|
© В.И. Казаис, 2006 |
НОВАЯ ТЕКТОНИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (технология СГММ)
В.И. Казаис (ОАО “Таймыргеофизика")
Северо-западная часть Сибирской платформы может быть отнесена к разряду высокоперспективных на многие виды полезных ископаемых, включая УВ, но слабо изученных земель Сибирской платформы [1, 4, 5]. Основной нефтегазовый потенциал региона связан с отложениями второго (палеозойского) структурного этажа, сейсмическая разведка которого осложнена важными пока еще нерешенными методическими проблемами, так или иначе связанными с широким распространением трапповых магматических тел. Последние искажают результаты всех без исключения геофизических методов. Поисковые возможности сейсморазведки здесь существенно снижены еще и в силу сложной орографии, характеризующейся чередованием столовых гор с максимальной абсолютной отметкой 1701 м и разделяющих их глубоковрезанных речных долин-каньонов. В целом по условиям проведения стандартных наблюдений методом общей глубинной точки эти районы относятся к третьей (высшей) категории трудности [3].
Первые рекогносцировочные работы МОГТ, проведенные в конце 80-х - начале 90-х гг. в ряде периферийных, относительно пониженных мест плато Путорана, позволили осветить лишь отдельные фрагменты прибортовых структур Тунгусской синеклизы, не выявив крупных антиклинальных складок (ожидаемых ловушек УВ) в возможно продуктивных отложениях нижнего - среднего палеозоя. Большая же (центральная) часть плато, приподнятая на 700-1700 м над уровнем моря, недоступная для наземного транспорта, осталась совершенно неизученная прямым сейсмическим методом. Более того, сложилось негативное суждение об отсутствии заметных пликативных дислокаций на севере Тунгусской (Курейской по палеозою) синеклизы, укрепившееся после неподтверждения бурением Ледянского свода - единственного объекта, выделенного к тому времени в излучине среднего течения р. Хеты путем тривиального (сугубо качественного) истолкования потенциальных полей.
Поэтому к решению данной проблемы было привлечено альтернативное направление совместного анализа геологических данных на основе разрабатываемой с середины 60-х гг. нестандартной широко апробированной технологии СГММ (сейсмогравимагнитное моделирование). Она позволяет на строгом количественном уровне (с использованием магнитного поля) существенно ослабить негативное воздействие траппового магматизма на данные грави- и сейсморазведки. При этом открываются широкие возможности для надежного обнаружения и картирования крупных наиболее перспективных структур по комплексу общих методов в малоизученных, в том числе труднодоступных, районах уже на самых ранних стадиях геолого-разведочных работ, после отработки первых же рекогносцировочных профилей МОГТ (до 80-х гг. МОВ).
Предпосылкой для проведения углубленной интерпретации геолого-геофизических данных служит то, что магматические образования, среди которых доминируют траппы, характеризующиеся одновременно избыточными плотностью и магнитностью на фоне менее плотных и практически немагнитных вмещающих осадочных пород, формируют существенную, нередко большую, часть гравитационного поля Dg и (при некотором допущении) все магнитное поле DТ, близкое в Заполярье к полю DZ. Это дает основание принять в качестве концептуальной идею неформального разделения информативного поля Dg на структурную и вещественную, или (в нашем случае) трапповую, составляющие с отысканием последней по магнитному полю путем его обращения в псевдогравитационное поле через теорему Пуассона (Baranov V.A., 1957; [2]).
Изложим основные методические аспекты технологии СГММ, использующей обозначенную концепцию, и новые геологические результаты, полученные с применением этой технологии в северо-западных районах Сибирской платформы.
Принципы построения интерпретационных схем СГММ
Вопросами интерпретации физических полей с использованием соотношения Пуассона, устанавливающего связь между гравитационным и магнитным потенциалами, занимался ряд отечественных и зарубежных ученых (Хаальк X., 1929; Малкин Н.Р., 1937; Гарланд Г.Д., 1951; Миков Д.С., 1952; Тафеев Ю.П., 1953; Розе Т.Н., 1956; Страхов В.Н., 1963 и др.). Идея пересчета магнитного поля в псевдогравитационное была выдвинута в 1957 г. американским геофизиком В. Барановым, затем в 1961 г. поддержана (и модернизирована) Г.И. Каратаевым [2], а впоследствии Б.П. Ватлиным (1971), О.Г. Шереметом (1973), И.Д. Савинским (1974) и др.
Практической реализации избранного направления в неординарных физико-геологических условиях Сибирской платформы предшествовала разработка способа аналитического преобразования поля DT или DZ в аналог поля Dg (магнитный потенциал W), базирующегося на найденных точных (в конечных интегралах) алгоритмах решения внешней задачи Неймана для трехмерных сред (Казаис В.И., 1973). При трансформации (в спектральном представлении это фильтр нижних частот) попутно устраняется паразитная высокочастотная составляющая поля DT, порождаемая магнитоактивным рельефом местности и почти полностью затушевывающая всю очень важную информацию, которая исходит от крупных и средних скоплений интрузивных и эффузивных масс в различных интервалах геологического разреза. Фиксируемое на выходе качественно иное (помехоустойчивое и адекватное полю Dg) изображение магнитного поля W позволяет выполнять в рамках технологии СГММ совместные расчеты полей разной физической природы на одном и том же глубоком функциональном уровне, оперируя экспериментально подобранными интерпретационными моделями с линейными связями.
