Мой сайт
Главная
Вход
Регистрация
Воскресенье, 22.10.2017, 14:42Приветствую Вас Гость | RSS
Меню сайта

Наш опрос
Оцените мой сайт
Всего ответов: 4

Статистика

Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0

Форма входа

Главная » 2014 » Апрель » 29 » Основные структурные элементы и перспективы неф�
15:05
 

Основные структурные элементы и перспективы неф�

Основные структурные элементы и перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых

Основные структурные элементы и перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых12.07.2012 Отсутствие скважин глубокого бурения и недостаточная плотность выполненных в разные годы сейсморазведочных работ MOB ОГТ на шельфе моря Лаптевых определили неоднозначность представлений о геологическом строении Лаптево-морского бассейна.

Первая информация, полученная в 1986-1990 гг. по региональным профилям ОАО "МАГЭ", была положена в основу модели строения, согласно которой в западной части шельфа расположен перикратонный массив Сибирской платформы [6]. Дальнейшее развитие эта точка зрения получила в работах Д.В.Лазуркина и Б.И.Кима, которые остаются ее последовательными сторонниками [3, 7].

Однако по результатам сейсморазведочных работ 1993-1997 гг., выполненных Федеральным институтом природных ресурсов Германии (BGR) и ОАО "Севморнефтегеофизика", было высказано предположение о повсеместном распространении на шельфе моря Лаптевых позднекимерийского фундамента [9]. В дальнейшем эти представления получили дополнительную аргументацию в работах С.С.Драчева, В.А.Виноградова, Ю.В.Горячева, Т.А.Андиевой [1, 2, 4].

Полученные в 2005-2009 гг. данные сейсморазведки в западной, ранее неизученной, части шельфа, представляют веские аргументы, доказывающие состоятельность именно этой концепции [8].

На профилях, расположенных в 30 км от п-ова Таймыр, отражающий горизонт А выглядит как поверхность денудационного среза с явно выраженным угловым несогласием (рис. 1). В юго-западном и северо-западном направлениях эта граница поднимается до отметок 1200-1100 м с тенденцией выхода через 30-10 км на поверхность дна, где в ядрах антиклиналей, по экстраполяции складок с прилегающей суши обнажаются пермские, а на крыльях — триасовые и юрские образования Восточно-Таймырско-Оленекской складчато-надвиговой системы. Во многих местах ниже поверхности складчатого основания прослеживаются границы, характеризующие его внутреннюю слоистость и резко несогласные по отношению к подошве чехла. Они показывают денудационный срез сводов антиклиналей или запрокинутых моноклинальных блоков и различную дислоцированность отложений на разных участках [8].

Таким образом, основанием молодой Лаптевоморской плиты являются позднекимерийские складчатые образования. Осадочный чехол предположительно сложен отложениями мел-кайнозойского возраста.

В тектоническом отношении западная часть Лаптевоморского бассейна представляет сложный узел сочленения четырех крупных структур: северной части Сибирской древней (эпикарельской) платформы и южной части Лаптевоморской молодой (эпипозднекимерий-ской) плиты, обрамленных Таймыро-Североземельской и Верхояно-Колымской складчатыми областями (рис. 2).

В разрезе мел-кайнозойских отложений по структурным и сейсмофациальным особенностям было выделено три сейсмических комплекса, ограниченных опорными отражающими горизонтами: мелпалеоценовый между отражающими горизонтами А и L2, палеоцен-среднемиоценовый между горизонтами L2 и L4 и среднемиоцен-плейстоценовый между горизонтами L4 и дном моря [8].


Временной разрез по профилю 200703

По характеру волновой картины сейсмокомплексы подразделены на подкомплексы: нижне(?)-верхнемеловой, верхнемел-палеоценовый, палеоцен(?)-эоценовый, верхнеоли-гоцен-среднемиоценовый, средне-верхнемиоценовый и плиоцен-четвертичный, условно разделенный на две сейсмотолщи: нижне-среднеплиоценовую и верхнеплиоцен-четвертичную (см. рис. 1).

