Формирование структурно-тектонического каркаса и сейсмофациальной основы для бассейнового моделирования на примере создания региональной модели Паннонского бассейна

И. Дулич («НТЦ НИС – Нафтагас»), Г. Богичевич («НТЦ НИС – Нафтагас»), А. Родионов («Нефтяная Индустрия Сербии»), Т.В. Ольнева, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Паннонский бассейн является интереснейшим элементом структурно-тектонического строения Альпийского орогена (рис.1). Название бассейна дано по наименованию римской провинции Паннония, существовавшей с I века на территории современных Венгрии, восточной Австрии, юго-западной Словакии, северной Словении, северной Хорватии, северо-восточной Сербии, северной Боснии и Герцеговины. Один из вариантов интерпретации названия исходит из языка иллироязычных племен, использующего протоиндоевропейский корень «pen» — влага, вода, сырость.

Начало формирования Паннонского бассейна относится к позднему олигоцену — раннему миоцену. В его основании находится гетерогенный и сложнопостроенный фундамент. Под покров осадочного чехла выходят отложения палеозойского, мезозойского и палеогенового возрастов. Осадочный чехол, включающий отложения неогена и четвертичного периода достигает мощности 7 км. Особенностью бассейна является активный тектонический режим, утончения земной коры и повышенный тепловой поток: от 80-100 и до 130 mW/m2. Первое месторождение нефти в регионе было открыто в 1885 году в Хорватии. Нефтематеринский потенциал доказан для отложений мезозоя, палеогена, миоцена в Австрии, Венгрии, Румынии, Сербии и Хорватии /1-7/.

Рис.1. Географическое расположение площади регионального обобщения

В настоящее время регион характеризуется высокой степенью изученности, в его пределах открыто более 500 залежей, с общими запасами свыше 1 400 миллионов тонн условной нефти. В процессе длительного периода исследований сложилась общая концептуальная модель приуроченности основных зон нефтегазонакопления к грабенообразным прогибам неогенового времени формирования.

Компания ПАО «Газпром нефть» пришла в регион в 2009 году. Задачи, поставленные перед геологоразведкой с учетом изученности бассейна, продиктовали необходимость актуализации взглядов на его региональное строение. Основываясь на современных научных тенденциях к комплексному и целостному изучению нефтегазоносных бассейнов, ведущими экспертами компании был предложен проект по созданию региональной модели Паннонского бассейна /8/. В рамках проекта предполагалось создание геолого-геофизической базы данных по Паннонскому бассейну и сопредельным территориям; составление региональных сейсмогеологических профилей и корреляциях разрезов, описание нефтегазоносных систем; составление серии структурных и литофациальных карт масштаба 1:200 000-1:500 000 по основным отражающим (и продуктивным) горизонтам; проведение бассейнового моделирования. Задуманный масштабный проект был осуществлен силами двух компаний: ПАО «Газпром нефть» и НИС a.d. Нови Сад (Сербия) в период с 2014 по 2015 год. Выполненные работы являются примером классического регионального обобщения, носят научно-практический характер и представляют собой большой интерес для широкого круга специалистов. Площадь регионального обобщения охватывает 92 290 км2 (рис.1), территории 5 государств (Сербия, Республика Сербская, Венгрия, Румыния, Хорватия).

Фактический материал

Структурная основа для региональной бассейновой модели создавалась путем комплексной интерпретации сейсмических и скважинных данных. Фактическим материалом для регионального обобщения послужили данные по 3 251 скважинам (554 взяты за опорные); 81 582 пог.км. сейсмики 2D и 15 697 км2 сейсмики 3D. Чтобы увязать ‘этот огромный объем данных в единое целое, на первом этапе был сформирован каркас из 28 региональных композитных сейсмических профилей, общей протяженностью 6 670 км: 13 профилей субмеридионального направления и 15 — субширотного. По каждому композитному профилю выполнялась сейсмогеологическая интерпретация: базовая интерпретация во временной области; перевод данных в глубинную область; создание схемы корреляции по скважинам, расположенным вдоль линии профиля; построение лито-сейсмофациального разреза. Сейсмическая интерпретация по каркасным композитным профилям позволила создать единое стратиграфическое пространство, так как к моменту начала проекта принципы выделения региональных стратиграфических комплексов по скважинным данным на территории Венгрии, Сербии, Румынии значительно отличались. Дальнейшая площадная интерпретация увязывалась с опорной схемой профилей.

