Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. История геолого-геофизического изучения Северного Сахалина 7
Глава 2. Общая структурно-стратиграфическая характеристика. 18
2.1. Стратиграфия районов исследований. 21
2.2. Структурная характеристика. 43
2.3. История геологического развития и обстановки осадконакопления. 51
Глава 3. Условия формирования нефтегазоносности шельфа Северного Сахалина. 63
3.1. Нефтегазоносность прилегающих районов. 64
3.2. Нефтегазоматеринские породы и их потенциал. 67
3.2.1. Кремнистые породы. 67
3.2.2. Терригенно-глинистые породы. 68
3.3. Коллекторы и флюидоупоры. 70
3.4. Возможные типы ловушек. 73
Глава 4. Численное моделирование нефтегазоносных систем. 79
4.1 .Состояние проблемы. 79
4.2.Методологические основы, некоторые термины и данные используемые в моделировании. 82
4.3. Модели нефтегазоносных систем Северо-Сахалинского осадочного бассейна. 85
Глава 5. Оценка потенциальных ресурсов УВ и геологических рисков. 124
Заключение. 132
Список литературы. 134
- История геолого-геофизического изучения Северного Сахалина
- Стратиграфия районов исследований.
- Нефтегазоносность прилегающих районов.
Введение к работе
Актуальность работы. Проблема освоения углеводородного потенциала Охотоморского региона, в первую очередь шельфа о. Сахалин, является важным фактором решения программ социально-экономического развития Дальнего Востока и отвечает стратегическим интересам Российской Федерации.
Текущая добыча углеводородов (УВ) сосредоточена на акватории Северо-Восточного Сахалина в пределах Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна (НГБ), где доказанные запасы открытых месторождений составляют не более 30% от общего потенциала островного шельфа.
Качество научного прогноза и эффективность нефтепоисковых работ на шельфе Сахалина и в целом Охотоморского региона должно основываться на теоретических представлениях о генезисе нефти и газа и на всестороннем анализе имеющейся геолого-геофизической и геохимической информации, определяющих достоверность используемой геологической модели объекта.
Целью исследований является оценка перспектив выявления новых
скоплений УВ шельфа Северного Сахалина с использованием методов
бассейнового моделирования. В работе рассматриваются нефтегазоносные
системы двух крайних участков НГБ в пределах шельфовой части: западного -
Астрахановского и восточного — Северо-Шмидтовского по критериям
ф генерации УВ в нефтегазоматеринских толщах; аккумуляции УВ в ловушках и
их консервации. Эта цель достигалась путем решения следующих основных
задач: 1) изучения геологического строения района; 2) реконструкции этапов
осадконакопления и структурообразования; 3) выявления основных
закономерностей и особенностей формирования температурного режима; 4)
изучения истории созревания органического вещества пород и анализ
реализации УВ потенциала материнских толщ; 5) определения
закономерностей миграции УВ и их аккумуляции в прогнозируемых
ловушках; 6) оценка потенциальных ресурсов и геологических рисков.
Научная новизна и практическая ценность работы заключается в
выделении и рассмотрении в осадочном чехле нефтегазоносной системы,
определении ее генезиса и степени реализации генерационного потенциала в
пределах двух перспективных участков шельфа Сахалина, различающихся
степенью своей изученности. Впервые, на основе компьютерных технологий,
смоделированы особенности процессов генерации, миграции и аккумуляции
УВ происходящих в изучаемой системе. Использование результатов
моделирования позволило оценить перспективные ресурсы УВ локальных
объектов и ранжировать их по очередности проведения геолого-геофизических
работ. Некоторые вопросы и методы изучения нефтегазоносности,
рассмотренные в диссертации, решаются и используются для исследуемой
части акватории, и Охотоморского региона в целом, впервые.
