Бібліотека дамірджана - геологія нафти і газу 042000

ВПЛИВ СТРУКТУРИ ПОВЕРХНІ ФУНДАМЕНТУ НА ХАРАКТЕР РОЗПОДІЛУ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ РОДОВИЩ Тімано-Печорської БАСЕЙНУ

Т.В. Дмитрівська, С.Г. Рябухина (РГУ нафти і газу ім. І.М. Губкіна), П.І. Дворецький, В.А. Пономарьов (ВАТ "Газпром"), В.А. Зайцев (МДУ ім. М.В. Ломоносова)

Використання рангових параметрів для роздільного прогнозування нафтових і газових родовищ показало високу ефективність даного підходу при аналізі неотектоніки (Рябухина С.Г. та ін., 1997, 1998 Дмитрівська Т.В. та ін. 1998, 1999). Однак очевидно, що новітня і сучасна геодинаміка є лише одним з багатьох факторів, які контролюють розподіл УВ в осадових басейнах. Тому вельми перспективним видається використання комплексу тектонодінаміческіх критеріїв нафтогазоносності, що охоплюють різні вікові інтервали структуроутворення. Найважливішим параметром, без якого неможливо уявити собі повну картину формування будь-якого осадового басейну, є форма поверхні його фундаменту. Структурна карта поверхні фундаменту несе в собі інформацію не тільки про глибину знаходження складчастого підстави, а й про його тектонічної історії, темпах седиментації, складчастих і розривних деформаціях і ін. Всі ці фактори, без сумніву, мають певний вплив на характер розподілу нафтогазоносності.

Поверхня фундаменту Тимано-Печорського нафтогазоносного басейну представлена сланцевими і сланцево-ефузивними комплексами рифея і венда, прорваними інтрузіями кислого і основного складу. За глибиною залягання фундаменту Тимано-Печорська плита поділяється на два блоки: щодо піднятий - Тіманський гряда, і занурений - Печорська синеклиза (рис. 1). В межах Тіманський гряди в свою чергу виділяють три кулисообразно розташованих мегавала північно-західного простягання: Каніно-Северотіманскій, Четласско-Цілемскій і Східно-Тіманський. Глибина залягання фундаменту на Тіманський гряді досягає 2,0-2,5 км, причому потужність платформного чохла в цілому збільшується у напрямку до південного краю структури. Всі виділені мегавали Тіманський гряди ускладнені валами II порядку. В межах Печорської синеклизи виділяють наступні основні структурні елементи: Ижма-Печорська западина, Печоро-Колвинского структурна зона, Большеземельської звід, Предуральский крайової прогин.

Іжма-Печорська западина розташована на схід від Тіманський гряди. Від заходу межує з Тіманський грядою, на сході - з Печоро-Колвинского структурної зоною і Передуральським крайовим прогином. Потужність осадового чохла в межах Ижма-Печорської западини збільшується з півночі на південний схід від 1 до 5 км.

Печоро-Колвинского структурна зона знаходиться в центрі Печорської синеклизи. Потужність осадового чохла в межах даної зони досягає 8 км. Західна частина Печоро-Колвинского структурної зони являє собою опущений блок фундаменту, якому в осадовому чохлі відповідає Печоро-Кожвінскій мегавала. Східна частина Печоро-Колвинского структурної зони також є опущений блок фундаменту, якому в осадовому чохлі відповідає Колвинского мегавала. Ці мегавали розділені Денисовском прогином.

На схід від Печоро-Колвинского структурної зони розташовуються пологі ізометрічниє малоамплітудні підняття, які об`єднуються в Большеземельської звід. І, нарешті, що входить до складу Тимано-Печорського басейну - північна частина Предуральского крайового прогину. Дана структура являє собою систему великих компенсованих опусканні з глибиною до фундаменту 10-14 км.