В структуре западной части Лаптевоморской плиты по подошве осадочного чехла (отражающий горизонт А) выделяются две основные субрегиональные структуры: Лено-Таймырская область пограничных поднятий и Западно-Лаптевская рифтовая система (см. рис. 2).

Впервые Лено-Таймырская область пограничных поднятий охарактеризована геологами "Севморгео" В.А.Виноградовым, Е.К.Зацепиным и др. в 1979-1983 гг. как зона погребенных поднятий, выраженная интенсивными и контрастными высокоградиентными аномалиями поля силы тяжести, прослеживающаяся узкой полосой (до 100 км) от северной оконечности Таймыра до залива Буор-Хая. В пределах этой области выделяются Притаймырский выступ и Хараулахско-Таймырская зона горстов и грабенов. Глубина залегания поверхности складчатого основания варьирует от 1,1-1,5 до 1,5-2,0 км в сводах горстов и 3-4 км в грабенах. Горсты сложены, как и в обнаженной на суше части Прончищевско-Оленекской полого-складчатой зоны, дислоцированными в разной степени комплексами среднего карбона — перми, триаса и юры мощностью до 3 км. Возможно, в ядрах погребенных горстов мощность палеозойских образований сокращена и более высокое положение занимает кровля кристаллического фундамента, с чем связаны повышенные (20-30 мГал и более) значения поля силы тяжести. В грабенах подошва "постверхоянского" осадочного чехла прослеживается на глубине от 3-4 до 2-3 км. На склонах горстов и в днищах грабенов в составе складчатого основания могут присутствовать юрско-нижнемеловые толщи, а в осадочном чехле — верхнемеловые отложения. Вершинные части горстов перекрыты только кайнозойскими отложениями.

Западно-Лаптевская рифтовая система служит стержневой структурой Лаптевоморского бассейна. Она характеризуется сложным внутренним строением, типичным для бассейнов рифтовой природы, и связана с развитием Евразийского суббассейна. Об этом свидетельствуют общее утонение земной коры до 25-23 км, раздробленность осадочного чехла многочисленными сбросами и сбрососдвигами с формированием глубоких грабенов (см. рис. 1). Глубина залегания складчатого основания в пределах Западно-Лаптевской рифтовой системы составляет от 2-5 до 7-13 км. Погружение позднекимерийского основания с востока ограничено системой сбросов, среди которых выделяются разломы Арынский, Песчаноостровский и Притаймырский. Разломы смещены поперечными сдвигами, наиболее значительным из которых является Дунайский разлом с амплитудой горизонтального смещения свыше 40 км (см. рис. 2).

Тектоническая схема

Сибирская платформа, формации: 1 - среднекаменноугольно-триасовые терригенные угленосные, 2 - юрско-раннемеловые морские терригенные, 3 - ранне-позднемеловые континентальные терригенные угленосные, 4 - кайнозойские (плиоценовые) континентальные; Верхояно-Колымская складчатая область: 5 - среднекаменноугольно-пермские терригенные формации, 6 - триасовые туффитово-терригенные, 7 - юрско-берриасская терригенная, 8 - валанжин-аптская континентальная регрессивная; Лаптевоморская эпипозднекиммерийская плита: 9 - Лено-Таймырская область пограничных поднятий, 10 - Западно-Лаптевская рифтовая система; Таймыро-Североземельская складчатая область: 11 - среднекаменноугольно-пермские терригенные угленосные формации, разрывные нарушения: главные, неясной кинематики: 12 - достоверные, 13-предполагаемые, главные, с разделением по кинематике: 14 - надвиги, 15 - сбросы, 16 -сдвиги, второстепенные, неясной кинематики: 17 - достоверные, 18 - предполагаемые, второстепенные с разделением по кинематике: 19 - надвиги, 20 - сбросы, 21 - сдвиги; 22 - границы тектонических и структурно-формационных комплексов; 23 - грабены Лаптевоморской плиты: а - ранней стадии, б- поздней стадии; 24 - границы грабенов, не совпадающие с разломами; 25 - крупные погребенные интрузии основных и ультраосновных пород; 26 -эпицентры землетрясений с интенсивностью более 5 баллов; стратоизогипсы, км: 27 - фундамента Сибирской платформы, 28 - складчатого основания Лаптевоморской плиты: а - достоверные, б - предполагаемые; разломы: Т - Терпейский, А -Арынский, Д - Дунайский, ПО - Песчаноостровский, КЦ - Киряка-Тасско-Цветковский, X - Хатангский, Ч - Чернохребетнинский, С - Северный, ПТ - Притаймырский, ВП - Восточно-Петровский