Наиболее простая (базовая) модель, использовавшаяся главным образом в период становления метода, является трехкомпонентной:
где Dg1=K1H - искомая
структурная составляющая. Она вызвана суммарным воздействием всех плотностных
границ осадочного чехла, а также рельефом кристаллического основания в
допущении общего соответствия их структурных планов с изменением глубин Н
до одного из сейсмических горизонтов. Коэффициент K1,
равный 
несет
физический смысл эффективной плотности s1
при эквивалентной замене всех контактных
поверхностей на одну (f -
гравитационная постоянная); Dg2=K2H
- мешающая трапповая составляющая, отображающая интегральный гравитационный
эффект всех эффузивных и интрузивных (магнитогравитирующих) пород, приуроченных
обычно к верхним частям платформенного чехла и фундамента; K2
равный 
характеризует
величину пуассоновой связи при условии однородного распределения плотности
s2 и
намагниченности J;
dDg - некоторая
остаточная функция, задававшаяся в предположении (позднее подтвержденном
работами ГСЗ) ее связи с поведением поверхности Мохоровичича (Казаис В.И.,
1965). Включение в конструкцию уравнения (1)
свободного члена dDg делает
подконтрольным, несмотря на крайний дефицит однозначной априорной информации,
моделирование низкочастотных возмущений поля силы тяжести от границ раздела
плотностей в нижних слоях земной коры и мантии.
Нетрудно видеть, что сформированные на изложенных принципах геолого-геофизические модели должны быть изначально настроены на многоуровневый (на всю мощность земной коры) учет аномальных эффектов физической неоднородности разреза, благоприятствуя тем самым отделению полезной структурной составляющей от сопутствующего шлейфа помех в наименее искаженном виде.
Сущность выполняемых расчетов состоит в том, что в изученной сейсморазведкой (эталонной) области по методу наименьших квадратов отыскиваются неизвестные коэффициенты Кi, входящие в уравнение (1). Чтобы избежать неоднозначных решений в связи с отсутствием сведений об остаточном поле, имеющееся эталонное сейсмическое пространство разбивают на ряд подобластей (зон), где правомочно допустить, что функция dDg либо постоянна, либо изменяется линейно. Обычно такую информацию можно получить из анализа региональных потенциальных полей, а также материалов ГСЗ или МОГТ повышенной глубинности. Найденные числовые значения Кi затем распространяются на еще не исследованные сейсморазведкой районы со сходным строением, а по уравнению (1), разрешенному относительно параметра Н, производится определение расчетных глубин залегания моделируемого отражающего горизонта.
В последние годы нами осуществлена модернизация всего методико-технологического ряда СГММ за счет подготовки новых версий, содержащих более корректные и более эффективные приемы обработки геоданных. Это позволяет применять развернутые интерпретационные модели, обеспечивающие повышение надежности структурного прогноза благодаря:
дополнительному очищению магнитного поля от аномалий-помех, обусловленных недоучитываемыми при трансформации поля DT в поле W короткопериодными, а также средне- и длиннопериодными гармониками топографического рельефа (магнитно-альтитудный анализ);
реализации идеи адресного моделирования рельефа отражающих границ (в заданном, достаточно узком интервале разреза), суть которой сводится к дальнейшему расщеплению поля Dg, но теперь на уровне отдельной, а именно структурной составляющей;
автономному учету глубинной составляющей гравитационного поля по комплексу зональных (трансрегиональных) геополей с опорой на известные фактические данные о строении глубоких горизонтов земной коры;
независимому учету интенсивных горизонтальных градиентов плотности юрско-меловых пород через скоростные аномалии, картируемые на основе массовых определений эффективной скорости;
освобождению сейсмических полей от искажающего воздействия скоростной неоднородности траппового разреза, состоящей в парной аналогии с его плотностной неоднородностью (Казаис В.И., 1985), через магнитное поле W (магнитно-скоростной анализ).
Особенности моделирования в районе исследований
Исследования включали три этапа сейсмогравимагнитного моделирования (геомоделирования), занявшие в общей сложности около 15 лет (1989-2003 гг.). Организационно комплексный анализ геоданных выполнялся вначале совместно (в опережающем режиме) с полевыми работами МОГТ, а после их прекращения в 1993 г. - самостоятельно силами небольшой тематической группы из 3-4 человек. На первых двух этапах изучению подлежала относительно узкая, но протяженная полоса в области сочленения Сибирской платформы и Енисей-Хатангского прогиба, которая впоследствии была расширена далеко на юг вплоть до широты Северного полярного круга.
Заключительная фаза проходила с использованием всего наработанного интерпретационного потенциала СГММ и опорой на полученные за все годы данные МОГТ (более 10000 км), приуроченные к окраинным районам Сибирской платформы (Норильскому, Хетскому, Чириндинскому и Хантайскому), а также к прилегающим площадям Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского прогиба. Это потребовало сбора, систематизации и обработки в одном и том же масштабе 1:200 000 огромного объема разномасштабной первичной информации (грави-, магнитометрической, топографической, петрофизической, геологической) с большой долей неформализованных эксклюзивных процедур. Одновременно проводилась переобработка (на современных программно-аппаратных комплексах) и переинтерпретация (с учетом латеральных изменений скорости) значительной части сейсмического материала, а также его обобщение по избранному для анализа маркирующему горизонту в низах палеозоя.