Важливо відзначити існуючу площадкову впорядкованість (ієрархію) в розподілі тектонічних структур на розглянутій території, причому ця впорядкованість проявляється і по поверхні фундаменту, і по підошві доманіка, і по покрівлі карбонатів нижньої пермі, і по підошві четвертинних відкладень (рис. 2). Можна стверджувати, що існує ранжування тектонічних структур фундаменту, яка зробила певний вплив на особливості будови платформного чохла. На рис. 2 виділяються чотири основні групи, які віднесені нами до структур різного рангу: структури з площею < 0> 15 тис.км 2 є надранговимі для даної території. Отримані результати в поєднанні з уявленнями про тектонічної подільності і впорядкованості структур дозволяють розглядати поверхню фундаменту Печорської плити як результат накладення рухів різного масштабу. Подібний підхід до вивчення тектонічної будови регіону можна з певною часткою умовності віднести до гармонійного аналізу. Цей метод навіть без застосування складних прийомів математичної обробки дозволяє виявити приховану періодичність розташування тектонічних структур і більш обгрунтовано віднести їх до різних рангів. Поділ сумарною поверхні тектонічних структур фундаменту на рангові складові, по суті, мало чим відрізняється від відомого методу ковзної середньої, за допомогою якого проводиться згладжування експериментальних графіків для відсіювання впливу безлічі побічних чинників і виявлення загальних закономірностей аналізованої функціональної залежності. Він зводиться до частотної декомпозиції структурної поверхні фундаменту з урахуванням виявлених раніше масштабних рівнів, на яких відбуваються суттєві зміни значень і орієнтування деформацій. Проведені розрахунки дозволили побудувати три рангові карти структур поверхні фундаменту Тимано-Печорської плити і її обрамлення в масштабі 1: 1 000 000. Ці карти в сукупності з вихідною поверхнею послужили вихідним матеріалом для виявлення статистичної зв`язку між даними параметрами і нефтегазоносностью розглянутій території. Вивчення цього впливу проводилося шляхом оцінки ймовірності зустрічі родовищ різного типу в залежності від властивостей поверхні фундаменту. Значення ймовірності розраховувалися як відношення площі родовищ, що знаходяться всередині обраного інтервалу амплітуд структур поверхні фундаменту або її рангових складових (Sam), до загальної площі цього інтервалу (Sn) в межах території Тимано-Печорського басейну:

Р = Sат / Sn.

Важливим є те, що даний параметр не залежить від характеру розподілу значень амплітуд структури фундаменту по площі і, отже, є більш об`єктивним. Значення Р в загальному випадку показує нам ймовірність зустрічі обраного типу родовищ всередині площі, зайнятої аналізованих інтервалом амплітуд. Вона може приймати значення від 0. Якщо в межах площі даного інтервалу амплітуд немає жодного родовища, до 1, якщо площа розглянутого інтервалу цілком доводиться на родовище. Звісно ж важливим і те обставина, що в разі, якщо розглянутий показник (глибина поверхні фундаменту або амплітуди її рангових складових) не пов`язаний з розподілом нафтогазоносності, тобто є величиною випадковою, то значення Р будуть прагнути до константи. У цьому випадку графік залежності матиме вигляд горизонтальної прямої. Присутність максимумів і мінімумів дозволяє припустити (при достатній репрезентативності вибірки) наявність певного зв`язку між розглянутими параметрами, а також судити про статистичному вигляді зв`язку з цим.

Для виявлення характеру залежності між структурою поверхні фундаменту і розміщенням родовищ УВ різного типу авторами даної статті були використані дані про місцезнаходження більше 150 відомих родовищ Тимано-Печорського басейну. Значення ймовірності зустрічі розраховувалися окремо для нафтових і газово-газоконденсатних родовищ (рис. 3).

