Борта прогиба осложнены серией рукавообразных ответвлений, врезаю-щихся в склоны Евринского куполовидного поднятия и Мулыминского вала.

На севере участка, в основном, по данным бурения, закартирована структура IV порядка - Южно-Мортымьинское поднятие. По незамкнутой изолинии - 1480 м размеры поднятия составляют 4.5 км х 3.0 км.

Таким образом, структурный план Южно-Трёхозёрного участка представляет собой поверхность сложнопостроенных контрастных положительных и отрицательных структур, контролируемых системой разрывных нарушений.

Рис.12. Изометрическое изображение структурного плана по отражающему горизонту А.

В пределах исследуемой территории доюрский нефтегазоносный комплекс является нефтеперспективным: в скв.5TRZ, 128TRZ выявлены нефтенасыщенные породы фундамента. В связи с этим во временном интервале, соответствующем глубине залегания отложений коры выветривания, был проведен динамический анализ на основе волновой инверсии. В результате комплексной интерпретации полученного материала совместно с данными бурения выявлены прогнозные зоны развития разуплотненных пород коры выветривания, которые нанесены на структурную карту по отражающему горизонту "А".

Строение осадочного чехла характеризуется структурными картами по отражающим горизонтам "Т", "П", "П₀", "Б₁", "М", "М₁", "Г".

Юрские отложения

Строение юрских отложений характеризуется структурными картами отражающих горизонтов "Т", "П", "П₀".

Структурная карта отражающего горизонта "Т" отражает рельеф поверхности батских отложений и область распространения континентальных отложений тюменской свиты, сформировавшихся к концу батского времени.

В пределах Южно-Трёхозёрного участка континентальные отложения тюменской свиты имеют ограниченное распространение по площади, накапливаясь в наиболее погруженных областях, которые закартированы на севере участка. Структурная поверхность имеет выраженный наклон в восточном направлении и очень причудливую форму линии выклинивания отложений тюменской свиты. Поверхность отложений тюменской свиты залегает на отметках от - 1440 м до - 1560 м с перепадом глубин 120 м. Промышленная нефтеносность пласта Т установлена на Трехозерном месторождении в ловушках литолого-стратиграфического типа. "В континентальных условиях отложение материала осуществляется непосредственно реками: откладывается принесённый ими материал. Поскольку река первоначально обладает большой энергией, прежде выносится грубый песчаный материал, занимающий самые низкие участки дна бассейна осадконакопления, в последующем - более глинистый материал, откладывающийся на более высоких уровнях в связи с частным заполнением впадины предыдущими осадками"/13/. Следовательно, чем грубее материал, тем более низкое положение он занимает, и наоборот - тонкозернистый материал располагается на повышенных участках, что отображается на структурной карте по отражающему горизонту "Т", где выделены зоны глинизации пласта по данным бурения.

Структурная карта отражающего горизонта "П" характеризует строение кровли отложений вогулкинской толщи, представленной пластом П. Этот пласт формировался в прибрежно-континентальных условиях. "В морские бассейны осадочный материал доставляется реками, роль которых этим исчерпывается. В дальнейшем обломочный материал распределяется по закону дифференциации, согласно которому грубый песчаный материал выпадает из взвеси раньше, глинистый - позже. Поэтому пониженные и более отдалённые участки бассейна осадконакопления будут выполняться глинистым материалом, повышенные - более грубым, песчаным" /13 /. На исследуемой территории отложения вогулкинской толщи развиты в пределах восточного склона Трёхозёрного поднятия и в погруженной части Ошкинского прогиба. Линия выклинивания вогулкинской толщи контролируется разрывными нарушениями и морфологией склонов палеовыступов доюрского основания. В отложениях вогулкинской толщи выявлены нефтяные залежи литолого-стратиграфического типа. Поверхность отложений вогулкинской толщи фиксируется на отметках - 1410 м до - 1550 м, перепад глубин составляет 140 м.

Структурная карта отражающего горизонта "П₀" в пределах участка работ построена впервые, отображает строение поверхности кровли трехозерной толщи, представленной пластом П₀. Отложения трехозерной толщи развиты в заливообразных понижениях, осложняющих локальные поднятия, с ними связаны нефтяные залежи литолого-стратиграфического типа. Линия выклинивания трехозерной толщи контролируется разрывными нарушениями и морфологией склонов палеовыступов доюрского основания. Поверхность отражающего горизонта "П₀", сохраняя региональный северо-восточный наклон, залегает на отметках от - 1400 м до - 1520 м с перепадом глубин 120 м.

