ИССЛЕДОВАНИЕ ЗЕМЛИ ИЗ КОСМОСА, 2015, № 5, с. 62-72
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОСМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ О ЗЕМЛЕ
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧУКОТСКО-КАМЧАТСКОМ РЕГИОНЕ НА ОСНОВЕ ОБРАБОТКИ КОСМИЧЕСКИХ И ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ
© 2015 г. Г. А. Миловский*, Н. А. Малышев, А. А. Бородулин, В. Т. Ишмухаметова, В. Н. Орлянкин
Научный геоинформационный центр РАН, Москва ОАО "НК "Роснефть", Москва
*Е-таИ: oregas@mail.ru Поступила в редакцию 17.07.2014 г.
На основе изучения эталонных объектов в Анадырском и Хатырском прогибах и последующей комплексной обработки космических и геолого-геофизических данных с применением ГИС-техноло-гий выполнена оценка перспектив нефтегазоносности Пустореченско-Парапольского прогиба, намечены нефтеперспективные участки для постановки первоочередных геолого-разведочных работ.
Ключевые слова: многозональная космическая съемка, гравиметрические и магнитометрические данные, месторождения углеводородов, поисковые признаки
Б01: 10.7868/8020596141505005Х
ВВЕДЕНИЕ
Площадь работ расположена в пределах Охотской и Притихоокеанской нефтегазоносных провинций. Осадочный чехол представлен кайнозойскими образованиями. В качестве перспективных рассматриваются палеоцен-эоценовый, нижне-среднемиоценовый и средне-верхнемиоценовый комплексы. Преобладают коллекторы порового и трещинно-порового типов (Ротман, 2005). Прогибы в северо-восточной части Охотского моря в зал. Шелихова представляются высокоперспективными на обнаружение месторождений нефти и газа в палеогеновых и неогеновых отложениях. В При-тихоокеанской нефтегазоносной провинции в качестве перспективных рассматриваются эоцен-олигоценовый и миоценовый терригенные комплексы. Эоцен-олигоценовый комплекс мощностью до 3000 м и миоценовый комплекс мощностью до 5000 м характеризуются песчаными резервуарами и глинистыми изолирующими толщами позднемиоценового возраста в Анадырском прогибе и среднемиоценового — в Хатырском прогибе. К миоценовому комплексу приурочены все открытые в Притихоокеанской нефтегазоносной провинции месторождения нефти и газа, которые использованы в качестве эталонных объектов. В Анадырском прогибе открыты месторождения Верхнеэчинское и Ольховское (нефтяные), Во-сточно-Телекайское и Верхнетелекайское (нефте-
газоконденсатные) и Западно-Озерное (газовое) (Харахинов, 2014). В Хатырском прогибе выявлено небольшое по запасам нефтяное месторождение Угловое. Около 70% прогнозируемых ресурсов углеводородов (УВ) предполагается в эо-цен-олигоценовом комплексе. В США, в пределах нефтегазоносного бассейна зал. Кука, в палеоген-неогеновых отложениях открыто семь нефтяных и 15 газовых месторождений.
В результате сейсморазведочных работ и бурения уставлено, что Анадырский и Хатырский прогибы имеют сложное покровно-чешуйчатое тектоническое строение с широко проявленными молодыми взбросо-надвиговыми зонами. Месторождения Анадырского прогиба расположены в Поворотно-Телекайской зоне, приуроченной к системе эоценовых надвигов и взбросов. Поворот-но-Телекайская зона поднятий представляет собой дугообразную систему приразломных складок и включает в себя целый ряд мелких поднятий. Представления о сдвиго-надвиговой природе дислокаций на юге Анадырского прогиба имеют большое значение для выяснения условий нефтегазоносно-сти данной площади (Геол. карта, лист Р-60, 2001; Иванов, 1985). Сдвиго-надвиговые дислокации выступают как главный элемент внутреннего тектонического строения юга Анадырского прогиба. Эти дислокации носят региональный характер и прослеживаются на десятки километров. В северном
направлении происходит замещение терригенных пород раннего-среднего палеогена одновозрастны-ми вулканитами. Северная часть Анадырского прогиба состоит из ряда полуизолированных мульд и впадин, которые разделяются разноориентирован-ными поднятиями с амплитудой 1—2 км. В южной части прогиба в результате активных молодых плиоцен-четвертичных движений сформировалась система крутых надвигов и взбросов широтного простирания с падением плоскостей сместителя на юг и юго-восток.
Осадочный чехол Хатырского прогиба в части разреза, относимой к палеогену, представлен преимущественно туфогенными тонкообломочными отложениями. Неоген сложен грубообломочны-ми, реже песчано-глинистыми образованиями и диатомитами. Резкое несогласие, с которым кайнозойские толщи залегают на гетерогенном складчатом основании, хорошо фиксируется на сейсмических разрезах. Хатырский прогиб захватывает и часть шельфовой области. Наземная часть прогиба протягивается узкой (до 30 км) полосой вдоль побережья. На севере сочленение Хатыр-ского прогиба со структурами складчатого обрамления происходит по системе дугообразных надвигов и взбросов общего северо-восточного простирания, которые разбиты множеством более поздних разрывных нарушений. В южном направлении Хатырский прогиб раскрывается в Ко-рякско-Алеутскую океаническую впадину. Хатырский прогиб, как и Анадырский, отличается асимметричностью своего строения. Зоны максимальной мощности осадочного чехла приурочены к югу и юго-востоку, причем в подводной части мощность палеоген-неогеновых отложений достигает 3—5 км. В центральной части Хатырского прогиба выявлена субмеридиональная Угловая система надвигов, в наземной части которой расположено одноименное месторождение нефти.