Использование уточненных построений МОГТ повысило устойчивость определения коэффициентов геолого-геофизических моделей и до известной степени облегчило их экстраполяцию во внутренние районы. Результаты эталонирования позволили разделить всю обследованную территорию на три физико-геологические зоны (западную, северо-восточную и юго-восточную); значения Кi в пределах каждой из них, установленные по отдельным выборкам, отвечающим различным тектоническим условиям, оказались близкими, поэтому принимались постоянными для всей зоны (из определений по полным совокупностям данных).
На рис. 1 показан пример геомоделирования по протяженному интерпретационному маршруту, проходящему через весь регион, с привязкой к двум наиболее глубоким скважинам (из четырех пробуренных здесь к настоящему времени): Чириндинской-271 на юге и Ледянской-358 на севере. Из графика следует, что трудности совместного анализа геополей в трапповой области и возможности их преодоления при помощи технологии СГММ следующие.
1.Все три фактора исследованной модели (структурный, вещественный и глубинный) находят в гравитационном поле собственные амплитудные отклики примерно с одинаковыми общими перепадами значений по площади (профилю), оцениваемыми при общем охвате десятками миллигал. При этом поля-помехи от вещественного и глубинного факторов Dg2 и dDg по спектральному составу совокупно перекрывают эффекты всего диапазона платформенных структур: локальных, крупных и даже крупнейших.
Следовательно, раскрытая аномальная картина отвечает особо сложному в поисковом отношении случаю множественного (по меньшей мере, двойного) маскирования полезного сигнала соизмеримыми с ним аномалиями-помехами, когда с помощью стандартных трансформаций нужный компонент из наблюденного поля вычленить нельзя. Последнее в данной ситуации необходимо разлагать на составные элементы не по формальной (частотной), а по их источниковой (факторной) принадлежности. На реализацию именно этой трудноразрешимой на практике парадигмы ориентирована данная методика.
2.Ключевая роль в технологии СГММ отводится пуассоновой конверсии магнитного поля в частное гравитационное (псевдогравитационное) поле Dg2. В результате появляется благоприятная возможность повсеместно учесть на количественном уровне эффекты трапповой составляющей, максимально искажающие среднепериодную часть поля Dg1, которую как раз формируют наиболее перспективные на УВ структуры I-II порядков, являющиеся главными объектами поисков на региональном этапе.
3. Успех структурного моделирования зависит напрямую от корректного учета обоих мешающих факторов. Если же ограничиться исключением из поля Dg только трапповой составляющей Dg2, от исследователя всегда будет ускользать наличие в целевом поле Dg1 крупнейшего гравитационного максимума (и соответствующего ему антиклинального перегиба в осадочном чехле), погашаемого противоположной по знаку остаточной аномалией dDg, которая по нашим расчетам вызвана интенсивным зональным прогибанием (до 5 км и более) в рассматриваемом районе границ Конрада и Мохоровичича. Эту же версию подтверждают независимые результаты обобщения материалов глубинных и дифференциальных сейсмических зондирований (Сурков В.С., Кузнецов В.Л., Лотышев В.И., 2003), что может стать косвенным доказательством нормального функционирования всей технологии СГММ, в том числе и некоторых других компонентов анализа, включая непосредственно интересующую структурную составляющую Dg1.
В целом в ходе произведенных преобразований геополей дважды проявляется яркий методический эффект. Первый раз, когда магнитное поле подвергают пуассоновой конверсии и оно приобретает облик и размерность гравитационного поля, второй - когда гравитационное поле освобождают от крайне негативного воздействия трапповой и глубинной составляющих и оно становится похожим на структурный план сейсмического горизонта. Освобожденная структурная составляющая, отличаясь разительно, а то и диаметрально от исходного поля, отражает теперь подлинные фактические данные, касающиеся, прежде всего, крупных черт геологического строения.
Необходимо также отметить, что получению подобных (максимально приближенных к действительности) сведений помимо самой методики моделирования способствовала и общая методология выполняемой работы.
Во-первых, масштабность начатых исследований, охвативших существенную часть осадочного бассейна Сибирской платформы (800-900 км по широте и 400-500 км по долготе), с выходом к Анабарскому щиту на востоке и Игарскому выступу докембрийского фундамента (перекрытому маломощными осадками юры - мела) на западе.
Во-вторых, строго эшелонированная организация интерпретационного процесса на всех трех этапах в соответствии с концепцией раздельного выделения структур из разных иерархических групп. Суть ее сводится к последовательному (шаг за шагом) извлечению искусно скрытой и разбросанной по различным геофизическим методам полезной информации: сначала о наиболее значительных по размерам и наиболее рельефных структурах первого эшелона (I-II порядка); затем о подчиненных им меньших, но еще достаточно уверенно выделяемых структурах второго эшелона (И-Ill порядков) и т.д. по нисходящей. Этим достигается важный дополнительный (внутренний) контроль между структурными планами разных эшелонов с возможностью раздельной оценки достоверности их прогноза.
В-третьих, переход от масштаба обработки геоданных 1:200 000 к масштабу структурных построений 1:500 000. При среднеквадратическом расхождении данных СГММ и МОГТ на эталонных и контрольных участках (уровне недоучтенных помех) в 150-250 м и соответствующих сечениях стратоизогипс выбранный масштаб обеспечивает, с одной стороны, максимальную выразительность изображения большинства структур из первого и многих из второго эшелонов, а с другой - купирование мелких (не гарантированных точностью метода и неактуальных на региональной стадии) подробностей картируемого тектонического плана.
