© Коллектив авторов, 2000

ВЛИЯНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТИ ФУНДАМЕНТА НА ХАРАКТЕР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА

Т.В. Дмитриевская, С.Г. Рябухина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), П.И. Дворецкий, В.А. Пономарев (ОАО "Газпром"), В.А. Зайцев (МГУ им. М.В. Ломоносова)

Использование ранговых параметров для раздельного прогнозирования нефтяных и газовых месторождений показало высокую эффективность данного подхода при анализе неотектоники (Рябухина С.Г. и др.,1997, 1998; Дмитриевская Т.В. и др. 1998, 1999). Однако очевидно, что новейшая и современная геодинамика является лишь одним из многих факторов, контролирующих распределение УВ в осадочных бассейнах. Поэтому весьма перспективным представляется использование комплекса тектонодинамических критериев нефтегазоносности, охватывающих различные возрастные интервалы структурообразования. Важнейшим параметром, без которого невозможно представить себе полную картину формирования любого осадочного бассейна, является форма поверхности его фундамента. Структурная карта поверхности фундамента несет в себе информацию не только о глубине нахождения складчатого основания, но и о его тектонической истории, темпах седиментации, складчатых и разрывных деформациях и др. Все эти факторы, несомненно, оказывают определенное воздействие на характер распределения нефтегазоносности.

Поверхность фундамента Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна представлена сланцевыми и сланцево-эффузивными комплексами рифея и венда, прорванными интрузиями кислого и основного состава. По глубине залегания фундамента Тимано-Печорская плита разделяется на два блока: относительно приподнятый – Тиманская гряда, и погруженный – Печорская синеклиза ( рис. 1 ). В пределах Тиманской гряды в свою очередь выделяют три кулисообразно расположенных мегавала северо-западного простирания: Канино-Северотиманский, Четласско-Цилемский и Восточно-Тиманский. Глубина залегания фундамента на Тиманской гряде достигает 2,0-2,5 км, причем мощность платформенного чехла в целом увеличивается по направлению к южной оконечности структуры. Все выделенные мегавалы Тиманской гряды осложнены валами II порядка. В пределах Печорской синеклизы выделяют следующие основные структурные элементы: Ижма-Печорская впадина, Печоро-Колвинская структурная зона, Большеземельский свод, Предуральский краевой прогиб.

Ижма-Печорская впадина расположена восточнее Тиманской гряды. С запада она граничит с Тиманской грядой, на востоке – с Печоро-Колвинской структурной зоной и Предуральским краевым прогибом. Мощность осадочного чехла в пределах Ижма-Печорской впадины увеличивается с севера на юго-восток от 1 до 5 км.

Печоро-Колвинская структурная зона находится в центре Печорской синеклизы. Мощность осадочного чехла в пределах данной зоны достигает 8 км. Западная часть Печоро-Колвинской структурной зоны представляет собой опущенный блок фундамента, которому в осадочном чехле отвечает Печоро-Кожвинский мегавал. Восточная часть Печоро-Колвинской структурной зоны также представляет собой опущенный блок фундамента, которому в осадочном чехле отвечает Колвинский мегавал. Эти мегавалы разделены Денисовским прогибом.

Восточнее Печоро-Колвинской структурной зоны располагаются пологие изометричные малоамплитудные поднятия, которые объединяются в Большеземельский свод. И, наконец, входящая в состав Тимано-Печорского бассейна – северная часть Предуральского краевого прогиба. Данная структура представляет собой систему крупных компенсированных опускании с глубиной до фундамента 10-14 км.


Важно отметить существующую площадную упорядоченность (иерархию) в распределении тектонических структур на рассматриваемой территории, причем эта упорядоченность проявляется и по поверхности фундамента, и по подошве доманика, и по кровле карбонатов нижней перми, и по подошве четвертичных отложений ( рис. 2 ). Можно утверждать, что существует ранжированность тектонических структур фундамента, которая оказала определенное влияние на особенности строения платформенного чехла. На рис. 2 выделяются четыре основные группы, которые отнесены нами к структурам разного ранга: структуры с площадью < 0,6 тыс.км 2 отнесены к 3-му, наиболее локальному рангу, 0,6-4,5 тыс.км 2 – к 2-му рангу, с площадью от 4,5 до 15 тыс. км 2 – к 1-му наиболее крупному рангу и, наконец, структуры площадью > 15 тыс.км 2 являются надранговыми для рассматриваемой территории. Полученные результаты в сочетании с представлениями о тектонической делимости и упорядоченности структур позволяют рассматривать поверхность фундамента Печорской плиты как результат наложения движений разного масштаба. Подобный подход к изучению тектонического строения региона можно с известной долей условности отнести к гармоническому анализу. Этот метод даже без применения сложных приемов математической обработки позволяет выявить скрытую периодичность расположения тектонических структур и более обоснованно отнести их к различным рангам. Разделение суммарной поверхности тектонических структур фундамента на ранговые составляющие, по существу, мало чем отличается от известного метода скользящей средней, с помощью которого проводится сглаживание экспериментальных графиков для отсеивания влияния множества побочных факторов и выявления общих закономерностей анализируемой функциональной зависимости. Он сводится к частотной декомпозиции структурной поверхности фундамента с учетом выявленных ранее масштабных уровней, на которых происходят существенные изменения значений и ориентировки деформаций. Проведенные расчеты позволили построить три ранговые карты структур поверхности фундамента Тимано-Печорской плиты и ее обрамления в масштабе 1:1 000 000. Эти карты в совокупности с исходной поверхностью послужили исходным материалом для выявления статистической связи между данными параметрами и нефтегазоносностью рассматриваемой территории. Изучение этого влияния проводилось путем оценки вероятности встречи месторождений разного типа в зависимости от параметров поверхности фундамента. Значения вероятности рассчитывались как отношение площади месторождений, находящихся внутри выбранного интервала амплитуд структур поверхности фундамента или ее ранговых составляющих (Sam), к общей площади этого интервала (Sn) в пределах территории Тимано-Печорского бассейна:

Р = Sат/Sn.