Приуроченность Трёхозёрного месторождения к Трёхозёрному поднятию не случайна, так как с точки зрения нефтеносности наибольший интерес представляют отдельные участки или целые зоны выступов фундамента, относительно высоко воздымающихся по отношению к рядом расположенным относительно погруженным участкам. На Южно-Трёхозёрном участке Трёхозёрное поднятие является наиболее гипсометрически высоко расположенным по отношению к соседним структурам.

Меловые отложения

Структурная карта отражающего горизонта "Б₁" отображает строение поверхности нижнемеловых отложений, представленных битуминозными и слабобитуминозными аргиллитами мулымьинской свиты. Отражающий горизонт "Б₁" прослежен по всей площади, перепад отметок составляет от - 1240 м до - 1580 м, в зонах отсутствия отложений трехозерной толщи облекает выступы доюрского основания. Перепад глубин залегания составляет 340 м. Горизонт характеризуется сохранением унаследованного развития разнопорядковых структур участка. При общем выполаживании выделенных структурных элементов сохраняется их конфигурация и контрастность.

Отражающие горизонты "М", "М₁" и "Г" характеризуют строение меловых отложений. По структурным планам поверхностей указанных горизонтов выполаживаются многие структурные элементы, однако сохраняется конфигурация, ориентировка выделенных по низам платформенного чехла крупных как положительных, так и отрицательных структур.

Рис.13. Сопоставление структурных планов отражающих горизонтов.

Палеогеоморфологические исследования и литолого-фациальное районирование юрских отложений.

Палеогеоморфологические условия осадконакопления юрских толщ на изученной территории определяются палеорельефом местности, который реконструируется по картам изопахит. Предполагается, что кровля мулымьинской свиты во время осадконакопления являлась субгоризонтальной, а заметных подвижек тектонических блоков во время формирования тюменской свиты и вогулкинской и трехозерной толщ не происходило. Поэтому, моделью палеорельефа начала осадконакопления тюменской свиты является карта изопахит от подошвы этой свиты до кровли мулымьинской свиты. Аналогично, палеорельеф начала осадконакопления вогулкинской толщи соответствует карте изопахит от подошвы этой толщи до кровли мулымьинской свиты, а палеорельеф начала осадконакопления трехозерной толщи - карте изопахит от подошвы этой толщи до кровли мулымьинской свиты.

Для восстановления условий осадконакопления использованы также модели электрокаротажных кривых для определения литологии осадочных отложений по методу В.С. Муромцева /2/. В результате построены литолого-фациальные карты отложений тюменской свиты, вогулкинской и трехозерной толщ. На карты вынесены также изопахиты, кривые ПС, эффективные и нефтенасыщенные толщины по скважинам.

Формирование осадочных отложений в пределах участка работ началось в средней юре, в батском веке. В это время площадь работ представляла собой холмистую равнину, изрезанную системой палеорусел, в которых отлагались аллювиальные и аллювиально-пролювиальные осадки тюменской свиты. На склонах поднятий, в настоящее время соответствующих Южно-Мортымьинской, Трехозерной и Южно-Тетеревской структурам, отлагались делювиально-пролювиальные фации.

В поздней юре, в келловейском веке, произошла обширная трансгрессия. Большая часть поверхности Шаимского мегавала была затоплена, лишь самые высокие участки, в том числе Мулымьинский и Тетеревский валы, выступали над морской поверхностью в виде островов. Поскольку площадь бассейнов палеодолин сократилась, а базис эрозии повысился, постольку энергия водных потоков в палеодолинах резко уменьшилась и, соответственно, тюменская свита, ранее отложившаяся в палеоруслах, сохранилась на незатопленных участках неизменной, а затем в свое время по мере трансгрессии была перекрыта морскими отложениями.

В оксфорде и кимеридже на изученной площади в мелководной обстановке происходило формирование прибрежно-морских песчано-глинис-тых отложений вогулкинской толщи. Здесь располагались два морских залива:

1) между Трехозерной и Южно-Тетеревской структурами и 2) между Мулымьинским валом и Евринским куполовидным поднятием. В первом заливе выделены фация глубоководных баров в приустьевой части залива, а также фация баров прибрежных мелководных и фация пляжевых песков, образующих полосу вдоль берега. На низменных берегах в приливной зоне образовалась фация заболоченных берегов. Во втором заливе выделены фация баров прибрежных мелководных и фация глинистых лагун.