Фактический материал. В основу диссертации легли результаты обобщения исследований автора, проводившихся с 1997 года в составе службы интерпретации ОАО «Дальморнефтегеофизика» и связанных с решением вопросов нефтегазоносности осадочных бассейнов Охотского моря. В работе использован обширный материал из производственных отчетов и опубликованных работ по вопросам стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности исследуемого района. Представленная работа была бы невозможна без успехов достигнутых в изучении геологии и нефтегазоносности региона коллективами научных и производственных
организаций, а также достижений отечественных и зарубежных
исследователей в этой области науки.
Публикации и апробация работы. По теме диссертации персонально и в соавторстве опубликован ряд статей и тезисов. Основные результаты исследований отражены в виде специальных глав в производственных отчетах, а также докладывались: на 2-ой Международной конференции «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований» (Геленджик, 2001); Международном научном симпозиуме «Строение, геодинамика и
металлогения Охотского региона и прилегающих частей Северо-Западной
Тихоокеанской плиты» (Южно-Сахалинск, 2002); Всероссийском совещании,
* посвященном 90-летию академика Н.А.Шило (XII годичное собрание Северо-
Восточного отделения ВМО) «Геодинамика, магматизм и минерагения
континентальных окраин Севера Пацифики» (СВКНИИ ДВО РАН, Магадан,
2003); семинаре пользователей Temis2D (ФИН, Париж, 2003); Международной
научно-практической Конференции «Настоящее и будущее сырьевой базы
морской нефтегазовой промышленности России» (ВНИГРИ, Санкт-Петербург,
2004); XVIII конференции молодых ученых «Молодые научные резервы
Сахалина. Наука и развитие региона» (ИМГиГ ДВО РАН, Южно-Сахалинск,
2004); II Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных
бассейнов» (РГУНГ им. И.М.Губкина, Москва, 2004).
Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы составляет 143 страницы машинописного текста, включая 45 рисунков и 6 таблиц. Список использованной литературы включает 75 наименований.
Благодарности. Диссертация выполнена в ОАО
«Дальморнефтегеофизика» при всесторонней поддержке и помощи главного геолога В.В.Куделькина. Научное руководство и постоянное внимание к работе профессора кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В.Ломоносова О.К.Баженовой способствовало ее завершению.
* Особую благодарность автор выражает руководству ОАО
«Дальморнефтегеофизика»: Генеральному директору Э.Я.Кроппу и
Исполнительному директору В.И.Чухонцеву за предоставленную возможность
выполнения данной работы и использование производственных материалов.
Автор искренне признателен кандидатам геол.-мин. наук Г.Е.Яковлеву (МГУ им. М.В.Ломоносова), Л.И.Митрофановой (Дальневосточный филиал ФГУ Н1Ш «Росгеолфонд», г. Южно-Сахалинск), Е.В.Грецкой (ИМГИГ ДВО РАН, г. Южно-Сахалинск), А.Э.Жарову (ЗАО «Сахалинские проекты», г.
Южно-Сахалинск) за обсуждение ключевых вопросов, советы и замечания при подготовке работы.
Глубокую признательность за помощь по вопросам работы программы Temis2D автор выражает зарубежным коллегам Французского Института Нефти компании Beicip-Franlab: Б.Таупину, Б.Ероуту, С.Верриер, И.Бобб и М.Сент-Жермес.
Автор выражает благодарность специалистам ОАО
«Дальморнефтегеофизика» за многолетнее сотрудничество, возможность консультироваться и обсуждать результаты работ.
История геолого-геофизического изучения Северного Сахалина
В семидесятые и восьмидесятые годы ИМГИГ и ТОЙ ДВНЦ АН СССР в рамках международной программы океанического бурения (DSDP, IPOD) проводились масштабные исследования по драгированию выходов фундамента и отбору проб донных осадков. К настоящему времени драгирование проведено в более 1700 пунктах и получен большой материал о вещественном составе и возрасте пород дна Охотского моря (Гнибиденко, Ильёв, 1976; Васильев и др., 1984; Корнев и др., 1989а, 19896).
