ЛИТОЛОГИЯ И ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ, 2015, № 5, с. 445-458
УДК 550.8:004.9
МОДЕЛИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ ЗОНЫ СОЧЛЕНЕНИЯ РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ И УРАЛА
© 2015 г. В. Ю. Керимов, А. А. Горбунов*, Е. А. Лавренова*, А. В. Осипов
Кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина 119991 Москва, Ленинский проспект, 65, корп. 1; E-mail: alexander.v.osipov@gmail.com *ОАО "Союзморгео" 353460 Геленджик, ул. Красногвардейская, 39; E-mail: lavrenovaelena@mail.ru Поступила в редакцию 17.04.2013 г.
В статье приведены результаты численного бассейнового моделирования генерационно-аккумуляци-онных углеводородных систем четырех нефтегазоносных комплексов зоны сочленения Русской платформы и Урала: нижнедевонско-франского, франско-турнейского, визейско-башкирского и нижнепермского. По каждому нефтегазоносному комплексу проведено ранжирование изучаемой территории с точки зрения перспектив нефтегазоносности.
DOI: 10.7868/S0024497X15050031
При геологоразведочных работах на нефть и газ в России в последнее время широко применяется концепция генерационно-аккумуляцион-ных углеводородных систем (ГАУС), предложенная в конце прошлого столетия американским геологом Л. Магуном (Leslie B. Magoon).
Под ГАУС понимается система природного происхождения, состоящая из очага генерации и всех генетически связанных с ним углеводородов (УВ). Эта система включает все необходимые для образования залежей углеводородов в осадочном бассейне элементы (нефтегазоматеринские толщи, резервуары, флюидоупоры, перекрывающие породы) и процессы (генерация, миграция и аккумуляция УВ и образование ловушек) [Magoon, Dow, 1994].
Процесс моделирования генерационно-акку-муляционных углеводородных систем предполагает комплексирование результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, что позволяет провести всесторонний анализ проблемы образования и сохранения залежей УВ и обеспечивает обоснованный прогноз нефтегазоносности осадочного бассейна.
В рамках настоящей работы впервые для южной части Предуральского прогиба (ПП) (Оренбургская область) и сопредельной области Восточно-Европейской платформы было выполнено численное трехмерное бассейновое моделирование с целью оценки перспектив нефтегазоносно-сти осадочного разреза в пределах указанной территории.
ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ
Область исследований располагается в зоне сочленения юго-восточной части Волго-Ураль-ской антеклизы, где в структурно-тектоническом отношении выделяются Соль-Илецкий свод (СИВ) и Восточно-Оренбургское сводовое поднятие (ВОСП), Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины.
В свою очередь, в строении Предуральского прогиба выделяются три субмеридионально-вытя-нутых элемента: западная, центральная и восточная зоны. Западная зона представляет собой ступенчато погружающийся на восток склон платформы, ориентированный в меридиональном направлении. Границы Предуральского прогиба с Восточно-Оренбургским сводовым поднятием и Соль-Илецким сводом в нижних структурных этажах проходят по меридиональным тектоническим нарушениям. В заволжско-кожимское, окско-башкирское, московско-артинское время границе, в большинстве случаев, соответствует флексура. Осевая зона Предуральского прогиба соответствует депрессионной фации глубоководного некомпенсированного прогиба артинского возраста. В позднекаменноугольно-артинское время положение депрессионной зоны постепенно смещалось на запад от формирующейся зоны Уральской складчатости в связи с постепенным расширением зоны прогиба. Восточная зона ограничена на западе высокоамплитудной флексурой (200—500 м), которая одновременно является границей нижне-
пермской молассы, на востоке она примыкает к передовым складкам Урала. Восточная зона занимает больше половины площади ПП и характеризуется значительной структурно-формационной неоднородностью.
Наряду с меридиональной отмечается и субширотная расчлененность прогиба. В северной части структурные зоны имеют преимущественно северо-восточную ориентировку, типичную для районов ВОСП (Ольшанской, Майорской и других зон). Средняя часть прогиба отделена от северной нарушением, являющимся восточным продолжением Оренбургского разлома. Здесь почти до западного склона Урала по додевонской и девонской поверхностям и до восточного борта Предуральского прогиба по кровле башкирских и артинских отложений выделяется блок, ориентированный, как и соседний район Соль-Илецкого свода, субширотно. В его пределах сейсморазведкой выделено не менее трех ступеней резкого погружения на восток. Из них западная, непосредственно примыкающая к Оренбургскому блоку, является наиболее приподнятой в Предуральском прогибе. Средняя и восточная ступени по глубине незначительно отличаются от осевой и восточной зон северной части прогиба. Меридиональная зональность нарушается диагональной северо-восточной флексурой, являющейся продолжением южного склона Оренбургского блока. Она ограничивает южный, более погруженный участок, где картируются вытянутые в меридиональном направлении линейные структуры.
