В.П. Шептунов (ТПО ВНИГРИ)

На сводных структурных картах крупных нефтегазоносных районов и областей при переходе от участков с субгоризонтальным залеганием пород к моноклиналям число антиклинальных структур замкнутого контура начинает быстро сокращаться по мере увеличения углов регионального наклона горизонтов (j_рег), по которым эти карты построены. Так, например, из 790 антиклинальных структур с площадью свыше 3 км², надежно выявленных и оконтуренных сейсморазведкой в Тимано-Печорской провинции (ТПП), более 72 % располагаются на участках, где j_рег не превышает 1°. В то же время площадь этих участков составляет всего лишь около 42 % от общей площади перспективных земель провинции (таблица).

Для оценки влияния регионального наклона на структуроносность воспользуемся такими ее показателями, как число антиклинальных структур n_с и их суммарная площадь SS_с приходящимися на 1 тыс. км² перспективных земель. На рис. 1 видно, что эти показатели быстро уменьшаются с увеличением j_рег. Наличие экстремума (3–5°) объясняется появлением во внутренних частях впадин Предуральского краевого прогиба высокоамплитудных надвиговых структур. Интенсивного регионального погружения в сторону складчатого Урала недостаточно, чтобы расформировать такие структуры.

Используя данные таблицы, нетрудно подсчитать, что если бы на всей территории ТПП породы залегали субгоризонтально (j_рег<0º30'), то число надежно выявленных структур составило около 1600. Но под влиянием регионального наклона отдельных участков провинции более половины из них оказались расформированными. На картах эти структуры проявляются (в зависимости от ориентировки их осей к азимуту регионального падения пород) в виде носов, террас, расширения изогипс, а иногда вообще не находят заметного визуального отображения [3]. Между тем они изучены сейсморазведкой с той же детальностью, что и нерасформировавшиеся структуры.

В условиях ТПП с помощью детальных карт локальной составляющей структурных планов можно не только оконтуривать и определять параметры расформированных структур, но и намечать в их пределах участки, наиболее оптимальные для заложения поисковых скважин. Так, на рис. 2 изображен структурный план Изкосьгоринской площади по подошве доманика, построенный по данным бурения, и схема его локальной составляющей. Из-за незначительных размеров участка вычисление локальной составляющей проведено вручную по четырехточечной схеме с радиусом осреднения R=2,82 км. На этой же площади поддоманиковые отложения моноклинально погружаются в северо-восточном направлении под углом около 1°. Здесь в 1956–1957 гг. в среднедевонских песчаниках в зоне их выклинивания было открыто месторождение газа.

На схеме локальной составляющей нашли четкое отображение две расформированные структуры: северная и южная, размером 8x4 и 11,5x4,5 км соответственно. При радиусе осреднения R=2,82 км их амплитуды составили около 15 м. Для сводовых частей этих структур характерны, по-видимому, участки с повышенными коллекторскими свойствами (песчанистость, трещиноватость) среднедевонских песчаников, так как именно здесь в скв. 9, 29, 30 были получены максимальные притоки газа. Интересно отметить, что сводовой части южной структуры соответствует участок повышенной трещиноватости также и в рифейских сланцах фундамента, из которых в скв. 21 был получен приток газа дебитом 6,4 тыс. м³/сут.

На Джебольской площади в 1959 г. из среднедевонских песчаников пласта II (скв. 31) был получен фонтанный приток конденсатного газа дебитом 370 тыс. м³/сут. Здесь на фоне моноклинального погружения среднедевонских отложений в восточном направлении под углом около 1° вырисовывается структурный нос, в пределах которого и была пробурена скважина-первооткрывательница этой залежи (рис. 3). На карте локальной составляющей пласта II, составленной по той же схеме, что и для Изкосьгоринской площади, на месте структурного носа четко оконтуривается расформированная в результате регионального наклона структура при R = 2,92 км с амплитудой около 15 м и площадью 29 км². Как видно на рис. 3, остальные скважины были пробурены за пределами этой структуры и оказались непродуктивными. И в этом случае повышенные коллекторские свойства пласта II, имеющего распространение на всей рассматриваемой площади, отмечаются в присводовой части расформированной структуры. По ее периферии песчаники этого пласта имеют пониженную проницаемость и являются экраном, что и способствовало сохранению залежи в условиях моноклинального залегания.

К сожалению, в геологических и геофизических организациях, ведущих нефтегазопоисковые работы на территории ТПП, методика снятия регионального фона со структурных карт пока не находила широкого применения. В настоящее время в Тимано-Печорском отделении ВНИГРИ с использованием ЭВМ ведутся работы по разделению структурных планов по опорным отражающим горизонтам на локальную и региональную составляющие. Закончена обработка участка Малоземельной моноклинали площадью около 5500 км². В его пределах региональный наклон кровли нижнепермско-каменноугольных карбонатов (отражающий горизонт I) составляет около 1°. По этому горизонту сейсморазведкой при довольно высокой плотности наблюдений (около 0,8 км/км²) удалось выявить 9 антиклинальных структур замкнутого контура суммарной площадью 47 км². Работы по снятию регионального фона дали возможность в пределах этого участка оконтурить и оценить параметры 54 расформированных антиклиналей площадью от 3 до 64 км² при их суммарной площади 970 км². Значительная часть из них представляет определенный нефтегазопоисковый интерес.

Из приведенных примеров виден эффект использования методики снятия регионального фона со структурных карт как при оконтуривании и оценке параметров расформированных антиклинальных структур, так и при выборе наиболее оптимальных условий для заложения поисковых и разведочных скважин на моноклиналях. Первые результаты дают основание утверждать, что только за счет обработки структурных карт по опорным отражающим горизонтам в ТПП в пределах моноклиналей можно выявить и оценить параметры не менее 450 расформированных структур суммарной площадью около 9,8 тыс. км².

1. Коган А.Б. Построение и использование карт превышения для выявления погребенных платформенных поднятий // Геология нефти и газа.– 1961.– № 4.– С. 30–34.
2. Постников Д.В. Литология и условия образования терригенной толщи девона западной Башкирии // Геология нефти и газа.– 1961.– № 4.– С. 16–21.
3. Рыбакова А.Д., Бельков А.М. Некоторые критерии оценки структурных носов и террас при поисках залежей нефти и газа // Геология нефти и газа.– 1963.– № 6.– С. 27–32.
4. Dobrin М.В., Rimmer W.G. Redional and residuals in seismic prospecting for stratigraphic features // Geophysics.– Vol. XXIX.– N 1.– 1964.– P. 38–53.

A high geological efficiency of using the local component of structural patterns for key beds when prospecting for non-anticlinal traps on monoclines is shown illustrated by particular examples.

Таблица. Распределение числа антиклинальных структур, их суммарных площадей и показателей структуроносности по величинам j_рег

Рис. 1. Зависимость показателей структуроносности (числа антиклинальных структур n_с и их суммарной площади SS_C) от регионального наклона пород j_рег

1 – изогипсы по подошве доманика, м, 2 – линия выклинивания среднедевонских отложений, 3 – поисковые скважины (в числителе – номер скважин в знаменателе – возраст продуктивных отложений и дебиты газа, тыс м³/сут), 4 – изолинии локальной составляющей структурного плана подошвы доманика, м

Рис. 3. Пример оконтуривания перспективного участка на Джебольской площади:

1 – изогипсы кровли среднедевонского продуктивного пласта II, м, 2 – изолинии локальной составляющей структурного плана пласта II, м, 3 – поисковые скважины