ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОЛГИНСКОИ ПЛОЩАДИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МОДЕЛИРОВАНИЯ НА ОПТИЧЕСКИ-АКТИВНЫХ МАТЕРИАЛАХ
В.С. Вовк (ОАО “Газпром"), А.Д. Дзюбло (ООО "Газфлот"), Т.В. Дмитриевская, С.Г. Рябухина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), А.В. Зайцев (МГУ им. М.В. Ломоносова)
Распределение флюида по разрезу осадочного бассейна определяется двумя факторами: степенью проницаемости горных пород и характером их напряженного состояния. Причем напряженное состояние определяет не только направление миграции флюида, но и оказывает значимое влияние на проницаемость горных пород. Принимая во внимание данное обстоятельство, предпринята попытка оценить распределение поля напряжений по разрезам Долгинской структуры методом тектоно-физического моделирования на оптически-активных материалах. Целью моделирования являлось выявление фрагментов разреза, имеющих минимальные значения напряжений, которые потенциально могут являться ловушками УВ.
Моделирование на оптически-активных материалах основано на понимании того факта, что подавляющее большинство деформаций в природе протекает в исходно структурированных средах. Реализация деформаций в таких условиях значительно отличается от деформаций, протекающих в однородном материале. Это определяет направленность изучения и анализа первичного геологического материала, специфику его обобщения и достаточно необходимого упрощения в приложении к задачам тектоно-физического моделирования. Говоря о структурированности среды, мы подразумеваем наличие в ней разномасштабных, часто иерархически соподчиненных, разного рода структурно-вещественных неоднородностей типа первичной расслоенности толщ, разрывных нарушений, кливажа, трещиноватости и других, т.е. всех тех элементов внутренней структуры толщ, которые определяют характер “поврежденности" геологической среды, степень нарушения ее сплошности.
Оценка напряженного состояния Долгинской структуры была выполнена на основе анализа структурно-геологических данных и результатов тектонофизического моделирования. При этом, в качестве исходной структурированности модельных образцов принималась их “нарезка" на блоки системой разрывных нарушений и поверхностями напластования стратиграфических систем.
Долгинская антиклинальная структура расположена в экваториальной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Данная структура является довольно крупной асимметричной складкой, у которой южное крыло осложнено главным Долгинским разрывным нарушением, имеющим сбросо-сдвиговую кинематику. Амплитуды вертикального смещения по данному разлому уменьшаются снизу вверх по разрезу от 600-700 м в низах карбона до 150-200 м в нижнем триасе. Главный Долгинский сбрососдвиг имеет древнее заложение и определяет морфологию вала как асимметричного горста. В отличие от главного Долгинского нарушения, сбрососдвиги, ограничивающие Долгинский вал на севере, имеют небольшие амплитуды смещения, практически постоянные по всему разрезу, - 50-100 м. По типу нарушения они относятся к сбросам и левосторонним сбрососдвигам с небольшими амплитудами горизонтального перемещения. Субширотные сбросы и сбрососдвиги, в свою очередь, нарушены сдвигами северо-западного направления, секущими основные разломы. Значения горизонтального смещения по ним также невелики, за исключением сдвигов на западе площади, горизонтальные перемещения по которым достигают 3 км.
Размеры Долгинской структуры по ее длинной оси, вытянутой вдоль Долгинского сброса, в приподнятом северном крыле по разным уровням составляют от 75 до 90 км. Высота структуры уменьшается вверх по разрезу от 500 м и более в карбонатной части разреза до 250 м в отложениях нижнего триаса.
Долгинское нефтяное месторождение открыто в 1999 г. поисковой скв. Южно-Долгинская-1 в результате испытания нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложений. Всего в пределах Долгинского месторождения пробурены две скважины, которые расположены в присводовой части одноименной структуры. В 2008 г. компанией ООО “Газфлот” предполагается пробурить еще одну скважину. В настоящее время извлекаемые запасы нефти Долгинского месторождения оценены по категориям C1+C2 в 235,8 млн т (С1 - 0,9 млн т).
Согласно нефтегазогеологическому районированию, месторождение Долгинское входит в состав Варандей-Адзъвинской нефтегазоносной области, в пределах которой выделяются пять нефтеносных комплексов:
силур-нижнедевонский карбонатный;
среднедевон-франский терригенный;
верхнедевон-нижнефранский
карбонатный;
пермь-каменноугольный карбонатный;
нижнетриасовый терригенный.