Щодо підвищений ступінь ймовірності зустрічі як нафтових, так і газово-газоконденсатних родовищ імовірна на ділянках, де глибина поверхні фундаменту варіює від 2000 до 10000 м. Причому для нафтових родовищ графік має досить складну форму з трьома вершинами, що мають значення ймовірності 0,04 і вище , які відповідають глибин фундаменту -2500, -4000 і -6000 м. Газові і газоконденсатні родовища розташовуються в більш вузькому інтервалі глибин фундаменту - від -4500 до -9000 м з максимальною ймовірністю зустрічі на май ях, де фундамент знаходиться на глибині 8500 м. Таким чином, виявляються особливості характеру розподілу нафтових і газових родовищ, які ще більш помітні, якщо розглядати рангові складові структури поверхні фундаменту. Так, на рис. 3 показана ймовірність зустрічі нафтових і газових родовищ в залежності від значення амплітуди структур 2-го рангу поверхні фундаменту, тобто структур, які мають площу 0,6-4,5 тис.км 2. По відношенню до структур даної розмірності нафтові родовища розташовуються в інтервалі амплітуд від -1800 до 1600 м, причому можна відзначити трохи більшу їх приуроченість до найбільш піднесеним і, навпаки, до найбільш прогнути частинах структури даної розмірності. Газові і газоконденсатні родовища чітко приурочені до негативних структурам 2-го рангу. Отже, і тут ми спостерігаємо характерні відмінності в розміщенні УВ різного типу.

Ці відмінності ще більш помітні, якщо звернутися до залежності ймовірності зустрічі родовищ різного типу від значення амплітуди поверхні фундаменту 3-го (найбільш локального) рангу (див. Рис. 3). Імовірність зустрічі нафтових родовищ найбільш висока в екстремуму даної структурної поверхні -1600 і 1600 м, в той час як газові і газоконденсатні родовища мають слабко виражені тенденцію до розміщення в області нульових позначок амплітуд структур 3-го рангу.

Підсумовуючи наведене, можна зробити наступні висновки.

По-перше, відмінності в характері розподілу родовищ різного типу в залежності від структури поверхні фундаменту простежуються чітко. Нафтові родовища розташовуються в більш широкому діапазоні глибин поверхні фундаменту і, крім того, тяжіють до найбільш піднесеним і опущеним ділянкам структурних поверхонь 2-го і 3-го рангів.

Газові ж родовища з більшою ймовірністю можна зустріти там, де поверхня фундаменту найбільш занурена, а локальні структури мають порівняно малу амплітуду.

По-друге, ранговий підхід до розгляду структури поверхні фундаменту дозволяє виявити приховані закономірності в характері зв`язку даної структурної поверхні і розміщення нафтових і газових родовищ.

Виявлені закономірності дозволяють провести розподіл усіх прогнозування виявлення родовищ різного типу з використанням структурних особливостей поверхні фундаменту Тимано-Печорського басейну в якості пошукового критерію.

The article devotes to the study of the effect of the basement surface structure on a character of oil and gas potential distribution of Timano-Pechora basin. New probabilistic approach to study a connection between the ranked parameters of the basement surface and a character of oil and gas potential which is, no doubt, very promising one, is proposed. Results obtained reveal the interesting prospects of tectodynamic parameters application for separate forecasting of oil and gas fields. Revealed regularities seems to be new and have a certain scientific and practical interest.

Рис.1. СТРУКТУРНА КАРТА ПОВЕРХНІ ФУНДАМЕНТУ Тімано-Печорської БАСЕЙНУ І ЙОГО ОЗДОБЛЕННЯ

1 - ізогіпс поверхні фундаменту, м

МАЛ. 2. ХАРАКТЕР РОЗПОДІЛУ тектонічних структур ПО ПЛОЩІ ДЛЯ СЕВЕРА ЄВРОПЕЙСЬКОЇ ЧАСТИНИ РОСІЇ (ПО РИЖОВА І.М. 1988)

Структури: А - неотектонические, Б - виділяються по покрівлі нижнепермских відкладень (р 1), В - відбивався по підошві доманікова горизонту (D3 dm), Г - виділяються по поверхні фундаменту

МАЛ. 3. ЙМОВІРНІСТЬ ЗУСТРІЧІ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ РОДОВИЩІ ЗАЛЕЖНО ВІД значення амплітуди СТРУКТУРИ ФУНДАМЕНТУ Тімано-Печорської БАСЕЙНУ