Необходимо отметить, что объем имевшихся сейсмических материалов (значительная часть из них малоинформативна либо неинформативна вовсе) слишком мал в масштабах охваченной территории. Работами МОГТ освещены лишь ее периферийные участки, отстоящие друг от друга на многие сотни километров, основная же центральная часть региона сейсморазведкой не исследована. Это обстоятельство подчеркивает особую значимость инновационной технологии СГММ, позволившей при помощи выведенных количественных связей соединить разнородную (грави-, магнитометрическую и др.) информацию с разрозненными данными МОГТ в одно целое и сделать на всю неизученную территорию надежный прогноз морфологии структурной поверхности, относимой к нижней части венд-нижнепалеозойского комплекса осадочных отложений. Более конкретная стратиграфическая привязка закартированной поверхности вследствие крайне слабой сейсмической и, особенно, буровой изученности в настоящее время затруднительна.
Результаты структурного моделирования
Предложенные подходы оправдали себя в каждом из состоявшихся циклов (этапов) анализа. Причем уже начальные его этапы, носившие в определенной мере экспериментальный характер, привели к обнаружению на севере Тунгусской синеклизы первых валов (мегавалов): Самоедского, Северо-Путоранского, Северо-Пясинского и других, приуроченных к восточной и центральной частям выделенной позднее Обско-Хатангской мегагряды (рис. 2). По своему расположению и протяженности (1200 км) Обско-Хатангская мегагряда является уникальной структурой транзитного типа, отгораживающей Сибирскую платформу от Енисей-Хатангского прогиба и уходящей вглубь Западно-Сибирской плиты.
Еще более кардинальные изменения во взгляды на тектонику этой пограничной территории внесли материалы третьего (обобщающего) этапа геомоделирования, позволившие: а - переместить северную границу Курейской синеклизы, традиционно отождествляемую с южной границей распространения юрско-меловых отложений, на 400-500 км к югу; б - в образовавшемся пространстве выделить новую крупнейшую структуру - Норильскую седловину, в состав которой вошла также восточная половина Обско-Хатангской мегагряды (Северо-Норильская гряда).
В результате трех согласованных циклов сейсмогравимагнитного моделирования (Казаис В.И., 1989-1991; 2001; 2003) удалось с единых методических и методологических позиций надежно осветить строение осадочного чехла в пределах крупного (более 400 тыс. км2) сегмента Сибирской платформы (рис. 3). Тем самым была реализована первая очередь крупномасштабного проекта “Большая Карта”, предусматривающего создание на базе СГММ кондиционной структурно-тектонической основы (модели) в рабочем масштабе 1:500 000 для всего Таймырского сектора Арктики, включая его материковую и шельфовую области.
В качестве центрального связующего звена в разработанной модели выступает Норильская седловина, охватывающая только по ареалу развития венд-палеозоя около 260 тыс. км2 и вмещающая в себе как надпорядковом геологическом теле более 2 млн км3 осадочных пород. Она разделяет в одном (широтном) направлении две крупнейшие положительные структуры: Анабарскую антеклизу и Турухано-Норильский плакантиклинорий, а в перпендикулярном к нему (меридиональном) направлении - две крупнейшие отрицательные структуры: Енисей-Хатангский прогиб и Курейскую синеклизу (в уточненных границах), отображаясь в вертикальных сечениях соответственно в виде глобальной синклинали и глобальной антиклинали. По имеющимся данным описываемая седловая структура сформировалась на месте бывшего авлакогенного пояса в позднем палеозое и с того времени становится гигантским барьером (протяженностью 550-650 км при ширине 350-450 км и высоте 10-15 км) на пути перемещения УВ из обеих примыкающих депрессий как областей интенсивного осадконакопления с мощным генерационным потенциалом в системе крупнейших нефтегазопроизводящих бассейнов Западно-Сибирской (Енисей-Хатангский прогиб) и Восточно-Сибирской (Курейская синеклиза) платформ.
Классические формы Норильской седловины осложнены чередой высокоамплитудных положительных (гряды) и отрицательных (прогибы) структур нулевого (по А.Э. Конторовичу, 2000) - первого порядков. Протягиваясь по всей длине седла (синклинальному сечению) и покрывая его по всей ширине (антиклинальному сечению), они создают сильно расчлененный рельеф изучаемых границ с перепадами гипсометрических отметок в 5-7 и даже 10 км на стыках крупных валов и впадин.
В Норильской седловине установлены три цепи поднятий, приходящиеся почти строго на 70, 69 и 68 параллели с.ш.: Северо-, Центрально- и Южно-Норильская гряды, а также разделяющие их две группы опусканий: Богатырский региональный прогиб и Большеозерский мегапрогиб. В пределах гряд уже выявлено пять мегавалов (Северо-Путоранский, Северо-Норильский, Кутарамаканский, Нерангдинский, Снежногорский) и одна мегатеррасса (Ессейская). На фоне названных мегаструктур удалось смоделировать (около 80) прежде неизвестных положительных структур (ожидаемых ловушек УВ) различной ранговой и морфологической принадлежностей, от линейно вытянутых валов до локальных изометричных куполов, суммарная перспективная площадь которых составляет 131,7 тыс. км2. Из них более 20 структур условно отвечают разряду крупных и очень крупных (перспективная площадь каждой такой структуры находится в диапазоне от 1000 до 8000 км2); примерно столько же структур с размерами индивидуальной площади 400-800 км2 можно отнести в группу средних объектов; площадь остальных (сравнительно мелких) структур не выходит за интервалы (50-100)-(200-300) км2. Обнаруженные объекты в условиях существующего острого дефицита распределенных нефтегазоперспективных площадей представляют значительный практический интерес для постановки здесь планомерных геолого-геофизических исследований для их подготовки к лицензированию и последующему освоению.