Главной задачей исследований авторов статьи было определить, какие части разреза Долгинской площади более перспективны с точки зрения геодинамики для обнаружения залежей нефти и газа.
Поляризационно-оптический метод исследования напряжений на прозрачных моделях (метод фотоупругости) основан на способности большинства прозрачных изотропных материалов (стекло, целлулоид, бакелит, отвержденные эпоксидные смолы, желатин, агарин и др.) под действием напряжений (деформаций) приобретать свойство двойного лучепреломления. Значение двойного лучепреломления связано со значениями напряжения и может быть измерено оптическим методом. Экспериментальные исследования проводились на прозрачных моделях путем просвечивания их поляризованным светом.
Моделирование напряженного состояния Долгинской структуры выполнялось с помощью желатин- глицеринового студня, физические свойства которого хорошо изучены. Помимо этого, в многочисленных работах разработаны критерии применимости данного материала для тектонофизического моделирования [1-4].
Разнородность блоков по конфигурации, ориентировкам границ определила сложную и неповторяющуюся картину напряжений. Проявление сложного рисунка изохром обозначило области повышенной и пониженной нагруженности деформируемого объема, участки и зоны концентраторов напряжений. Последние, как правило, соответствуют местам появления нескольких порядков радужного цветового спектра изохром, которые отражают разницу главных нормальных или максимальных касательных напряжений в объеме. О траекториях главных напряжений обычно судят по картинам изоклин, выраженных полосами бело-черного цветового спектра, которые бывают, как правило, в секущих соотношениях с изохромами. Перед деформацией на поверхности модели наносились маркеры в виде кругов внутри блоков и штрихов, субперпендикулярных границам блоков, с тем, чтобы судить о смещениях блоков относительно друг друга и об их объемной деформации. Эти маркеры позволяли также контролировать правильность выявления ориентировки траекторий главных напряжений по изоклинам. В результате для каждой экспериментальной ситуации были получены картины траекторий нормальных растягивающих и сжимающих напряжений внутри большинства блоков. Фиксация результатов в непрерывном деформационном процессе эксперимента проводилась постадийно, через некоторые относительно равные промежутки времени в определенном диапазоне значений деформации.
Моделирование напряженного состояния Долгинской структуры было выполнено на вертикальных разрезах. Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующих структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания через Долгинскую структуру (рис. 1). В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным и поверхности напластования стратиграфических систем: ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой. Геоинформационные технологии позволили осуществить строгую привязку в единой системе координат - модельные образцы и реальные геологические профили, что дало возможность совместить на общих разрезах структурно-геологическую и экспериментальную информацию.
Моделирование проводилось путем поперечного сжатия желатиновых образцов с исходной “нарезкой”, имевших длину и высоту, пропорциональные соответственно протяженности и глубине геологического профиля, и толщину около 2,5-3,0 см. Получающиеся картины напряженного состояния, выраженные распределением изохром нескольких порядков, фиксировались в поляризованном свете.
Всего было выполнено три серии экспериментов на трех субпараллельных профилях. Рассмотрим результаты моделирования.
На профиле 309413, пересекающем северо-западную часть Северо-Долгинской структуры, весь разрез разделен на отдельные участки относительно повышенных и пониженных значений напряженного состояния (рис. 2). Повышенные значения - концентраторы напряжений - локализуются вдоль краевых частей модели, особенно вдоль северо-восточной части, возможно, частично это связано с краевыми эффектами при моделировании. Центральная часть модели расположена между двумя крупными разрывными нарушениями, ограничивающими Долгинскую структуру с юго-запада и северо-востока. На разрезе отчетливо видно, что большинство зон с повышенными значениями напряжений приуроченны к нижним частям блоков, имеющих стратиграфические границы и примыкающих к главному Долгинскому сбрососдвигу. Верхняя часть таких блоков, напротив, как правило, находится в разгруженном состоянии. Таким образом, возникает чередование относительно нагруженных и разгруженных участков, значения напряжений которых могут существенно меняться.
Рассмотрим более детально распределение полей напряжений в районе скв. Северо-Долгинская-1. Верхняя часть, приходящаяся на висячее крыло главного Долгинского сбрососдвига, находится в ненагруженном состоянии. После пересечения разлома и до границы триас - пермь скв. Северо-Долгинская-1 проходит через сильнонагруженный участок. В пермских отложениях до отражающего горизонта l21u (P2u) располагается участок со средними значениями поля напряжения, который переходит в область концентратора, протягивающуюся до границы la (P1a+s). В блоке каменноугольного возраста картина распределения напряжений аналогичная, т.е. в верхней части блока - область пониженных значений, в нижней - повышенных.
