практической ценностью, были получены автором самостоятельно.
Благодарности
Диссертант выражает искреннюю благодарность научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук А. А. Нежданову за ценные советы, замечания и постоянное внимание. За помощь и поддержку автор искренне признателен руководству ОАО «Тюменнефтегеофизика» и ООО «Иртышгеофизи-ка» (Курьянову Ю.А., Белкину Н.М., Кузнецову В.И., Кычкину А.Н.). Автор благодарит за представленную возможность по сбору геолого - геофизических данных, за сотрудничество, советы, консультации Р. Н. Хасанова, А. Б. Зуева, 3. В. Шашкову. Автор признателен за помощь и поддержу коллегам по работе. Особую благодарность автор выражает О.А. Марковой, оказавшей большую помощь при оформлении настоящей работы.
Геолого - геофизическая изученность
В геологическом исследовании юга Тюменской области выделено 7 этапов. Первый - исторический - XIX век - начало XX века, второй - 30-40-е годы XX века - проверки заявок, геологосъемочные работы и бурение вдоль Транссибирской магистрали; третий - с 1948 по 1953 г.г. - начало планомерного изучения геологии и нефтегазоносности региона; четвертый - 1954 - 1962 г.г., связанный с массовым разбуриванием отдельных площадей; пятый (1963-1984 г.г.) - с открытием Карабашского газового, Урненского и Усановского нефтяных месторождений; шестой (1985 - 1992 г.г.) - открытие Северо-Демьянского, Кальчинс-кого, Северо-Кальчинского, Пихтового, Усть-Тегусского, Зимнего нефтяных месторождений; седьмой - современный, связанный с геологоразведочными работами недропользователей на лицензионных участках, открытием новых нефтяных месторождений, изучением перспективных площадей современной сейсморазведкой МОГТ.
Начиная с 1985 г. сейсморазведочные работы МОВ ОГТ и бурение проводятся ГГП «Новосибирскнефтегазгеология» на территории, непосредственно примыкающей с юга к Ханты-Мансийскому АО и имеющей аналогичное геологическое строение. В результате этих работ значительно увеличены запасы нефти на ранее открытых Урненском и Усановском месторождениях, открыты Севе-ро-Демьянское (1989 г.), Кальчинское (1990 г.), Северо-Кальчинское (1991 г.), Пихтовое (1992 г.), Усть-Тегусское (1993 г.) месторождения.
ГГП «Хантымансийскнефтегазгеология» в 1991-1993 гг. проводило поисковые работы в Уватском районе на Ендырской, Зимней и Тюмской площадях, результатом которых явилось открытие Зимнего и Ендырского месторождений.
К настоящему времени территория юга Тюменской области пракшчески полностью закрыта аэромагниторазведочными работами масштабов 1:200000 и 1:50000, гравиразведочными работами масштабов 1:1000000, 1:200000, 1:50000. Выполнены значительные объемы электроразведочных работ различных модификаций. Но основным методом, позволяющим картировать в условиях Западной Сибири нефтегазоперспективные объекты (антиклинальные структуры, неантиклинальные ловушки углеводородов), являлась и является сейсморазведка - на первых этапах МОВ, в дальнейшем - MOB OIT.
Сейсморазведочные работы МОГТ масштабов 1:50000 и 1:25000 ОАО «Тю-меннефтегеофизика» на рассматриваемой территории проводит с 1997 года. Сейсморазведочные исследования выполнены на Кальчинской, Северо-Кальчинс-кой, Восточно-Кальчинской, Северо - Демьянской, Усановской, Пихтовой, Ли-гиярской, Чирпской, Михайловской, Северо - Викуловской, Тобольской, Севе-ро-Алымской, Восточно-Алымской, Южно-Ярокской, Бобровской площадях (рис. 1.1).
По материалам этих работ выявлено 93 антиклинальные структуры, открыто Центрально-Алымское месторождение, связанное с получением промышленного притока нефти из пахомовской пачки, сформированной на ранних этапах келловейской трансгрессии. Приток природного газа с водой был получен и и коры выветривания. Результатом работ явилось открытие Тямкинского нефтяного, Южно - Венихяртского газоконденсатного, Протазановского, Косухинс-кого нефтяных месторождений, что значительно расширило контуры перспективных земель Пихтовоіо и Южно - Пихтового лицензионных участков.
Выполненные объемы сейсморазведочных работ 2Д составили около 11000 поп км профилей. Площадь исследований равна 24458 км2, из них по методике ЗД было отработано около 1500 км2.
