Геология / 1 курс / Общая геология / Общая геология методичка Парначев

доломитом, кварцем, реже – ангидритом. Часть каверн полностью выполнена доломитом и кремнезёмом. Зоны, охваченные процессами выщелачивания, сформировали трещинно-каверновый и трещинно- каверново-межзерновой тип коллекторов.

23.3. Месторождения УВ в дизъюнктивно-блоковых резервуарах

Опыт эксплуатации ряда нефтяных и газовых месторождений показал, что казавшиеся ранее едиными, крупные залежи на самом деле являются ассоциацией целого ряда относительно более мелких и сложно построенных залежей. Нередко в их пластах отмечается«аномальное» распределение воды и нефти (вода выше нефти). В.С. Славкиным и др. (2001) показана высокая плотность сети малоамплитудных и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций, сконцентрированных, в основном, на контрастных склонах локальных поднятий. Дизъюнктивные дислокации являются экранами вследствие формирования вблизи нарушения зоны дезинтеграции горных пород. Экранирование достигается путём вторичного ухудшения фильтрационных свойств горных пород вплоть до полной их потери за счёт пластических деформаций, катаклаза, карбонатизации, озокеритизации, «затекания» пластичных пород в ослабленные зоны.

По мнению многих исследователей, большинство поднятий Запад- но-Сибирской плиты являются штамповыми структурами, и ограничивающие их дизъюнктивные дислокации испытывали многократное обновление, выступая в различные периоды то в виде каналов миграции флюидов, то в виде флюидоупоров.

На Выинтойском месторождении пробуренные в500 м от продуктивной с прекрасными дебитами скважины165 три скважины (1501, 1502), вскрывшие кровли резервуаров практически на тех же отметках, что и в скв. 165, оказались либо обводненными, либо сухими (рис. 23.4).

Рис. 23.4. Модель формирования залежей на Выинтойском нефтяном месторождении (по В.С. Славкину и др., 2001):

1 – нефть, 2 – вода

211

Для объяснения этой ситуации В.С. Славкиным и др. (2001) была предложена модель формирования Выинтойского месторождения, базирующаяся на теории растянутой во времени поэтапной аккумуляции и деструкции залежей УВ. Предполагается, что на первом этапе уже существовала обширная тектонически нарушенная палеозалежь УВ. На втором этапе в результате активизации разломов А и Б(рис. 23.4) произошло разрушение центральной части палеозалежи. При этом нефть сохранилась в блоке 1, а блоки 2 и 3 обводнились. Остатки палеозалежи в приподнятом блоке встречены в скв. 165. Наличие нефтяных залежей на удалённых крыльях (скв. 168, 182) свидетельствует о том, что какаято часть разломов сохранила экранирующие свойства, обеспечив тектоническое экранирование краевых скоплений УВ. Предлагаемый подход позволяет рассматривать большинство залежей сложного Выинтойского месторождения как тектонически экранированные. Данные эксплуатационного и разведочного бурения на Новопокурском и других месторождениях подтверждают предлагаемую модель. Учёт реального дизъ-

юнктивно-блокового строения юрских и меловых природных резервуаров может позволить повысить эффективность нефтедобычи в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне.

Вопросы для самопроверки

1.Какое геологическое тело называют клиноформой?

2.Какие условия необходимы для формирования месторождений УВ в карстовых структурах?

3.Роль дизъюнктивной тектоники в строении и формировании месторождений УВ.

212

ГЛАВА 24. ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ НА ШЕЛЬФАХ МОРЕЙ И ОКЕАНОВ

В пределах Арктического пояса окраинно-континентальных платформ Евразии развиты многочисленные нефтегазовые бассейны, обладающие огромным УВ-потенциалом. На Арктическом шельфе России наиболее изучены геолого-геофизическими методами бассейны западного сектора, относящиеся к южным областям Баренцева и Карского морей. Здесь выявлено сейсмическими работами свыше140 перспективных на УВ-сырьё локальных объектов, пробурено свыше 50 глубоких морских скважин, открыт целый ряд месторождений УВ, в том числе несколько гигантских по запасам.