В пределах мегапрогибов, суммарная площадь которых равна 58,1 тыс. км2, в свою очередь, обнаружено 12 глубоких вулканогенных впадин (котловин), точно таких же как Норильская, Вологочанская, Хараелахская, Иконская, контролирующих полиметаллические месторождения Норильского района. Поэтому изучение новых рудоконтролируюших структур может коренным образом поменять в регионе и всю стратегию геолого-разведочных работ на твердые полезные ископаемые. Диапазон же методических возможностей сейсмогравимагнитного моделирования позволяет применить его и для поиска рудоперспективных объектов. Только в этом случае главным предметом исследования станет трапповая составляющая, а ключевым моментом анализа - ее расчленение на два составных компонента: мешающий (“эффузивный”) и полезный (“интрузивный”).
Критерии надежности результатов моделирования
О достоверности полученного прироста новой геологической информации свидетельствует ряд косвенных и прямых доказательств.
1. Высокая прогнозная оценка качества моделирования, проведению которого благоприятствовал характер самого исследуемого, предельно структурированного горизонта, где достаточно четко проявленные поднятия соседствуют с еще более яркими (амплитудными) впадинами. Подобное сочетание усиливает общую контрастность целевых антиклинальных объектов, придавая дополнительный, а в нередких поисковых ситуациях и гарантированный запас надежности их опознавания по критерию сигнал/помеха (до 5-10 раз и более). Если же принять во внимание трансрегиональные элементы (Норильскую седловину и осложняющие ее мегаструктуры, протяженность которых измеряется многими сотнями километров, а интенсивность - многими километрами), то их выделение при погрешности модели, оцениваемой первыми сотнями метров, безусловно, устойчивее.
2. Большой положительный опыт применения интерпретационного комплекса СГММ на мезозойском направлении поисков нефти и газа (в прилегающих районах Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского прогиба), в рамках которого он первоначально формировался. Это позволило успешно разрешить сразу две наиболее острые методические проблемы: а - безошибочно спрогнозировать крупные структуры, развитые в юрско-меловом чехле - Большехетский вал, Пендомаяхскую впадину и др. (Казаис В.И., Яганцев Э.М., 1965; Казаис В.И., 1967; 1973); б - разработать эффективную методику учета крайне негативного влияния скоростной неоднородности многолетнемерзлых пород на сейсмические построения (Казаис В.И., 1969; 1973). Это резко сократило объемы сейсморазведки на региональном этапе и позволило в ограниченные сроки выявить и подготовить с высокой точностью значительное число перспективных локальных поднятий под глубокое бурение (Казаис В.И., 1969-1975). В конечном счете, широкое использование инновационных подходов на всех стадиях геолого-разведочного процесса обеспечило наиболее рациональное размещение глубоких поисковых и разведочных скважин, ускорив в 1960-1970 гг. решение важнейшей правительственной задачи по снабжению Норильского промрайона природным газом, а в 80-е гг. - открытие и оценку на Большехетском валу первых на севере Красноярского края крупных месторождений нефти: Сузунского, Ванкорского, Лодочного, Тагулького с суммарными запасами 300-400 млн т.
3. Имеющиеся неопровержимые свидетельства правильности прогноза палеозойских структур последующими работами МОГТ, которые обеспечили независимую (легитимную) и наиболее объективную (ретроспективную) оценку данных СГММ, а также дали яркие примеры неординарных поисковых возможностей развиваемой технологии на Самоедской, Северо-Пясинской, Дудинской и других площадях.
Поразительная (вплоть до ряда деталей) сбываемость сейсмогравимагнитного (структурного) прогноза, стабильно наблюдаемая при проведении заверочных работ МОГТ в течение уже более 10 лет (наиболее масштабно в 2006 г.), вселяет оправданную уверенность в реальном существовании остальных, еще не проверенных сейсморазведкой, но, возможно, более перспективных объектов, выявленных по материалам СГММ в Норильской седловине.
Стратегия дальнейших исследований
В итоге проведенных исследований удалось разрушить сложившиеся к началу 90-х гг. ложные представления (задержавшие работы на палеозой) о моноклинальном залегании осадочных пород на северном борту Тунгусской синеклизы и бесперспективности поиска в его пределах сколько-нибудь значительных антиклинальных объектов. Материалы первого же цикла СГММ позволили обнаружить именно здесь, на перспективных и технически доступных уровнях нижнего - среднего палеозоя, протяженный и контрастный Северо-Путоранский мегавал (500,0x70,0x1,5 км), остававшийся никем незамеченным в течение многих 10-летий. Впоследствии по результатам моделирования второго и третьего циклов было установлено, что Северо-Путоранский мегавал является лишь частью более крупной структуры - Северо-Норильской гряды, входящей, в свою очередь, в состав крупнейших тектонических элементов; Обско-Хатангской мегагряды, протягивающейся от нее на запад (см. рис. 2), и Норильской седловины, распространяющейся от нее на юг (см. рис. 3). Благоприятное геотектоническое положение последней относительно направлений внешних потоков УВ (со стороны Западно-Сибирского и Восточно-Сибирского нефтегазопроизводящих мегабассейнов), наличие в ее пределах одновременно большого числа крупных отрицательных структур (внутренних очагов генерации УВ) и крупных положительных структур (ловушек УВ) при определенных дополнительных условиях (выдержанности коллекторских и флюидоупорных горизонтов, сохранности залежей и т.д.) могут предопределить соответствующие масштабы нефтегазонакопления. Это дало основание для выделения в границах Норильской седловины новой одноименной нефтегазоносной области, относящейся к классу особо перспективных межбассейновых территорий с двухсторонней миграцией УВ, и вывода ее из состава прежней Северо-Тунгусской НГО (Казане В.И., 2003). Прогнозные ресурсы Норильской НГО (только по наиболее уверенно выделяемым структурам первого эшелона и только по технически доступным уровням венда-палеозоя) предварительно оценены нами в 5,5-11,7 млрд т уел. топлива.