Плотность наблюдений рекогносцировочных работ в западной части территории (Тобольско-Менделеевская зона) и в пределах Пихтового и Южно-Пихтового лицензионных участков составила 0,204 - 0,334 пог. км/ км2. В основном рассматриваемая территория изучена с плотностью наблюдений 0,6 - 1,98 поп км/ км2. Однако изученность рассматриваемой территории сейсморазведкой остается до сих пор низкой и крайне неравномерной.
Если северная часть территории характеризуется относительно неплохой и jy-ченностью региональным сейсмопрофилированием и сформированной относительно совершенной системой профилей, то южные ее районы практически не обеспечены надежной глубинной информацией по «привязке», а значит и достоверной корреляцией основных сейсмических горизонтов. Что касается плотности наблюдений, то имеющихся здесь сейсмических профилей МОВ ОГТ явно недостаточно не только для разведочных, но и для поисковых целей, поскольку объектом поисков являются сложнопостроенные и малоразмерные неантиклинальные и комбинированные ловушки нефти и газа в отложениях тюменской свиты, ачимовской толщи и других стратиграфических уровней.
Используемые методические приемы сейсмогеологического анализа
Методическая основа прогноза и изучения ловушек и залежей нефти и газа, использованная в диссертации, базировалась на сейсмостратиграфическом подходе, предполагающем изучение стратиграфии и осадочных фаций путем интерпретации данных сейсморазведки и оперирующем рядом основных понятий, среди которых наиболее важными являются сейсмофация и сейсмокомплекс [57,68,69.].
Для прогноза нефтегазоносное ги исходными данными являлись материалы сейсморазведки, полученные на базе современных программно-технических комплексов, промысловой геофизики, результаты изучения керна, а также другая геолого-геофизическая информация. Выделение литологических разностей пород проводилось при использовании комплекса методов, включающих стандартный, радиоактивный (ГК и НТК), акустический, индукционный виды каротажа и инклинометрию [35, 36.]. На первых этапах сейсмостратиграфического анализа проводилась увязка скважиной и сейсморазведочной информации с использованием данных сеисмокаротажа, ВСП и одномерного сейсмогеологического моделирования и корреляция отражений на временных сейсмических разрезах.
Сейсмостратиграфический анализ выполнялся как на качественном уровне, когда использовались качественные особенности структуры сейсмической записи и гипотезы об отражении ими тех или иных геологических тел, так и на количественном уровне, когда устанавливались и использовались связи сейсмических и физических параметров с геологическими характеристиками объектов. Наиболее достоверным являлся прогноз при сочетании этих подходов [1, 2].
С первых этапов освоения нефтегазоносное южных районов Тюменской области, как и в целом Западно - Сибирского бассейна, поиски месторождений нефти и газа были ориентированы в основном на антиклинальные ловушки. С ловушками сложно экранированного типа, приуроченных к зонам литологичес-кого выклинивания, фациальною замещения или стратиграфических несогласий, либо к их комбинациям со структурным фактором, связано значительное количество крупных по запасам скоплений УВС, поэтому их поиск имеет не меньшее, по-видимому, еще большее значение. В связи с этим выполненные исследования на всех стадиях и этапах геологоразведочных работ были направлены на выявление сложно экранированных ловушек, прогнозирование которых является более трудоемким, особенно в слабо и крайне неравномерно изученных per ионах юга Тюменской области. Прогноз, картирование ловушек и залежей осуществлялся с опорой на общие данные об условиях образования изучаемых отложений согласно методическим приемам сейсмостратиграфических исследований.
В отложениях средней юры картирование литологических и структурно-ли-тологических ловушек является более достоверным при анализе палеотолщин отложений и изучении их литологического состава. В качестве реперов выбираются пласты углей, наличие которых в разрезе отражает определенную ритмичность строения юрской толщи. Прогноз коллекторов в ловушках данного типа включает в себя несколько этапов комплексной интерпретации геологической и сейсмической информации.
На первом этапе проводится детальное изучение разрезов скважин, их корреляция [47], фациальный анализ слагающих толщ [52], районирование территории по типам разрезов. Результатом является построение лито-фациальной схемы с учетом палеоструктурной поверхности и особенностей условий осадкона-копления.
Второй этап включает предварительный анализ сейсмической записи, позволяющий выделить разновидности волновой картины в объеме изучаемых отложений и зональность их развития в пределах района работ.
Основная цель работы третьего этапа - геологическая интерпретация сейсмических образов, не освещенных бурением, и формирование критериев, позволяющих по форме сейсмической записи судить об особенностях строения исследуемых отложений.
Термобарические критерии
В качестве основных критериев прогноза нефтегазоносности рассмотрены термобарические, гео- и гидрохимические, тектонические и другие критерии контроля существования и сохранения скоплений жидких и газообразных УВ.