Наряду с фундаментальными исследованиями, проводимыми в Охотоморском регионе, все большее значение для изучения внутренней структуры осадочного чехла приобретали сейсмические исследования МОВ. До 1976 года эти работы выполнялись преимущественно академическими организациями (ТОЙ и ИМГИГ) по методике МОВ НСП и Тихоокеанской экспедицией «Союзморгео» (ныне ОАО «Дальморнефтегеофизика») методом МОВ ОНП и были недостаточно информативны.
С 1978 года геофизические исследования, проводимые ОАО «Дальморнефтегеофизика», стали носить планомерный характер. Комплекс исследований включал в себя сейсморазведку МОВ ОГТ, набортную гравиметрию, магнитометрию. Применение сейсморазведочных работ на более высоком техническом уровне (увеличение кратности до 24 - 48 , применение плавучей пьезокосы, использование современного навигационного оборудования и методов цифровой обработки) привело к улучшению качества сейсмического материала (Рис. 2).
Геофизические исследования позволили изучить региональное строение кайнозойского осадочного чехла и поверхности акустического фундамента, определить их возраст, провести тектоническое и нефтегеологическое районирование в масштабе 1:500000, наметить перспективные районы для постановки детальных работ, определить точки заложения параметрических скважин.
В 1998 году на Астрахановской морской структуре выполнена 3D сейсмическая съемка, включающая 745 км2 перекрывающихся сейсморазведочных данных. Краткая информация по геофизической изученности изучаемой части шельфа Северного Сахалина приведена в таблице Основным промышленно нефтегазоносным и перспективным из всех осадочных бассейнов, расположенных в Охотоморском регионе, является Северо-Сахалинский нефтегазоносный бассейн, в экваториальной части которого открыты все крупные месторождения шельфа Сахалина.
Первое месторождение суши — Охинское открыто на севере Сахалина в 1923 году, где, начиная с 1928 года, ведётся промышленная добыча нефти. Всего на острове открыто 62 месторождения: 20 нефтяных, 13 газовых, 17 газонефтяных и нефтегазовых, 7 газоконденсатных, 5 нефтегазоконденсатных. В пределах Охино-Эхабинской зоны нефтегазонакопления Северо-Сахалинского НГБ открыты месторождения УВ сопредельные изучаемому участку шельфа: Северная Оха, Оха, Южная Оха, Эхаби, Тунгор, Восточное Эхаби, Восточно-Кайганское. Ниже, в таблице 2 дана их краткая характеристика (The petroleum geology..., 1993).
В 1977 году открыто первое на шельфе нефтегазоконденсатное месторождение Одопту-море, по своим запасам значительно превышающее любое месторождение острова. Разведка Одоптинского месторождения, приуроченного к одноименной 3-х купольной структуре, длилась 7 лет - с 1977 по 1983 год. За этот период были пробурены 3 поисковые и 12 разведочных скважин.
Стратиграфия районов исследований
Рассматриваемый интервал разреза на п-ове Шмидта представлен мачигарской и тумской свитами (Решения...., 1998). Основание кайнозойского разреза слагает мачигарская свита, являющаяся стратотипом одноименного регионального горизонта Северного Сахалина. В опорном Мачигарском разрезе п-ова Шмидта она начинается угленосной песчаной пачкой с базальным конгломератом в основании. Мощность пачки изменяется от 20-30 м до 80 м. Она содержит несколько пластов бурого угля мощностью до 1 м. В основании разреза выделяются угленосные слои небольшой мощности. Из нижней угленосно-конгломерато-песчаной части свиты выделены комплексы моллюсков {Mytilus littoralis — Corbicula sitakaraensis; Papyrieda harrimani Macoma sejugata, Nemocardium iwakiense — Thracia schmidti) и фораминифер {Trochammina matschigarica, Miliammina sp.\ указывающие на поздне эоценовый возраст отложений. Верхняя, большая часть свиты охарактеризована моллюсками (Trachycardium kinsimarae — Yoldia matschigarica; Acila oyamadensis), фораминиферами (Haplophragmoides laminatus, Psendoelphidiella subcarinata), в верхах разреза диатомеями (зона Thalassiosira praefraga) и споро-пыльцевым спектром (центрально-тамлевский палинокомплекс Северного Сахалина), в совокупности обосновывающими олигоценовый возраст свиты. По представительным комплексам моллюсков и фораминифер большая часть верхнего разреза свиты относится к нижнему олигоцену (Экосистемы..., 1999).