Результаты выполненного структурного моделирования с учетом высокой их надежности позволили обосновать развертывание на Таймыре (после 15-летнего перерыва) еще одного, преимущественно нефтяного, направления региональных и поисково-оценочных работ МОГТ с целью лицензирования нефтегазоперспективных земель сначала в Норильском и Диксонском, а затем в Хатангском районах. При этом роль пускового механизма сыграли обнаружение технологий СГГМ в 2001 г. и блестящее подтверждение работами МОГТ в 2004 г. в 85 км от Бельмото Норильска крупного нефтегазоперспективного объекта - Северо-Пясинского вала с ожидаемыми ресурсами 150-200 млн т уел. топлива. Решению этой ключевой для текущего момента задачи благоприятствует следующее. Планируемые исследования в тектоническом плане охватывают области сочленения Енисей-Хатангского прогиба с Сибирской платформой, Западно-Сибирской плитой и Горным Таймыром. Здесь работами прошлых лет по различным предположительно продуктивным горизонтам палеозоя было выявлено либо намечено значительное число ярких положительных структур (объектов простого антиклинального типа) в составе: Северо-Норильской и Турухано-Норильской гряд - по южному обрамлению, Тетояхской и Ефремовской групп - по северному обрамлению, Журавлиной и Осиповской групп - по восточному окончанию Енисей-Хатангского прогиба (Хатангская седловина). Инвестиционную привлекательность избранным объектам придают: а - их приуроченность, как правило, к зонам выклинивания мезозойских отложений и участкам развития базальных горизонтов в коре выветривания доюрского фундамента, которые могут стать в будущем объектами поисков гораздо более сложных по строению неантиклинальных ловушек; б - их расположение на потенциально осваиваемых площадках внутреннего потребителя (крупнейшего в мире производителя цветных металлов - Норильского комбината) и вблизи водных магистралей (Енисейской и Хатангской), имеющих выход на мировой рынок через Северный морской путь; в - формирование на границе Таймырского и Ямальского АО и Красноярского края нового нефтегазодобывающего района (на базе разработки Заполярного, Ванкорского, Сузунского и других месторождений).
Программой работ по каждому району предусмотрен комплекс следующих мероприятий, призванных в какой-то мере компенсировать крайне слабую сейсмическую изученность палеозойского структурного плана.
1. Отработка высокоинформативных (более 10 с) сейсморазведочных маршрутов, увязывающих имеющиеся глубокие скважины и профили МОГТ прошлых лет по отдельным разрозненным участкам в единую систему. Особое внимание уделено увязке участков, расположенных по разным берегам Енисея и Енисейского залива, Хатанги и Хатангского залива, путем проложения соединяющих профилей и рассечек на акватории с использованием апробированной морской технологии МОГТ.
2. Проведение электроразведочных наблюдений МТЗ (ЗСБ) по профилям МОГТ для получения важной дополнительной информации о литолого-фациальной изменчивости изучаемого разреза, присутствии в нем пластов-коллекторов и т.д.
3. Углубленная переобработка на современных программно-аппаратных комплексах и переинтерпретация (с позиций сейсмостратиграфического и сейсмофациального анализов) материалов МОГТ прошлых лет с целью формирования протяженных опорных маршрутов повышенной информативности.
4. Сопровождение полевых работ высокотехнологичным сейсмогравимагнитным моделированием, осуществляемым силами специализированной тематической партии в режиме мониторинга (по мере поступления новой эталонной информации и совершенствования самой технологии СГММ).
По опыту аналогичных исследований на Самоедской площади планируется проводить объемы МОГТ на объектах в 2-3 последовательные очереди и выполнять столько же циклов геомоделирования с оперативной корректировкой схем проектных профилей по результатам каждого цикла. Такой подход позволит минимизировать объемы дорогостоящей сейсморазведки, обеспечивая при этом (с учетом данных СГММ, не требующих больших расходов) уверенное картирование изучаемых структур по всей площади, включая труднодоступные и неинформативные участки, а также последующее оптимальное размещение еще более дорогостоящих глубоких скважин.