Указанные бассейны лежат на подводном продолжении крупнейших нефтегазоносных провинций мира – Тимано-Печорской и ЗападноСибирской

На западной части шельфа Российской Арктики открыто15 различных по запасам месторождений УВ (рис. 24.1, 24.2), расположенных на морском продолжении трёх осадочных бассейнов– ТиманоПечорского (24.3), Южно-Баренцевского и Южно-Карского. Эти бассейны рассматриваются в качестве окраинно-континентальных рифтогенных (рис. 24.4), обусловленных неоднократно проявляющимися этапами растяжения земной коры (Шипилов, Мурзин, 2001).

Тимано-Печорский бассейн был сформирован на древней пассивной окраине. На его современном морском продолжении выделяются Печоро-Колвинский и Западно-Колгуевский авлакогены. Здесь в акватории известны Приразломное, Северо-Гуляевское, Поморское (24.5), Варандей-море и Медын море, а на о. Колгуев – Песчаноозёрское и Ижимка-Таркское месторождения.

На шельфе Печорского моря сейсморазведочными работами выявлены более 30 перспективных структур. Здесь открыто несколько нефтяных и газконденсатно-нефтяных месторождений на продолжающихся в акваторию структурах Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ) (рис. 24.3). Для них характерен наклон на север главных струк- турно-стратиграфических поверхностей осадочного чехла: подошвы

доманиковых и кровли карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложений, геологических поверхностей, ограничивающих триасовые и

213

Рис. 24.1. Структурно-тектоническая схема и месторождения УВ ЗападноАрктического шельфа (по Э.В. Шипилову и Р.Р. Мурзину, 2001):

1 – границы структурных элементов I порядка (цифры в квадратах): I – Тиманский кряж; II – Печорская синеклиза; III – Предуральский прогиб; IV – ПайхойНовоземельская складчатая система; V – Предпайхойский прогиб; VI – область Центрально-Баренцевских поднятий; VII – Южно-Баренцевская впадина; VIII – Северо-Баренцевская впадина; IX – зона Адмиралтейских поднятий; X – впадина Св. Анны; XI – Южно-Карская впадина; 2 – границы структурных элементов

II порядка (цифры в кружках): 1 – Канино-Северо-Тиманский мегавал; 2 – Нерицкая моноклиналь; 3 – Ижемская впадина; 4 – Малоземельско-Колгуевская моноклиналь; 5 – Печоро-Колвинский мегавал; 6 – Шапкино-Юрьяхинский мегавал; 7 – Денисовский прогиб; 8 – Колвинский мегавал; 9 – Хорейверская впадина; 10 – вал Сорокина; 11 – Варандей-Адзьвинская структурная зона; 12 – Косью-Роговская впадина; 13 – поднятие Чернова; 14 – Коротаихинская впадина; 15 – Кольская моноклиналь; 16 – Кольская седловина; 17 – свод Федынского; 18 – Нордкапский прогиб; 19 – Лудловская перемычка; 20 – Предновоземельский прогиб; 21 – прогиб Седова; 22 – вал Элдхольма; 23 – Малыгинская седловина; 24 – прогиб Ольги; 25 – сводовое поднятие Персея; 26 – поднятие мыса Желания; 27 – прогиб Панкратьева: 3 – глубинные разломы по гравимагнитным данным: 4 – крупнейшие нарушения по материалам MOB ОГТ; 5 – изоглубины кровли юрского комплекса, м: 6 – основные антиклинальные поднятия (г) и месторождения УВ (б):