Для вышележащей тумской свиты характерны кремнистые алевролиты, аргиллиты и туфоалевролиты с карбонатными конкрециями, чередующиеся с опоками. Общая мощность свиты колеблется от десятков метров (на выступах докайнозойского основания) до 1 км, в опорном разрезе она составляет 475 м. Граница с нижележащей мачигарской свитой большинством исследователей принята согласной, хотя в Мачигарском разрезе в основании свиты присутствуют линзы конгломератов и редкие глыбы гранитов и эффузивов (Гладенков, 1998), а в районе Пильского разреза на границе свит установлена пачка лавобрекчий и туфобрекчий андезибазальтов с возрастом вулканитов около 30 млн. лет. Возраст свиты по комплексам моллюсков (Delectopecten watanabei — Nuculana tumiensis; Cardiomya mqjanatschensis; Chlamys donmilleri — Mytilns ochotensis) и фораминифер (Haplophragmoides carinatus, Porosorotalia tumiensis, Cyclammina pacifica, Isladiella curvicamerata) сопоставлен с верхней частью даехуриинского и нижней частью уйнинского региональных стратиграфических горизонтов и определен поздним олигоценом - началом раннего миоцена (Экосистемы..., 1999). В юго-восточной части Северо-Сахалинского бассейна горизонт выделен в объёме даехуриинской свиты (стратотип по р. Даги).
На сейсмических разрезах комплекс представлен низкоамплитудными непротяженными отражениями (Рис. 9). На некоторых сейсмических разрезах в пределах Астрахановской антиклинальной зоны в верхней части даехуриинского комплекса наблюдается двух-трехфазное высокоамплитудное отражение, которое связано с наличием песчаных пластов, образованых при кратковременной регрессии в позднем олигоцене.
Выделяемая нижняя (условно палеоцен - нижнеэоценовая ) часть палеогенового комплекса (Рис. 4, 5) распространена неравномерно и выполняет Томинский прогиб в центральной части Северо-Шмидтовского участка.
Нефтегазоносность прилегающих районов
Результаты геохимических исследований показали, что кремнистые породы шельфа обладают повышенным нефтематеринским потенциалом и условиями для его реализации (Куликов и др., 1997). Кремнистые толщи благоприятны для формирования аутигенной нефтеносности, т.е. являются одновременно нефтематеринскими и нефтесодержащими. Условием формирования аутигенной нефтеносности этих кремнистых толщ является пространственное, а в большинстве случаев и временное единство процессов генерации УВ и трансформации минералов кремнезема, способствующее формированию коллектора (Баженова, 1992).
В изучаемом районе кремнистый состав, как описывалось в главе 2.1, имеют породы палеогенового и неогенового возрастов. Мачигарско-даехуриинский комплекс характеризуется постоянством литолого-фациальной характеристики по площади и сложен кремнистыми аргиллитами, накапливавшимися в условиях открытого глубокого моря. По результатам геохимических исследований кремнистых морских отложений поисковой скважины № 1 Хангузинской в интервале 600-1150 м (пильская свита) максимальные концентрации Сорг (0,96-1,45 %) свойственны диатомитам, слагающим верхнюю часть разреза. В опоках и кремнистых аргиллитахколичество Сорг снижается до 0,45-1,21 %. Содержание битумоидов,
напротив, вниз по разрезу значительно увеличивается и составляет в диатомитах (ХБ + ССБ) 0,04-0,06 %, в опоках и кремнистых аргиллитах - 0,07-0,12%, с преобладанием нейтральных битумоидов (ХБ/ССБ - 2,4). В компонентном составе ХБА характерно высокое содержание масел (61-84 %). Характер распределения н-алканов свидетельствует о смешанном составе исходного ОВ с преобладанием планктоногенной составляющей.