Моделирование по срезам-сечениям профилей 309433 и 309440 показало аналогичную картину распределений напряженного состояния (рис. 3). Значение напряжений незначительно варьирует из-за изменения геометрии блоков. Так же как и по профилю 309413, наблюдаются области повышенных значений поля напряжений в краевых частях разрезов, связанные с краевыми эффектами при моделировании. Отмечается чередование областей повышенных и пониженных значений напряжений в лежачих крыльях главного Долгинского сбрососдвига и Северо-Долгинского разлома.
Выявленные нефтепроявления по скв. Северо-Долгинская-1 располагаются в отложениях P1a+s, т.е. находятся в пределах средних значений поля напряжений. Данный участок, согласно результатам моделирования, помещается внутри зоны повышенных значений напряжений и ограничен с юго-запада главным Долгинским сбрососдвигом. Следовательно, этот участок располагается в своеобразной геодинамической ловушке. Можно предположить, что подобные геодинамические условия благоприятны для формирования залежи, а аналогичные участки разреза потенциально благоприятны для обнаружения УВ. К таким участкам можно отнести: верхние части стратиграфических блоков P1ar-P2, D3 и О-S. Подобные зоны были выделены и по другим разрезам в центральной и юго-восточной частях Долгинской структуры.
Таким образом, в результате проведенных исследований с помощью тектоно-физического моделирования изучено напряженное состояние Долгинской площади по разрезам профилей 309413, 309433 и 309440. Построена модель напряженного состояния и дан прогноз наиболее перспективных с точки зрения распределения полей напряжений объемов горных пород для формирования нефтяных ловушек.
Литература
1. Бондаренко П.М. Моделирование тектонических полей напряжений элементарных деформационных структур // Экспериментальная тектоника (методы, перспективы, результаты). - М., 1989.
2. Осокина Д.Н. Пластичные и упругие низкомодульные оптически-активные материалы для исследования напряжений в земной коре методом моделирования. - М.: Изд-во АН СССР, 1963.
3. Осокина Д.Н. Моделирование тектонических полей напряжений, обусловленных разрывами и неоднородностями в земной коре // Экспериментальная тектоника (методы, перспективы, результаты). - М., 1989.
4. Осокина Д.Н. Вопросы применения поляризационно-оптического метода в экспериментальной тектонике для моделирования тектонических полей напряжений / Д.Н. Осокина, П.М. Бондаренко // Экспериментальная тектоника (методы, перспективы, результаты). - М., 1989.
© Коллектив авторов, 2008
Fluid distribution along sedimentary basin section is governed by two factors: rock permeability extent and stressed state character. The stressed state controls not only fluid migration direction but also much effects on rock permeability value. Considering this fact it was done an attempt to determine distribution of stressed field along sections of Dolginsk structure. Evaluating of stresses was carried out by tectonophysical modeling on optically active materials. The purpose of modeling was to reveal fragments of section with lowest values of stresses which potentially could be hydrocarbon traps. As a result of carried out investigations the most promising parts of Dolginsk structure section for hydrocarbon traps formation were recognized.
Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ОТРАЖАЮЩЕГО ГОРИЗОНТА IIv(C1v) ДОЛГИНСКОЙ ПЛОЩАДИ С НАНЕСЕННЫМИ НА НЕЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ РАЗРЕЗАМИ
1 - геологические разрезы; 2 - разломы; 3 - изогипсы отражающего горизонта
Рис. 2. ХАРАКТЕР НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ВДОЛЬ ПРОФИЛЯ 309413 ПО ДАННЫМ ТЕКТОНО-ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НА ОПТИЧЕСКИ-АКТИВНЫХ МАТЕРИАЛАХ
1 - разломы; границы: 2 - стратиграфических комплексов, 3 - зон разных значений касательных напряжений, значения касательных направлений. % максимального: 4 - 100-80; 5 - 80-60; 6 - 60-40; 7- 40-20; 8- 20-0
Рис. 3. ХАРАКТЕР НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ВДОЛЬ ПРОФИЛЕЙ 309433 (А) И 309440 (Б) ПО ДАННЫМ ТЕКТОНО-ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НА ОПТИЧЕСКИ-АКТИВНЫХ МАТЕРИАЛАХ
Усл. обозначения см. на рис. 2