Важно то, что данный параметр не зависит от характера распределения значений амплитуд структуры фундамента по площади и, следовательно, является более объективным. Значение Р в общем случае показывает нам вероятность встречи выбранного типа месторождений внутри площади, занятой анализируемым интервалом амплитуд. Она может принимать значения от 0. если в пределах площади данного интервала амплитуд нет ни одного месторождения, до 1, если площадь рассматриваемого интервала целиком приходится на месторождение. Представляется важным и то обстоятельство, что в случае, если рассматриваемый показатель (глубина поверхности фундамента или амплитуды ее ранговых составляющих) не связан с распределением нефтегазоносности, т.е. является величиной случайной, то значения Р будут стремиться к константе. В этом случае график зависимости будет иметь вид горизонтальной прямой. Присутствие максимумов и минимумов позволяет предположить (при достаточной репрезентативности выборки) наличие определенной связи между рассматриваемыми параметрами, а также судить о статистическом виде этой связи.

Для выявления характера зависимости между структурой поверхности фундамента и размещением месторождений УВ разного типа авторами данной статьи были использованы данные о местоположении более 150 известных месторождений Тимано-Печорского бассейна. Значения вероятности встречи рассчитывались раздельно для нефтяных и газово-газоконденсатных месторождений ( рис. 3 ).

Относительно повышенная степень вероятности встречи как нефтяных, так и газово-газоконденсатных месторождений вероятна на участках, где глубина поверхности фундамента варьирует от 2000 до 10000 м. Причем для нефтяных месторождений график имеет довольно сложную форму с тремя вершинами, имеющими значения вероятности 0,04 и выше, которые соответствуют глубинам фундамента -2500, -4000 и -6000 м. Газовые и газоконденсатные месторождения располагаются в более узком интервале глубин фундамента – от -4500 до -9000 м с максимальной вероятностью встречи на площадях, где фундамент находится на глубине 8500 м. Таким образом, выявляются особенности характера распределения нефтяных и газовых месторождений, которые еще более заметны, если рассматривать ранговые составляющие структуры поверхности фундамента. Так, на рис. 3 показана вероятность встречи нефтяных и газовых месторождений в зависимости от значения амплитуды структур 2-го ранга поверхности фундамента, т.е. структур, имеющих площадь 0,6-4,5 тыс.км 2. По отношению к структурам данной размерности нефтяные месторождения располагаются в интервале амплитуд от -1800 до 1600 м, причем можно отметить несколько большую их приуроченность к наиболее приподнятым и, напротив, к наиболее прогнутым частям структуры данной размерности. Газовые и газоконденсатные месторождения четко приурочены к отрицательным структурам 2-го ранга. Следовательно, и здесь мы наблюдаем характерные различия в размещении УВ разного типа.

Эти различия еще более заметны, если обратиться к зависимости вероятности встречи месторождений разного типа от значения амплитуды поверхности фундамента 3-го (наиболее локального) ранга (см. рис. 3 ). Вероятность встречи нефтяных месторождений наиболее высока в экстремумах данной структурной поверхности -1600 и 1600 м, в то время как газовые и газоконденсатные месторождения имеют слабовыраженную тенденцию к размещению в области нулевых отметок амплитуд структур 3-го ранга.

Подводя итог изложенному, можно сделать следующие выводы.

Во-первых, различия в характере распределения месторождений разного типа в зависимости от структуры поверхности фундамента прослеживаются отчетливо. Нефтяные месторождения располагаются в более широком диапазоне глубин поверхности фундамента и, кроме того, тяготеют к наиболее приподнятым и опущенным участкам структурных поверхностей 2-го и 3-го рангов.

Газовые же месторождения с большей вероятностью можно встретить там, где поверхность фундамента наиболее погружена, а локальные структуры имеют сравнительно малую амплитуду.

Во-вторых, ранговый подход к рассмотрению структуры поверхности фундамента позволяет выявить скрытые закономерности в характере связи данной структурной поверхности и размещения нефтяных и газовых месторождений.

Выявленные закономерности позволяют провести вероятностное прогнозирование обнаружения месторождений разного типа с использованием структурных особенностей поверхности фундамента Тимано-Печорского бассейна в качестве поискового критерия.

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. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПОВЕРХНОСТИ ФУНДАМЕНТА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА И ЕГО ОБРАМЛЕНИЯ

1 – изогипсы поверхности фундамента, м

РИС. 2. ХАРАКТЕР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ СТРУКТУР ПО ПЛОЩАДИ ДЛЯ СЕВЕРА ЕВРОПЕЙСКОЙ ЧАСТИ РОССИИ (ПО РЫЖОВУ И.Н. 1988 )

Структуры: А – неотектонические, Б – выделяемые по кровле нижнепермских отложений (р 1 ), В – отбиваемые по подошве доманикова горизонта (D3 dm), Г – выделяемые по поверхности фундамента

РИС. 3. ВЕРОЯТНОСТЬ ВСТРЕЧИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЗНАЧЕНИЙ АМПЛИТУД СТРУКТУРЫ ФУНДАМЕНТА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА

Месторождения: 1 – нефтяные, 2 – газовые и газоконденсатные

По материалам сайта: http://geolib.narod.ru