Образования нижнего и среднего миоцена включают отложения уйнинского и дагинского осадочных комплексов (на п-ове Шмидта аналог -пильская свита) мощностью до 2 км, представлены, в основном, глинисто-кремнистыми образованиями. По степени катагенеза (Ro - 0,6-0,9 %) и содержанию РОВ (1,2-1,8 %) толща обладает хорошей генерирующей способностью.
На п-ове Шмидта маямрафская свита позднемиоценового возраста представлена диатомитами и опоками. Преобразованность пород соответствует градации катагенеза ПК2 (Ro 0.4 %). Содержание Сорг и битумоидов колеблется в широких пределах: Сорг от 0.01 до 2.9 % (в силицитовых разностях), ХБА от «следов» до 0.11 %, Р - 1 до 9 %, рСБ - 8-25 %, преобладают кислые компоненты битумоидов. Водородный индекс (HI) изменяется от 170 до 315 кг УВ/т Сорг.
Терригенно-глинистые породы имеют гораздо большее распространение в разрезе Северного Сахалина и охватывают весь возрастной интервал кайнозоя.
Уйнинская свита на острове характеризуется алеврито-глинистым составом пород. Содержание Сорг и битумоидов, в этих отложениях, в целом ниже, чем в породах даехуриинской свиты, мода 0.5 % и 0.01 % соответственно. Дагинский комплекс имеет региональное распространение и представлен толщей переслаивания аргиллитов, песчаников и глин. Условия накопления менялись от континентальных на западе Северного Сахалина до прибрежно-морских на востоке. Соответственно меняется и состав РОВ от преимущественно гумусового до сапропелевого. Модальные значения Сорг в глинистых разностях - 0.95 %.
Средне-верхнемиоценовые и нижнеплиоценовые образования представлены окобыкайским и нутовским комплексами. Отложения комплексов широко распространены на исследуемом участке и представлены, по-видимому, преимущественно глинистыми фациями с подчиненным чередованием пластов песчаников аргиллитов и алевролитов, характеризуются значительной фациальной изменчивостью по латерали. Мощность окобыкайско-нутовских отложений колеблется в пределах 0-3,5 км.
Содержание Сорг в глинистых породах окобыкайского комплекса колеблется от 0.3 до 1.2 % в пределах суши. В отложениях окобыкайского комплекса шельфа эти значения варьируют от 0.8 до 1.7 %. Степень катагенетической преобразованности ОВ комплекса изменяется от ПК2 на западе Северного Сахалина до уровня границы МК1-МК2 на большей части бассейна. В целом, в толще преобладает кероген II типа (Тиссо, Вельте, 1980).
Средние содержания Сорг в глинистых породах нутовского комплекса по разрезу и площади меняются от 0,5 до 1,5 %. Средние содержания Ч хлороформеннного битумоида составляют 0,4-0,69 %, превышая в 1,2-1,4 раза содержания спиртобензольного битумоида. В компонентном составе хлороформенного битумоида велика роль масел (60-70 %). Максимум в распределении н-алканов распространяется в области углеводородов С15-С20, что свидетельствует о значительнй роли планктоногенной составляющей в составе керогена и о хорошем качестве нефтегазоматеринских пород. По содержанию РОВ (1,2-2,5 %), степени катагенетической преобразованности (Ro - 0,6-0,85 %), толща обладает хорошей генерирующей способностью и может рассматриваться как нефтегазоматеринская.