В основу сейсмической интерпретации были заложены сейсмостратиграфические подходы, разработанные изначально Питером Вейлом и его коллегами по Exxon Production Research Co. /Vail et al., 1977; ААPG Memoir 26/, основанные на принципиальном допущении, что сейсмические отражения аппроксимируют изохронные геологические поверхности изначально увязываемые с эвстатическими колебаниями. Однако, особенностью Паннонского бассейна является тот факт, что в его истории присутствовали разные этапы взаимоотношений с Мировым океаном: в отдельные периоды бассейн открывался, но большую часть времени развивался практически изолированно. Каждый из суббассейнов, составляющих Паннонский бассейн, несет в себе черты как общей истории геологического развития бассейна, так и имеет свои индивидуальные особенности. Это вызывает затруднения в идентификации одновозрастных толщ, особенно в погруженных частях депрессий. К особенностям заполнения бассейна можно отнести существование разнонаправленных источников сноса, быструю смену условий осадконакопления, широкий спектр фациальных обстановок. Все это находит свое отражение в сейсмическом волновом поле. Данные, полученные по результатам проведения масштабных, практически полурегиональных, работ МОГТ 3D являются богатым материалом для адаптации сейсмостратиграфических подходов, приемов секвенс стратиграфии и технологий сейсмофациального анализа к региональным особенностям Паннонского бассейна.

Региональные сейсмостратиграфические комплексы (ССК) и их описание

На протяженных региональных профилях в первом приближении хорошо опознается комплекс донеогенового основания, так как рисунок сейсмической записи в интервале разреза, сопоставляемом с донеогеновым основанием, резко отличается от сейсмического изображения в перекрывающей его толще. В пределах обозначенного интервала реперных отражающих горизонтов нет. Отдельные оси синфазности или цуги волн отмечаются фрагментарно, как на сейсмических данных МОГТ 2D, так и на сейсмических данных МОГТ 3D (рис.2,3). На фоне разрозненных осей синфазности иногда выделяются площадки с повышенными значениями амплитуд в стиле «Brith spot». При наличии скважинной информации сейсмические отражения можно условно отождествить со стратиграфическими границами, но только в пределах локальных участков. Скважинных данных крайне мало. Из более чем тысячи скважин, добуренных до условного фундамента, только около 50 скважин вскрывают по два разновозрастных комплекса, 5 скважин — по три комплекса, и всего 5 скважин проходят отложения юры, мела, триаса до вскрытия палеозоя. Поэтому в бассейновую модель информация о строении фундамента была заложена на основе площадного распределения разновозрастных образований вдоль поверхности донеогенового основания. Такой же подход использовался для создания литофациальной модели.

Рис.2. Пример сейсмического изображения в интервале фундамента и нижнемиоценовых отложений (Дремлянская депрессия)

Донеогеновое основание в целом можно обозначить как ССК (сейсмостратиграфический комплекс). Сейсмическое изображение в полной мере передает сложное строение основания, как результат активных тектонических процессов. Однако существуют примеры эффективной интерпретации подобных сложных разрезов, например, в сопредельном Венском бассейне, где в надвиговом комплексе обнаружены нефтяные месторождения.

Традиционно, строению донеогенового основания в регионе уделяется значительное внимание, так как площадное распространение месторождений контролируется простиранием его погруженных и приподнятых блоков. На основе интерпретации ССК-1 была создана новая структурно-тектоническая карта донеогенового основания высокой степени детальности. Анализ пространственного распределения открытых месторождений позволил подойти к обоснованию нового поискового критерия — приуроченности залежей к молодым сдвиговым дислокациям.

Отражение от поверхности донеогенового основания в регионе, как правило, является комплексным откликом, неустойчиво по латерали, во многом зависит как от состава пород фундамента, так и от строения перекрывающей его толщи. С этим моментом связаны проблемы интерпретации отражающих горизонтов, характеризующих распределение отложений нижнего и среднего миоцена, перекрывающих донеогеновое основание. ССК выделяются в зависимости от полноты геологического разреза на разных площадях исследований в пределах региона. Например, в пределах Дремлянской депрессии, интервал, соответствующий нижнемиоценовым отложениям выделяется в отдельный ССК (рис.2). Мощность отложений достигает 900 м. Сейсмическое изображение наглядно отображает процесс заполнения формирующейся на тот момент впадины. Отмечается чередование протяженых и локально выраженных осей синфазности. В пределах отдельных участков рисунок соответствует характерному отображению оползневых процессов.