В течение волжского века трансгрессия продолжилась. В этот период площадь суши еще более сократилась. Поступление терригенного материала в бассейн осадконакопления практически прекратилось. На склонах Мулымьинского вала образовалось длительно существующее мелководье. В этих условиях накопились песчаные отложения трехозерной толщи. В более глубоководных частях образовалась фация приустьевых отдаленных баров, а на отмелях возникла фация прибрежных баров. Кроме того, в приливной зоне выделяется фация заболоченных берегов и фация глинистых лагун.

Окончательная трансгрессия произошла на границе волжского и готеривского веков, в результате чего повсеместно установился глубоководный морской режим осадконакопления и начали отлагаться битуминозные аргиллиты мулымьинской свиты как на трехозерной толще, так и на доюрском основании, эта трансгрессия протекала очень быстро, поскольку заметная волноприбойная зона не успела сформироваться. Об этом свидетельствует описание керна по скв.31. Здесь на доюрском основании, представленном дислоцированными сланцами, залегают отложения тюменской свиты (снизу вверх):

- песчаник мелкозернистый с включениями растительного детрита (выход керна 0,25 м),

- песчаник разнозернистый с включениями каменного угля горизонтально-, косо-, иногда волнистослоистый (выход керна 1,2 м),

Затем - отложения, соответствующие рассматриваемой трансгрессии:

- конгломерат на глинисто-кремнистом или карбонатно-глинистом цементе базального типа. Обломки представлены кварцем, полевыми шпатами, сланцами, фауной. В основании керна конгломерат переходит в гравелит (выход керна 0,25 м),

Выше следуют аргиллиты мулымьинской свиты.

- аргиллит микрослоистый с включениями растительного детрита и отпечатками пелеципод. В 8 см от основания керна - прослой 0,5 см конгломерата (выход керна 1 м).

Проведенный палеогеоморфологический и литолого-фациальный анализ продуктивных толщ Южно-Трехозерного участка подтвердил правомерность разделения известной ранее на Трехозерном месторождении вогулкинской толщи (в объеме пластов П₁ и П₂) на трехозерную толщу (пласт П₀) и собственно вогулкинскую толщу (пласт П).

Обоснование постановки поисково-разведочного бурения на объектах

Изучаемая площадь охватывает зону расположения Трехозерного мес-орождения нефти. Промышленная нефтеносность установлена в пластах П (вогулкинская толща), Т (тюменская свита) и коре выветривания. Отчетными работами выделен пласт П₀ (трехозерная толща), также имеющий промышленную нефтеносность.

Основные запасы нефти сосредоточены в пласте П₀, имеющем наибольшую площадь распространения. Отчетными работами детализирован струк-турный план продуктивного пласта П₀ и уточнена линия его выклинивания, в результате чего расширена площадь развития пласта П₀. Линия выклинивания пласта П₀ имеет сложную конфигурацию, обусловленную палеорельефом фундамента и тектоническими нарушениями.

Уровень ВНК Трехозерного месторождения по материалам переоценки запасов нефти /9/ принят на абсолютной отметке - 1471 м. На структурной карте по отражающему горизонту "П₀" контур нефтеносности по данным сейсморазведки проведен с учетом уточненного структурного плана. Анализ структурной карты по отражающему горизонту "П₀" с учетом палеогеоморфологических и литолого-фациальных исследований, данных по скв.579 TRZ, где по результатам ГИС отмечается присутствие водонасыщенного песчаника толщиной 5 м, и скв.45 TRZ, в которой по данным испытаний скважин имеется водонасыщенный коллектор толщиной 2,8 м, позволяет прогнозировать наличие литолого-стратиграфической ловушки на Колосинском объекте (рекомендованная скважина 1) и пластово-сводовой ловушки на Южно-Трехозерном поднятии (рекомендованная скважина 2). На момент формирования трехозерной толщи гипсометрическое положение горизонта "А" в районе расположения рекомендуемых скважин и известного Трехозерного месторождения находилось практически на одном уровне, т.е. условия накопления песчаных пластов волжского возраста, предположительно, были одинаковыми. Для детализации строения Южно-Трехозерной структуры и небольших структур, выявленных на концах профилей 5703005, 5703030, рекомендуется отработать 3 профиля протяженностью 30 пог. км с учетом расположения профилей с. п.57/03-05.