В структуре Западно-Лаптевской рифтовой системы выделяются фрагменты Западно-Лаптевского прогиба, Восточно-Таймырской ступени, Южно-Лаптевской зоны прогибов, Трофимовской зоны поднятий и Усть-Ленской рифтовой зоны.

На основе структурно-тектонического районирования в западной части Лаптевоморской плиты выполнено нефтегазогеологическое районирование, где в пределах Лаптевской перспективно нефтегазоносной области (ПНГО) было выделено два перспективно газонефтеносных района (ПГНР): Западно-Лаптевский, который включает в себя Песчаностровскую и Ребековскую зоны, и Усть-Ленский, охватывающий Северо-Трофимовскую зону (рис. 3).

Песчаноостровская зона расположена в области сочленения Лено-Таймырской зоны пограничных поднятий и Западно-Лаптевской рифтовой системы. В ее пределах локализуются Песчаный горст, Восточно-Песчаная ступень и Арынско-Витязевский грабен. По отражающему горизонту L2 в Песчаноостровской зоне было выявлено 10 локальных структур, наиболее крупной из которых является структура Песчаная по изогипсе -1200 м, характеризующаяся размерами 25x17 км и амплитудой 200 м (см. рис. 3).

Ребековская зона протягивается в субмеридиональном направлении и расположена в границах Исайско-Ребековского горста. Здесь по отражающему горизонту L2 выявлено 7 локальных структур, наиболее крупная из которых Анастасьевская по замкнутой изогипсе - 1800 м с размерами 30x24 км и амплитудой 100 м.

Северо-Трофимовская зона занимает северо-западную часть Трофимовской зоны поднятий. В ее пределах выделена крупная локальная структура Николаевская по изогипсе -2800 м с размерами 25x12 км и амплитудой 600 м.

Оценивая перспективы нефтегазоносности Песчаноостровской, Ребековской и Северо-Трофимовской зон в разрезе осадочного чехла, можно выделить три перспективных нефтегазоносных комплекса (ПНГК): мел-палеоценовый, палеоцен-среднемиоценовый и среднемиоцен-плейстоценовый.

Мел-палеоценовый ПНГК объединяет отложения от нижнего мела до нижнего палеоцена. Отложения этого сейсмокомплекса практически полностью компенсируют глубокие впадины и грабенообразные прогибы как Лено-Таймырской области пограничных поднятий, так и прилегающей к ней части Западно-Лаптевской рифтовой системы (см. рис. 1).

Глубина залегания отражающего горизонта L2, связанного с поверхностью дат-палеоценового перерыва, изменяется от -2800 до -4200 м. Мощность мел-палеоценового комплекса составляет 6-7 км, достигая 10-11 км в глубоких прогибах и грабенах. Горсты и грабены ограничены сбросами северо-северо-западного простирания и сбрососдвигами северо-восточного и субширотного простираний. Амплитуда сбросов на уровне кровли комплекса составляет 200-300 м, достигая 1,5-2,0 км на границе с раннекимерийским блоком Таймырской складчато-надвиговой системы.