Параллельно рекомендуется продолжить тематические исследования по программе "Большая Карта”, согласовав их во времени и пространстве с начатой сейсморазведкой (Приенисейская и Хатангская полосы) и предусмотрев последующий выход с ними к северу (на Арктический шельф) и югу (в междуречье Курейки и П. Тунгуски) от рассматриваемых районов. Главным инструментом этой работы будет глубокая интерпретация на принципах СГММ, накопленных за многие годы в громадном объеме геолого-геофизических материалов, из которых до сих пор извлечена лишь малая толика нужной информации либо они были в свое время неверно истолкованы и лежат пока мертвым грузом. В рамках программы “Большая Карта” намечено также создать до 2020 г. для центральной и северной частей Красноярского края опорную сеть трансрегиональных маршрутов МОГТ повышенной глубинности, проходящих по суше, рекам и морю, с их привязкой к отработанным в последние годы интервалам геотраверз Батолит, Алтай - Северная Земля, Диксон - оз. Хантайское. Организация комплексных сейсмогравимагнитных исследований на двух взаимно дополняющих информационно-методологических уровнях (поисковом и региональном) обеспечит также общую координацию по всем объектам работ МОГТ, разбросанным на большой территории и выполняемым сейчас многими геофизическими организациями (победителями конкурсных торгов) с применением различных технологий, типов источников и схем наблюдений.
Поскольку данный регион принадлежит сразу нескольким субъектам Российской Федерации, имеет общефедеральное значение и входит в сферу интересов крупных добывающих компаний (“Норильский никель”, “Роснефть”, ТНК-ВР и др.), требуется многостороннее соглашение для выработки совместной программы геолого-разведочных работ (до 2010-2020 гг.) с долевым финансированием. Несложные расчеты показывают, что при согласованных действиях сторон под эгидой координационно-аналитического центра (который нужно создать) имеется реальная возможность в довольно сжатые сроки (до 2010-2012 гг.) решить следующие задачи.
1. Осуществить на базе малозатратной, но интеллектуальноемкой технологии СГММ и с опорой на ограниченные, но высокоинформативные данные МОГТ рекогносцировочную стадию изучения Норильской седловины. Проверить предложенную тектоническую модель как в глобальном плане, так и в части определяющих положительных (нефтегазоконтролирующих) и отрицательных (рудоконтролирующих) структур - мегавалов и мегапрогибов. Уточнить строение ярких антиклинальных объектов, прежде всего валов-гигантов (потенциальных месторождений УВ): Пастагинского (8675 км2), Нерангдинского (6800 км2), Северо-Пясинского (4675 км2), Кутарамаканского (3725 км2), Самоедского (3675 км2), Снежногорского (3525 км2), Дюпкунского (2800 км2), а также соизмеримых с ними прогибов: Богатырского (7375 км2), Большеозерского (6500 км2) и др.
2. Изучить по кондициям поисково-оценочной стадии и подготовить к лицензированию ряд инвестиционно-привлекательных участков (зон нефтегазонакопления), расположенных на южном и северном бортах Енисей-Хатангского прогиба, в Норильской и Хатангской седловинах, а также на западном (Диксонском) фланге Горного Таймыра. Широкий диапазон охватываемых нефтегазогеологических ситуаций будет способствовать достижению полновесной и объективной оценки планируемого направления исследований.
3. Провести аукционные продажи укрупненных (кустовых) объектов лицензирования - по 2-3 участка в каждом районе с ожидаемыми суммарными ресурсами 1,0-1,5 млрд т уел. топлива, что обеспечит возможность выбора первоочередных (пилотных) участков для разбуривания.
4. Пробурить на наиболее перспективных объектах от 3-5 опорно-параметрических (поисково-оценочных) скважин, получив прямые доказательства нефтегазоносности проверяемых площадей и сделав, при благоприятном стечении обстоятельств, первые открытия.
Литература
1. Дюжиков О.А. Геология и рудоносность Норильского района / О.А. Дюжиков, В.В. Дистлер, Б.М. Струнин и др. - М.: Наука, 1988.
2. Каратаев Г.И. Основные вопросы совместного анализа магнитных и гравитационных аномалий // Вопросы разведочной геофизики. - Вып. 2. - 1961.
3. Кондратьев О.К. Проблемы сейсморазведки Восточной Сибири / Под ред. О.К. Кондратьева. - М.: Изд-во ВНИИгеофизика, 1989.
4. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981.
5. Старосельцев В.С. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений. - М.: Недра, 1989.
North-western areas of Siberian platform can be related to highly promising for many kinds of mineral resources. As a result of carried out investigations it has been possible to destroy untrue ideas formed by the beginning of ninetieth about monoclinal occurrence of sedimentary rocks on the northern slope of Tungus syneclise and hopeless exploration within its limits for significant anticlinal objects. Materials of the first cycle of seismogravimagnetic simulation allowed to find here extensive and contrast North-Putoran megaswell (500x70x1,5 km). Subsequently by simulation results it was established that North Putoran megaswell is only a part of larger structure - North-Norilsk ridge. Favorable geotectonic position, the presence within its limits simultaneously a great number of large negative and large positive structures under certain additional conditions could predetermine the corresponding scales of oil and gas accumulation.
Results of carried out structural simulation considering their high reliability allowed to begin in Taimyr one more predominantly oil trend of regional and prospecting-evaluation works by CDP method for the purpose of licensing oil and gas promising lands firstly in Norilsk and Dickson and then Khatanga areas.
Positive results of works on Paleozoic horizons are able to change all the negative situation formed for the last decades with oil and gas complex in the district and may produce a serious break in the industry. In case with realising program “Large map”, geologists for the first time will have a reliable structural base which is very important for understanding main regularities of liquid and solid mineral resources, elaborating scientifically founded strategy of their searches, conditional reevaluation of hydrocarbon potential of Taimyr.