Неотектонические процессы оказывают существенное влияние на окончательное формирование складчатых структур и разрывных нарушений, а значит и на распределение УВ во всех нефтегазоносных комплексах платформенного чехла и доюрского основания. По определённому сочетанию элементов неотектоники определяется перспективность района на поиски нефтегазоносных структур. Перспективными считаются те территории, где имеют место:

1) слабые вертикальные неотектонические движения;

2) активные на неотектоническом этапе разломы высоких порядков, по которым наблюдаются линейные зоны горизонтальных растяжений (раскрытость недр для миграционных процессов, способствующих деформации и переформированию залежей углеводородов);

3) кольцевые структуры, где участки земной поверхности поднимаются на современном этапе"/13/. В пределах Южно-Трёхозёрного участка выделен ряд разломов высокого порядка, затрагивающих меловые отложения. Один из таких регистрируется на профилях 5703004, 5703006, 5703009, 5703019 на юго-востоке участка работ. Рядом расположено Южно-Трёхозёрное поднятие, где авторами отчёта рекомендуется бурение поисковой скважины 2.

Данные по оценке запасов нефти категории С₂ и ресурсов нефти категории С₃, Д₀ приведены.

В результате комплексного анализа всей имеющейся геолого-сейсмической информации составлена "Карта перспективных объектов Южно-Трехозерного участка на которую вынесена полученная информация:

зоны глинизации и линии выклинивания продуктивных пластов;

выявленные ловушки литолого-стратиграфического и пластово-сводового типов;

предполагаемые зоны разуплотнения в породах доюрского основания по данным сейсморазведки.

В результате проведенных работ площадь контура нефтеносности расширена на 1,1 км², подсчитаны прогнозные ресурсы категории С₃ по пласту П₀ на Южно-Трехозерной структуре и Колосинском выступе - 1 млн. т, а также выделены перспективные площади на обнаружение углеводородов в коре выветривания.

Заключение

В данной курсовой работе была подробно рассмотрена методика, выбор сечения и оценка точности структурных построений, от выбора и расчета которых в большей степени зависит геологическое истолкование проведенных геофизических работ.

Применявшаяся методика наблюдений, обработки и интерпретации является оптимальной применительно к геологическим условиям района работ. Обработка полевых материалов позволила получить временные разрезы достаточно высокого качества, с хорошей прослеживаемостью основных маркирующих горизонтов.

В результате интерпретации полученного материала были построены структурные карты по отражающим горизонтам с детальностью, необходимой для изучениягеологического строения территории.

Список использованной литературы

1. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. М.: Недра, 1982.

2. Алексин А.Г., Задов Л.П., Коваленко Е.Г., Юдин Г.Г. О палеогеоморфологическом подходе к поискам литолого-стратиграфических залежей нефти и газа (на примере Трехозерного месторождения Шаимского нефтегазоносного района) // / Проблемы геологии нефти. Труды ИГ и РГИ, 1971, вып.2, с.260-267.

3. Белонин М.Д., Буданов Г.Ф., Головань А.С., Каретников Л.Г., Яранов Б.А. Поиски залежей углеводородов на больших глубинах Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции. Советская геология, 3, 1990.

4. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. М.: Недра, 1985.

5. Дмитриевская Т.В., Рябухина С.Г., Дворецкий П.И., Пономарев В.А., Зайцев В.А. Влияние структуры поверхности фундамента на характер распределения нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печерского бассейна. Геология нефти и газа, 4, 2000, с.9-13.

6. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел-литологи-ческих ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. - 260 с. (М-во геологии СССР. Всесоюз. нефт. науч. - исследов. геол-развед. ин-т).

7. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных: Курс лекций. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 133 с.

8. Немченко Н.Н., Добрида Э.Д. Прогнозирование коллекторских свойств пород в глубокопогруженных залежах углеводородов в Западной Сибири. Геология нефти и газа, № 12, 1985.

9. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич, Л.С. Озеранская, Н.Ф. Чистякова и др. - М.: Недра, 1988. - 303 с.

10. Птецов С.Н. Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза.

11. Шаимский нефтеносный район. Труды ЗапСибНИГНИ, под редакцией И.И. Нестерова, Тюмень, 1971.

Размещено на Allbest.ru