В составе мел-палеоценового ПНГК выделяется два подкомплекса: нижне(?)-верхнемеловой и верхнемел-палеоценовый. По структуре и характеру отражений на сейсмическом разрезе нижне(?)-верхне-меловой подкомплекс может быть сопоставлен с грубообломочными терригенными угленосными формациями, широко распространенными на суше. Меловая угленосная континентальная толща с широким развитием грубообломочных пород, очевидно, обладает газопро-дуцирующим потенциалом, который может быть реализован в пределах Западно-Лаптевского и Усть-Ленского ПГНР. По данным ВНИИ океангеологии количество Сорг в меловых отложениях на суше, как правило, не превышает 1 % при смешанном составе ОВ, в котором доминируют гумусовые микрокомпоненты [5]. Эти параметры позволяют рассматривать меловой комплекс отложений как газопроизводящий. Однако на ряде площадей Анабаро-Хатангского междуречья в угленосной паралической формации верхней части нижнего мела отмечаются многочисленные нефте- и битумопроявления миграционной природы, тяготеющие к трещинам и разрывным нарушениям, что вполне позволяет допустить присутствие в составе нижне(?)-верхнемелового подкомплекса некоторой доли нефтяной компоненты.

Верхнемел-палеоценовый подкомплекс, возможно, представлен алювиально-дельтовыми и прибрежно-морскими фациями. Он характеризуется клиноформным строением и значительной мощностью отложений, что создает благоприятные условия для формирования в нем коллекторов и покрышек. Анализ волновой картины позволяет проследить внутри комплекса поверхности несогласий, указывающие на многоэтапность формирования дельтовой системы, а яркие низкочастотные высокоамплитудные отражения можно связать с пластами песчаников, залегающими среди глинистых пород. Длительность и полицикличность развития дельтовых систем являются положительными факторами для формирования гранулярных коллекторов и покрышек.

Структура Песчаная локализуется в зоне выступа складчатого основания, где наблюдается значительное сокращение мощности осадочного чехла. Погребенные выступы складчатого основания, облекаемые осадочным чехлом, могут представлять особый интерес с точки зрения перспектив нефтегазоносности. В пределах Песчаноост-ровской зоны возможны скопления УВ не только на склонах выступа складчатого основания, но и над его сводом. Здесь в зонах слабого проявления позднекимерийских дислокаций палеозой-мезозойские отложения могут выступать как основное вместилище УВ, обеспечивая их подток в перекрывающие верхнемел-палеоценовые толщи. Помимо антиклинальных ловушек, в этих зонах перспективны тектонически, литологически и стратиграфически экранированные ловушки.

Схема прогноза нефтегазоносносности

Границы: 1 - провинций, 2 — областей, 3 - районов; ресурсная оценка потенциально нефтегазоносных территорий и акваторий: 4 - наиболее перспективные, 5 - перспективные, 6 - среднеперспективные, 7 - малоперспективные, 8 -возможно перспективные, 9 — с невыясненными перспективами, 10 - бесперспективные; зоны потенциально перспективные для обнаружения УВ: 11 - на суше (1 - Чайдах-Юряхская, 2 - Киринейская, 3 - Уэленско-Хастырская), 12 - на шельфе (4 - Песчаноостровская, 5 - Ребековская, 6 - Северо-Трофимовская а - достоверные, б - предполагаемые); 13 - выявленные локальные поднятия в пределах шельфовых зон (П - Песчаная, А - Анастасьевская, Н - Николаевская); 14 - очаги нефтегазоводопроявлений (в скважинах); 15 - газопроявления на дневной поверхности; разрывные нарушения: главные: 16 - главные, 17 - достоверные, 18 - предполагаемые, 19 - скрытые; второстепенные: 20 - достоверные, 21 - предполагаемые; скрытые: 22 - достоверные, 23 - предполагаемые; 24 - изогипсы по отражающему горизонту L2, км: а -достоверные, б - предполагаемые; 25 - граница выклинивания мел-палеоценовых отложений; элементы нефтегазогеологического районирования: I - Лено-Тунгусская НГП, I-A - Анабаро-Хатангская ПНГО; II - Хатангско-Ленская ГНП, II-А - Хатангско-Анабарская ПГНО, П-Б - Лено-Анабарская ПНГО; III - самостоятельная Лаптевская ПНГО, Ш-а - Западно-Лаптевский ПГНР, Ш-б -Усть-Ленский ПГНР

В Песчаноостровской потенциально перспективной зоне наблюдается концентрация локальных структур, расположенных в бортовых частях грабенов, где могут формироваться структуры прилегания, зоны выклинивания и фациального замещения. Здесь возможны тектонически, литологиче-ски и стратиграфически экранированные ловушки.