В осадочном чехле Оренбургской области к настоящему времени открыто большое количество нефтяных, газонефтяных, газоконденсат-ных и газовых залежей, приуроченных к терри-генным и карбонатным отложениям девонской, каменноугольной и пермской систем. В пределах зоны сочленения Русской платформы, Урала и Прикаспийской синеклизы бурением изучены нижнедевонско-франский, франско-турнейский, визейско-башкирский и нижнепермский нефтегазоносные комплексы (НГК). Нефтегазонос-ность доказана в трех из них: франско-турней-ском, визейско-башкирском и нижнепермском. Нижнедевонско-франский НГК рассматривается в качестве перспективного.
Промышленная нефтегазоносность франско-турнейского НГК установлена в пределах Восточно-Оренбургского сводового поднятия (месторождения Ольшанское, Майорское и др.). На Соль-Илецком своде основными НГК являются визейско-башкирский и нижнепермский.
В пределах западной бортовой зоны Преду-ральского прогиба небольшие промышленные скопления углеводородов обнаружены в башкирских отложениях — месторождения Рождественское, Староключевское, Теректинское, Южно-
Оренбургское, а также в отложениях нижней перми — месторождения Западно-Рождественское и Совхозное. Все выявленные залежи по количеству оцененных запасов относятся к категории мелких и располагаются на глубинах, не превышающих 3.5 км.
Вместе с тем, именно с Предуральским прогибом и, в том числе, с его осевой и восточной зонами связываются основные перспективы наращивания ресурсной базы этой части Оренбургской области. Подтверждением этому служат многочисленные нефтегазопроявления, установленные бурением в турнейских (скважина 110 Предураль-ская) и башкирских (скважины 250 Буранчин-ская, 106 Предуральская, 10 Староказлаировская, 640 Слудногорская, 120 Буртинская) отложениях, а также открытое в 2006 г. Акобинское месторождение. Кроме того, по результатам геофизических исследований в пределах прогиба выявлено большое количество перспективных поднятий, в том числе и крупных.
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ
Основополагающее значение для моделирования имеет исходная информация, ее объем и качество определяют корректность построенной модели и степень неопределенности полученных выводов.
Комплект исходных данных для моделирования углеводородных систем зоны сочленения Русской платформы и Урала определялся требованиями используемого программного обеспечения (Ре^оМоё, 8еЫишЪег§ег), а также количеством и качеством материалов, которые были собраны в процессе обобщения доступной геолого-геофизической и геохимической информации по изучаемому региону.
Основные блоки необходимых данных включают: геометрические характеристики бассейна (структурно-тектонический каркас), литолого-фациальную характеристику осадочных комплексов, современные сведения об основных геологических событиях (периоды осадконакопления, перерывы, размывы), граничные условия (тепловой поток, палеобатиметрия, температура на поверхности дна палеобассейна).
Для построения структурно-тектонического каркаса района исследований использовались структурные карты по кровле додевонских, терри-генных девонских, турнейских и башкирских отложений, по подошве и кровле соленосной толщи кунгура, а также по кровле мезозойских пород. Дополнительно была использована топографическая карта изучаемого района Оренбургской области.
Для надежной реконструкции условий соляного диапиризма при ЪаекзМрр^ анализе (процедуре последовательного "снятия" слоев в по-
следовательности, обратной геохронологической) надсолевая часть разреза была разделена на 7 слоев (верхнепермский, нижне-, средне- и верхнетриасовые, юрский, меловой и палеоген-четвертичный), согласно опубликованным данным по соотношению отложений соответствующего возраста в пределах основных структурно-тектонических элементов района исследований.
Временные интервалы, соответствующие периодам накопления основных осадочных комплексов, выделялись в соответствии с Международной геохронологической шкалой.
Для литологической характеристики каждого слоя при моделировании были выделены соответствующие литотипы с использованием специального модуля PetroMod Lithology Editor на основании опубликованных данных о литолого-фациальных особенностях отложений соответствующего возраста и литолого-стратиграфиче-ского расчленения разрезов скважин.
Граничные условия — изменения теплового потока и палеоглубин в течение эволюции бассейна — были заданы по опубликованным материалам.
В частности, для определения теплового потока были использованы сведения, приведенные в работах по тепловому полю, и карта теплового потока Урала [Голованова, 2003; Голованова, Сальманова, 2008; Сальников, 1984]. С учетом этих данных рассчитывалась модель с постоянным тепловым потоком равным 40 мВт/м2.
Определение палеоглубин моделируемого бассейна выполнялось с использованием атласа ли-толого-палеогеографических карт СССР [Виноградов, 1969], Русской платформы и ее геосинклинального обрамления [Виноградов, 1961]. С учетом этих данных и по аналогии с современным
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.