Закономерности размещения скоплений УВ в ЗСНБ изучались многими исследователями. Этому вопросу в той или иной степени посвящены работы В.П. Гаврилова, В.И. Ермакова, А.Э. Конторовича, Ю.Н. Карогодина, П.К. Куликова, В.М. Матусевича, Г.П. Мясниковой, В.Д. Наливкина, А.Л. Наумова, Н.Н. Нем-ченко, И.И. Нестерова, В.В. Потеряевой, Н.Н. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, Б.П. Ставицкого, B.C. Суркова, В.И. Шпильмана и многих других.
Многие из установленных вышеперечисленными исследователями закономерности, в совокупности с накопленными к настоящему времени данными по нефтегазоносности Западной Сибири, являются актуальными для прогноза нефтегазоносности и на сегодняшний день. На наш взгляд, наиболее значимы и безусловны следующие критерии:
- промышленно нефтеносными являются те районы и комплексы, в которых пластовые температуры превышают 50С, а газонасыщенность пласювых вод составляет более 1 м3/м3 при преимущественно метановом составе водораство-ренных газов, при гидрохимическом составе пластовых вод, благоприятном для сохранения скоплений УВ (повышенная минерализация, гидрокарбонатно-на-триевый и хлоридно-кальциевый солевой состав).
Кроме того, существуют и другие, не менее значимые критерии прогноза нефтегазоносности.
Определяющее значение для размещения залежей углеводородного сырья имеют общие закономерности строения продуктивных комплексов, в первую очередь, анализ распространения глинистых покрышек и песчаных резервуаров, т.к. в зонах распространения надежных флюидоупоров экранируемый ими резервуар обычно зонально продуктивен. Наличие, либо отсутствие резервуаров с промышленными ФЕС и значительными эффективными толщинами определяет возможность формирования рентабельное і ь для разработки залежей в рассматриваемом комплексе.
На основе обобщения геолого-геофизической информации сформулирован ряд дополнительных критериев прогноза, полезных при детальной оценке перспектив нефтегазоносности слабо изученных территорий и комплексов. В первую очередь, это описанная А.А. Неждановым и др. [58] закономерность: месторождения УВ в Западной Сибири располагаются на расстояниях не более 60-70 км от грабен-рифтовых и рифтоподобных структур и приурочены преимущественно к межрифтовым (пририфтовым) антиклиналям и их склонам.
Минимальное значение температуры, блаї оприятное для существования промышленных скоплений УВ, составляет 50-55С.
Пластовые температуры ниже этих значений зафиксированы по залежам, промышленное значение которых не определено (Ереминская, Ай-Яунская площади) и установлены признаки биодеграций нефтей (Ереминская, Ай-Яунская площади, Ванъеганское, Северное месторождения). Следовательно, имеются основания предполагать, чго зона промышленной нефтеносности в условиях Западной Сибири ограничивается изотермой 50С.
Гидрогеологические критерии нефтегазоносности определяются химическим составом пластовых вод. Согласно имеющимся данным [24], практически вся территория юга Тюменской области находится в зоне нефтегазоперспективных по гидрохимическим показателям земель. Лишь на самом юге области, в кайнозойских и верхнемеловых отложениях зафиксировано присутствие пресных, активных в гидрохимическом и микробиологическом отношении вод, обусловивших разрушение возможных скоплений УВ.
Более информативным для оценки перспектив нефгегаюносности рассмагри ваемой территории является газонасыщенность Пластовых вод, которая ишеня-еіся от 0.01 до 3.02 м3/м3. Исходя из того, что на территориях с промышленной нефтегазоносностью газонасыщенность (газовый фактор) пластовых вод продуктивных комплексов превышает 0.8-1.0 м3/м3 [25], значение газового фактора 1.0 м3/м3 можно выбрать в качестве граничного для разделения перспективных и неперспективных (слабоперспективных) земель. Состав газов, растворенных в пластовых водах на рассматриваемой территории азотно-метановый, метановый, в районе Увата - углекисло-азотно-метановый. Содержание тяжелых углеводородов не превышает 0.2-1.0%.
Несомненно, что при большей геолого-геохимической изученности рассматриваемой территории был бы возможен выбор более точных критериев оценки перспектив нефтегазоносности. Однако данные о пластовых температурах и газонасыщенности подземных вод являются наиболее массовыми. Эта информация имеется на каждой из разведочных площадей, бурение на которых проводилось и в 50-60 г.п, чем во многом и обусловлен выбор данных показателей.
Похожие диссертации на Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности юга Тюменской области на основе сейсмогеологического анализа