Палеоцен-среднемиоценовый ПНГК включает палеоцен(?)-эоценовый и верхнеолигоцен-среднемиоценовый подкомплексы. Отложения палеоцен-среднемиоценового комплекса отличаются нарастанием мощности в восточном направлении от 0,6 до 4,2 км.

Палеоцен-эоценовая преимущественно морская и существенно глинистая толща мощностью от 0,5-1,0 до 2,5-3,5 км, предположительно обогащенная ОВ и погруженная на глубину от 0,5 до 3,5 км, может быть продуцентом газообразных УВ.

Косвенными предпосылками содержания газообразных УВ в вышележащем палеоцен-среднемиоценовом подкомплексе являются выделенные аномалии сейсмической записи типа "яркое пятно" (рис. 4).

В пределах Ребековской и Северо-Трофимовской зон верхнеолигоцен-среднемиоценовый подкомплекс насыщен "яркими пятнами", которые приурочены к разрывным нарушениям (рис. 5). Высокоамплитудные нарушения, ограничивающие антиклинальное поднятие, обеспечивают дополнительные пути вертикальной миграции и перераспределения УВ в вышележащем верхнеолигоцен-среднемиоценовом подкомплексе. Здесь широко распространены тектонически, литологически и стратиграфически экранированные ловушки УВ.

Кроме того, высокие перспективы имеют так называемые инверсионные структуры в прогибах, генезис которых дискутируется и может быть определен только при целенаправленных исследованиях. Инверсионные структуры расположены в пределах Северо-Трофимовской зоны, где выделяется крупная структура Николаевская.

Благоприятные условия формирования залежей в пределах Северо-Трофимовской зоны определяются наличием в нижней части верхнеолигоцен-среднемиоценового подкомплекса коллекторских толщ, представленных пластами песчаника, надежных глинистых флюидоупоров и тектонических нарушений, способствующих вертикальной миграции УВ и образованию тектонических экранов.

Среднемиоцен-плейстоценовый ПНГК трансгрессивно перекрывает нижележащие палеоцен-сред-немиоценовые отложения. Комплекс объединяет средне-верхнемиоценовый и плиоцен-четвертичный подкомплексы.

Среднемиоцен-плейстоценовый подкомплекс заполняет грабены, полностью нивелируя блоковый рельеф подстилающей поверхности. Максимальные мощности подкомплекса (1,0-1,2 км) приурочены к наиболее погруженным частям Западно-Лаптевской рифтовой системы. В пределах Лено-Таймырской области пограничных поднятий мощность средне-верхнемиоценовых отложений значительно уменьшается (до 150 м). В восточной части моря Лаптевых средне-верхнемиоценовый подкомплекс на поднятиях полностью выклинивается.

Плиоцен-четвертичный подкомплекс характеризуется плавными изменениями мощности от 300 до 800 м и перекрывает более древние толщи чехла. Подошва этого комплекса нарушена немногочисленными малоамплитудными разломами (см. рис. 4). Эта молодая, умеренно консолидированная толща без явных признаков складчатых и дизъюнктивных структур является индикатором стабильного осадконакопления, что обеспечивает сохранность возможных залежей в верхнеолигоцен-среднемиоценовых слоях.

Фрагмент временного разреза по профилю 200701

1 - отражающие горизонты; 2 - разломы; 3 - прогнозируемые скопления газа

Таким образом, в результате проведенных исследований в западной части Лаптевоморского бассейна выявлены перспективные локальные поднятия в отложениях позднего мела — кайнозоя и обнаружены аномалии волнового поля типа "яркое пятно". Наиболее перспективными для обнаружения скоплений УВ являются Песчано-островская, Ребековская и Северо-Трофимовская зоны, а в пределах этих зон — крупные структуры Песчаная, Анастасьевская и Николаевская.