1 – Мурманское. 2 – Северо-Мурманское. 3 – Северо-Кильдинское. 4 – поднятие Федынского. 5 – Куренцовское. 6 – Арктическое. 7 – Щтокмановское. 8 – Ледовое. 9 – Лудловское. 10 – Лунинское. 11 – Ферсмановское. 12 – Шатского. 13 – Вернадского. 14 – Северное. 15 – Крестовое. 16 – Адмиралтейское. 17 – Пахтусовское. 18 – Гусиноземельское. 19 – Западно-Гусиноземельское. 20 – Междушарское. 21 – Папанинское. 22 – Песчаноозерское. 23 – Ижимка-Таркское. 24 – Поморское. 25 – Северо-Гуляевское. 26 – Приразломное. 27 – Варвидей-море. 28 – Медын-море. 29 – Русановское. 30 – Ленинградское; 7 – соляно-купольные поднятия; 8 – контуры распространения складчатых магматических силлов в триасовом комплексе; 9 – контуры распространения траппового магматизма в осадочном чехле

215

юрские комплексы. В пределах шельфа платформенный чехол ТиманоПечорского НГБ перекрывает пенепленизированную поверхность погребённых рифтовых структур.

Тимано-Печорский НГБ (по Т.А. Кирюхиной и А.В. Ступаковой, 2001) прошёл три стадии тектонического развития. На первой стадии (PZ1–D2) образовывались Тиманский, Печоро-Колвинский и ВарандейАдзьвинский авлакогены и сопряжённые с ними очаги нефтегенерации.

На последующих синеклизной и инверсионной стадиях возникли крупные Предуральский и Баренцевоморский очаги нефтегенерации, определяющие нефтегазоносность соответствующих комплексов.

ВПечороморской части Тимано-Печорского НГБ выделяются нефтегазовые комплексы, аналогичные таковым в его континентальной части: ордовик-нижнедевонский терригенно-карбонатный, среднедевонский преимущественно терригенный, верхнедевонско-нижнекамен- ноугольный (турнейский) терригенно-карбонатный, каменноугольнонижнепермский преимущественно карбонатный, верхнепермскотриасовый терригенный, юрский и меловой терригенные. В настоящее время в акватории открыты залежи нефти и газа в четырёх комплексах: нижнедевонском, верхнедевонском, каменноугольно-нижнепермском и верхнепермско-триасовом.

Притоки нефти из нижнедевонского комплекса получены на Приразломном, из верхнедевонского – на Медынморском месторождениях.

Вкаменноугольно-нижнепермском и верхнепермско-триасовом комплексах выявлено две зоны накопления : газоконденсатноУВнефтяная на западе и преимущественно нефтяная на востоке. В первой из них открыты месторождения Песчаноозёрское, Колгуевское, Таркское, Северо-Гуляевское, а во второй – Приразломное, Медынморское и Варандейморское.

Предполагается, что верхнедевонско-нижнекаменноугольные и каменноугольно-пермские отложения Печоро-Колвинского авлакогена представлены барьерными рифами и биогермными постройками в зарифовом пространстве, в которых можно ожидать наличие крупных ловушек УВ. В Варандей-Адзьвинской структурной зоне в нижнеедевонских карбонатных отложениях можно прогнозировать наличие залежей нефти хорошего качества, аналогичной по составу таковым

месторождений сухопутной части(им. Требса, Варандейское, Наульское). Подобного типа нефти уже открыты на месторождении Варандей-море.