Рис. 1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СЕЙСМОГРАВИМАГНИТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПО МАРШРУТУ L - М
А - исходные поля; Б - моделирование помех в поле Dg; В - отделение помех от наблюденного поля Dg; Г - моделирование сейсмического горизонта ориентировочно в низах палеозоя; поле Dg: I- наблюденное, II- смоделированное; III - поле магнитного потенциала W: составляющие поля Dg: IV- трапповая, V- глубинная: VI- поле Dg после исключения трапповой составляющей: VII - структурная составляющая поля Ад; положение сейсмического горизонта по данным: VIII- МОГТ, IX- СГММ; 1 - тектонические нарушения: 2 - глубокие параметрические скважины: положение профиля см. на рис. 3
Рис. 2. ГЕОТЕКТОНИЧЕСКОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ОБСКО-ХАТАНГСКОЙ МЕГАГРЯДЫ (по Казаису В.И., 2001, с использованием данных Рудкевича М.Я. и Бочкарева В.С., 1988)
Границы выхода пород: 1 - доюрских: а - установленные, б - предполагаемые, 2- нижне-среднепротерозойских, 3 - архейских (Анабарский шит); 4- контур Обско-Хатангской мегагряды по венд-нижнепалеозойским отложениям; 5 - осложняющие мегавалы: 1 - Нижнемессояхский, 2- Северо-Норильский, 3- Северо-Путоранский; геоструктуры: А - Сибирская платформа, Б - Западно-Сибирская плита. В- Енисей-Хатангский прогиб. Г- Таймырская складчатая область, Д-Уральская складчатая область
Рис. 3. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ КАРТА СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ (составлена В.И. Казаисом по данным СГММ, 2003)
1 - профили МОГТ; 2- глубокие скважины, вскрывшие палеозойские либо более древние отложения; 3 - тектонические нарушения; 4 - область выхода на дневную поверхность довендских отложений; 5 - область выхода кристаллического фундамента на дневную поверхность (АЩ - Анабарский шит) либо на уровень закартированного горизонта в низах венд-палеозоя (ИВ - Игарский выступ); 6 - границы геоструктур и надпорядковых структур (полные названия либо их аббревиатуры даны на карте); границы ассоциаций структур I-II порядка и крупных структур I порядка преимущественно: 7- положительных, 8- отрицательных. 9-знакопеременных; контуры: 10- положительных, 11 - отрицательных структур: а - II порядка, б- III порядка; 12- плановое положение интерпретационного разреза; ассоциации структур I-II порядка и крупные структуры I порядка: I- Северо-Норильская гряда, II- Центрально-Норильская гряда, III- Южно-Норильская гряда. IV- Хантайско-Рыбнинский мегавал, V- Богатырский (Приенисейско-Котуйский) региональный прогиб, VI- Большеозерский мегапрогиб. VII- Ессейская мегатерраса, I1 - Северо-Норильский мегавал, I2- Северо-Путоранский мегавал, II1 - Кутарамаканский мегавал, II2- Нерангдинский мега- вал. III1- Снежногорский мегавал, V1 - Норильско-Хараелахский мегапрогиб, V2-Богатырский мегапрогиб; структуры IIпорядка; 1 - Малохетский вал. 2-Северо-Пясинский вал. 3- Самоедский крупный вал. 3а - Самоедский вал, 3б - Южно-Кыстытахское поднятие. 4 - Пастагинский вал, 4а - Никитовское поднятие. 4б - Мегунское поднятие, 5 - Маймечинский выступ, 5а - Романихинское поднятие, 5б - Верхне-Налинское поднятие. 6 - Кураанахский структурный мыс, 7- Кутарамаканский вал, 8 - Дулисмерское куполовидное поднятие, 9- Нерангдинский вал, 10- Кулиндинский выступ, 11 - Снежногорский вал, 12- Дюпкунский вал, 13- Шадринское куполовидное поднятие, 14- Эрупчинское куполовидное поднятие, 15- Северо-Анамский структурный залив. 16- Хантайский вал, 17 - Рыбнинский вал, 17а- Западно-Микчангдинское поднятие, 18 - Норильско-Вологочанский прогиб, 19 - Хараелахско-Иконский прогиб, 20- Богатырский прогиб, 21 - Куреляхская мульда, 22- Умуктакская мульда. 23- Гулямская впадина. 24 - Кандинская впадина. 25- Дудинский вал. 26- Южно-Пясинский структурный мыс, 27- Нералахский структурный мыс, 28-Оранская структурная терраса. 29-Большеозерский прогиб. 30-Первая Гагарьинская впадина, 31 - Вторая Гагарьинская впадина. 32- Третья Гагарьинская впадина. 33- Люксинская впадина, 34 - Хантайский структурный мыс, 35 - Хакомская структурная терраса, 36-Рубаскинская впадина, 37-Хаиктинкский структурный мыс, 38-Сигмоянский структурный залив, 39-Баратайский выступ, 40-Тулинское поднятие. 41 - Восточно-Гулинское поднятие, 42- Долганский прогиб, 43-Горбиачинский прогиб, 44 - Люмаканская впадина. 45- Муруктинская впадина, 46- Чириндинский выступ; геоструктуры и надпорядковые структуры: ЗСП - Западно-Сибирская плита. EXPП - Енисей-Хатангский региональный прогиб, ТНПА - Турухано-Норильский плакантиклинорий; площади, где проводилось глубокое параметрическое либо опорное бурение: Блд-1 - Большелайдинская. Бг-1 - Болгохтохская. Юп-1 - Южно-Пясинская. Гр-1 - Гремякинская, Лд-358 - Ледянская, Чрн-271 - Чириндинская