При прогнозировании месторождений нефти и газа в исследуемом районе по ряду причин необходимо учитывать значительную роль миграции флюидов по разломам. Месторождения располагаются во впадинах, являющихся очагами нефтегазообразования, на бортах впадин, в удалении от очагов генерации, залежей УВ не обнаружено. Это свидетельствует о доминанте вертикальной миграции УВ над горизонтальной из очагов нефтегазообразования в зоны нефтегазо-накопления и соответственно о важной роли разломов и зон трещиноватости при формировании залежей, так как без их наличия миграция флюида вверх по разрезу через непроницаемые глинистые толщи была бы невозможна.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Космические методы дают возможность выявить широкий спектр разрывных нарушений, включая малоамплитудные дислокации, зоны трещиноватости и их современную подвижность, позволяют оценить степень раскрытости флюи-доупоров и резервуаров (Аэрокосмический..., 2012; Бондур, 2010, 2012; Трофимов, 2009, 2012). Фильтрационно-емкостные свойства карбонатных резервуаров определяются трещиновато-стью, которая не всегда может быть установлена сейсморазведкой, но с высокой эффективностью регистрируется дистанционными методами. Мелкие дизъюнктивные дислокации сопровождаются широкими зонами трещиноватости от десятков метров до нескольких километров, образующими взаимосвязанную систему с пликативными деформациями чехла. Таким образом, выявление структурно-текстурного рисунка линеамен-тов является одним из приоритетных направлений дистанционного зондирования (ДЗ) при выявлении ловушек антиклинального типа, содержащих месторождения и проявления нефти и газа.
Результаты дешифрирования космоснимков представлены на рис. 1. Основными структурными элементами, определяющими тектоническое строение исследуемого района, являются разломы северо-восточного простирания и более поздние сдвиговые дислокации северо-западного простирания. Разломы северо-восточного простирания фиксируют границу вулкано-плутонического пояса мелового возраста с областью альпийской складчатости Корякии и Камчатки. Продолжением северо-восточных разломов на акватории являются Шели-ховский разлом и параллельные ему структуры. Глубинные разломы северо-восточного простирания главенствуют в определении структурного плана территории, разделяя ее на складчатые области, зоны и более мелкие структуры, контролируют расположение вулканогенных поясов. Глубинный характер ряда разломов определяется развитием вдоль них ультрабазитов. Кольцевые структуры, как правило, фиксируют узлы пересечения линейных разломов и центры вулканической активности. Среди кольцевых структур встречаются также более древние образования, развитые на участках коры переходного и континентального (лист Р-59) типов. На эти структуры наложены разломы субмеридионального и восток-северо-восточного простирания. К последним относятся Великий и Ветвейско-Хатыр-ский разломы, которые образуют Великохатырскую линейную зону дислокаций. В пределах этой зоны отмечается концентрация платино-хромитовых проявлений, а также сосредоточена основная часть
2 — Ветвейско-Хатырский 7 — Тихороченский
3 — Шелиховкий 8 — Пекульнейский
4 — Рекинникский 9 — Апукамайнский
5 — Кахтанаский 10 — Карагинский
Рис. 1. Результаты структурного космодешифрирования площади Р-57, 58, 59, 60 и 0-57, 58.
развитых в области альпийской складчатости постмагматических месторождений и проявлений золота, серебра, меди, сурьмы и ртути.
Среди субмеридиональных разломов наиболее значимые — Пекульнейский, Апука-Майнский и Карагинский глубинные разломы. Карагинский разлом отчетливо дешифрируется по космическим снимкам на территории восточного побережья Камчатки и фиксирует границу земной коры сокращенной мощности к западу от разлома и коры с преобладанием "базальтового" слоя восточнее разлома (Ротман, 2005); к северу по космогео-физическим данным Карагинский разлом трассируется через о. Карагинский и выходит на континент восточнее Ильпинского п-ова, где он приходит в соприкосновение с Ветвейскохатыр-ским разломом. Северное окончание Карагин-ского разлома фиксируется ультрабазитовыми интрузиями Сейнавского комплекса.
Среди продольных по отношению к складчатым структурам разломов наряду со сбросами и взбросами широко распространены надвиги, типичные для зон чешуйчато-надвигового строения. Поперечные разломы имеют характер сдвигов и сбросо-сдвигов. Наиболее молодые дизъюнктивы, развитые на ис-
следуемой площади, имеют северо-западное и запад-северо-западное простирание. Основными среди них являются Рекинникский, Кахтанаский, Тигильский и Тихореченский разломы.
Известные месторождения нефти и газа приурочены к узлам пересечения глубинных разломов Великохатырской зоны дислокаций и меридионального Пекульнейского разлома. Следует выделить такж
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.