216

Рис. 24.2. Стратиграфический диапазон распределения нефтегазоносности в Баренцево-Карском регионе и сопредельных областях (по Э.В. Шипилову и Р.Р. Мурзину, 2001):

1 – нефть; 2 – газ; 3 –

газоконденсат

Рис. 24.3. Схематическая карта структур и месторождений УВ в Печорском море (по Т.А. Кирюхиной и А.В. Ступаковой, 2001):

1–3 – месторождения: 1 – нефтяные, 2 – газовые, 3 – газоконденсатные; 4 – разведанные структуры; 5 – границы тектонических структур; 6 – ПредуральскоПредновоземельский краевой прогиб

217

Рис. 24.4. Размещение месторождения УВ относительно рифтогенных структур в Баренцево-Карском регионе (по Э.В. Шипилову и Р.Р. Мурзину, 2001):

1 – структуры растяжения земной коры – рифты и грабены; 2 – нарушения и их зоны; 3 – Байдарацкий глубинный разлом; 4 – сегменты Предновоземельской зоны дислокаций; 5 – Коротаихинский прогиб; 6 – месторождения УB (1 – Приразломное. 2 – Северо-Гуляевское. 3 – Поморское. 4 – Песчаноозерское. 5 – Ижимка-Таркское. 6 – Варандей-море. 7 – Медын-море. 8 – Мурманское. 9 – Северо-Кильдинское, 10 – Штокмановское. 11 – Ледовое. 12 – Лудловское. 13 – Ленинградское. 14 – Русановское. 15 – Белоостровское); 16 – Харасавейские тектонические элементы (СКП – Северо-Карская плита. СБВ – СевероБаренцевская впадина. ЮБВ – Южно-Баренцевская впадина. ЛП – Лудловская перемычка. АП – Адмиралтейское поднятие (горст). ФП – Федынского (Финмаркенское) поднятие. ТПП – Tимано-Печорская плита. ПМВ – Печороморская впадина. КМ – Кольская моноклиналь. БШ – Балтийский щит. К – Кольский рифт. ПНЗП – Пайхой-Новоземельский складчато-надвиговый пояс. НЗМ – Новоземельская микроплита. ЮКВ – Южно-Карская впадина)

218

Северо-Гуляевское крупное нефтегазовое месторождение находится в пределах Гуляевского вала(рис. 24.1, 24.3). На месторождении известны две залежи. Нефтяная залежь располагается в терригенных отложениях верхней перми, где коллектором являются мелкозернистые песчаники с пропластками алевролитов и аргиллитов, а покрышка представлена толщей нижнетриасовых аргиллитов. Залежь крупная, нефть тяжёлая, сернистая. Газоконденсатная залежь приурочена к мелкокристаллическим пористым известнякам нижней перми. Покрышкой залежи являются артинско-кунгурские аргиллиты.

Рис. 24.5. Сейсмогеологический разрез Поморского газоконденсатного месторождения (по Э.В. Шипилову и Р.Р. Мурзину, 2001):

1 – доманик; 2 – рифы; 3 – карбонаты; 4 – кавернозные известняки; 5 – аргиллиты; 6 – песчаники; 7 – глинистые песчаники; 8 – глинистые известняки; 9 – тектонические нарушения

Приразломное крупное нефтяное месторождение (рис. 24.6) распо-

ки. Региональным флюидоупором служат аргиллиты артинскокунгурского возраста. Залежи содержат тяжёлую нефть с высокой концентрацией серы.

Нефтяные месторождения Варандей-море и Медын-море (рис. 24.7) связаны с карбонатными толщами палеозойского возраста.

219

Рис. 24.6. Структурная карта кровли продуктивного пласта 1 (А) и схема корреляции продуктивных отложений Приразломного нефтяного месторождения (Б) (по Б.А. Никитину и И.И. Хвелчук, 1997):

1 – изогипсы, м; 2 – нефтесодержащие породы (карбонаты пермскокаменоугольного возраста); 3 – разломы; 4 – разведочные скважины

Южно-Баренцевский бассейн захватывает южную часть ВосточноБаренцевского мегапрогиба. Он расположен в сложном тектоническом узле, сопрягаясь с Западно-Колгуевским(Варангерским) и ПечороКолвинским (Печороморским) палеорифтами и Кармакульским прогибом, разделяющим орогенную структуру Новой Земли. Восточный борт бассейна осложнён сублинейными взбросо-надвиговыми структурами и

220