Фрагмент временного разреза по профилю 200701

1 - отражающие горизонты; 2 - разломы; 3 - прогнозируемые скопления газа

Полученные материалы послужили основой для уточнения региональной количественной оценки ресурсов УВ и выделения зон возможного нефтегазонакопления в западной части Лаптевоморского бассейна. На основании выполненных расчетов плотности прогнозных ресурсов распределены согласно тектоническому и нефтегазогеологическому районированию. В целом Западно-Лаптевская рифтовая система относится к перспективным акваториям с плотностью начальных суммарных геологических ресурсов 20-30 тыс. т нефтяного эквивалента/км2. Песчаноостровская, Ребековская и Северо-Трофимовская зоны возможного нефтегазона-копления отнесены к наиболее перспективным с плотностью 30-50 тыс. т нефтяного эквивалента/км2. К среднеперспективным с плотностью ресурсов 10-20 тыс. т нефтяного эквивалента/км2 отнесена Лено-Таймырская область пограничных поднятий.

В начальных суммарных ресурсах УВ Лаптевской ПНГО преобладает газ (свыше 60 % по прогнозу ВНИГРИ, 2009). Соглашаясь на современном этапе исследований с этой оценкой, можно обоснованно предположить, что в недрах западной части шельфа моря Лаптевых две трети прогнозных скоплений УВ будут газовыми, газоконденсатными и газонефтяными, а одна треть — газоконденсатно-нефтяной и нефтяной.


Литература

1. Андиева Т.А. Тектоническая позиция и основные структуры моря Лаптевых // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2008. — № 3.
2. Виноградов В.А. Осадочный чехол Восточно-Арктического шельфа России и условия его формирования в системе материк-океан / В.А.Виноградов, Ю.В.Горячев, Е.А.Гусев, О.И.Супруненко // 60 лет в Арктике, Антарктике и Мировом океане / Под ред. В.Л.Иванова. - СПб.: Изд-во ВНИИокеангеологии, 2008.
3. Геология и полезные ископаемые России: в 6 т. Т. 5. Арктические и дальневосточные моря. Кн.1. Арктические моря / Под ред. И.С.Грамберга, В.Л.Иванова, Ю.Е.Погребицкого. — СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2004.
4. Драчев С.С. О тектонике фундамента шельфа моря Лаптевых // Геотектоника. — 2002. — № 6.
5. Евдокимова Н.К. Углеводородный потенциал отложений осадочного чехла Восточно-Арктических морей России (Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского) / Н.К.Евдокимова, Д.С.Яшин, Б.И.Ким // Геология нефти и газа. - 2008. - № 2.
6. Иванова Н.М. Данные о геологическом строении шельфа моря Лаптевых по материалам сейсмических исследований / Н.М.Иванова, С.Б.Секретов, С.И.Шкарубо // Океанология. — 1989. - Т. XXIX. - Вып. 5.
7. Лазуркин Д.В. Структурная позиция и геологическое строение моря Лаптевых // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. — СПб.: Изд-во ВНИИ-океангеологии, 1998. — Вып. 2.
8. Шкарубо СИ. Стратиграфия и характеристика сейсмических комплексов осадочного чехла западной части шельфа моря Лаптевых / С.И.Шкарубо, Г.А.Заварзина // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2011. — № 2.
9. Hinz K. Cruise report: marine seismic measurements and geoscientific studies on the slope and shelf of the Laptev Sea & East Siberian Sea / K.Hinz, G.Delisle, B.Cramer et al. // Arctic with M.V. "Akademik Lazarev", I.V. "Kapitan Dranitsin", Preliminary scientific results. — BDR-Report, № 116.693, 1997.


Г.А.Заварзина (ОАО "Морская арктическая геолого-разведочная экспедиция")

Статья опубликована в журнале "Геология нефти и газа", №3, 2012г.


Просмотров: 122 | Добавил: formennow | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
Поиск

Календарь
«  Апрель 2014  »
ПнВтСрЧтПтСбВс
 123456
78910111213
14151617181920
21222324252627
282930

Архив записей

Друзья сайта
  • Официальный блог
  • Сообщество uCoz
  • FAQ по системе
  • Инструкции для uCoz


  • Copyright MyCorp © 2017Создать бесплатный сайт с uCoz