Рис.3. Временной сейсмический разрез, соответствие сейсмического изображения геологическим комплексам (Мако депрессия)

В пределах участков, характеризующихся полным разрезом отложений среднемиоценового возраста, на сейсмических разрезах можно выделить интервалы с «морским» заполнением и «континентальным». В первом случае сейсмическое изображение более контрастно и состоит из достаточно протяженных ярких отражений; во втором случае выглядит более приглушенно и хаотично. Большинство отражений носит интерференционный характер.

Визитной карточкой типового разреза Поннонского бассена можно считать мощный клиноформный комплекс. Сложное сочетание многих факторов, таких как эвстатические колебания, тектонические процессы, вариации климата обусловили уникальность этого комплекса. Специфической чертой этого ССК можно считать его уникальную иллюзорность для специалиста-интерпретатора. На отдельных вертикальных сечениях или профилях сейсмическое изображение смотрится практически идеально, в обозначенном интервале достаточно четко выделяются опорные отражающие горизонты, подчеркивающие характер заполнения бассейна. Однако, проблема для интерпретатора заключается в том, что, как правило, эти горизонты не являются выдержанными по латерали и благополучно «растворяются» через несколько сечений. Такой крайне вариативный сейсмический отклик обусловлен высокой степенью изменчивости петрофизических характеристик, что является следствием очень быстрой смены геологических событий.

Обозначенный ССК очень интересен как с точки зрения секвенс стратиграфии, так и с позиций сейсмофациального анализа (рис 4). В сейсмическом изображении легко опознаются многочисленные оползневые явления, характерные для неконсолидированных осадков на склонах моря-озера в условиях активного поступления осадочного материала. На седиментационных (погоризонтных слайсах) слайсах узнаваемы лопасти конусов выноса, подводящие каналы, несмотря на малые мощности отложений и интерференционную картину в целом (рис.4).

Для региональной модели в клиноформном комплексе было выделено 9 клиноформных комплекса.

Рис.4. Пример интерпретации седиментационного слайса в пределах клиноформного комплекса. Выделение характерных элементов: склон, подводящие каналы, конусов выноса

Клиноформный комплекс перекрыт отложениями верхнего понта и плиоцена, сформированых в условиях обширной озерно-аллювиальной равнины, которые по сейсмическому изображению можно уверенно выделить в отдельный единый ССК. Интервал сейсмического разреза, сопоставимый с толщей отложений верхнего понта — плиоцена, характеризуется прерывистыми осями синфазности, наличием локальных аномалий, отсутствием латерально выдержанных (устойчивых по латерали) опорных отражающих горизонтов. Отражения, ассоциированные с границами нижний понт — верхний понт и верхний понт — плиоцен, как правило, интерференционные и динамически невыдержанные. По данным сейсмофациального анализа в отложениях понт-плиоценового возраста Паннонского бассейна можно предположить развитие разветвленных рек, где многочисленные русла разделены намывными островами, сложенными в основном песчаным материалом. По сейсмическим данным определено доминирующее субмеридиональное направление русел, что отражает положение геоструктурных элементов и тектонических движений. В отдельных случаях отмечаются участки ограниченного меандрирования, которые могут быть связаны как со стабилизацией тектонического режима, так и с процессами воздыманием территории. В течение верхнего понта и плиоцена в регионе продолжалась активная тектоническая деятельность, как в центральной части бассейна, так и на его периферии. В совокупности с глобальными вариациями климата тектонические процессы повлияли на питание рек и густоту речной сети (особенно для горных районов), на эрозионные процессы (при воздымании блоков), на морфологию речных долин и их изменение, направление русел (рис.5).

Рис.5. Особенности сейсмического изображения в интервале комплекса формации Уйфало и Плиоцена. Седиментационный слайс по амплитудному кубу, демонстрирующий развитие русловых образований

Каркас 3D модели

В процессе формирование структурно-тектонического каркаса была проведена корреляция по горизонтам М1 и M2 в интервале, соответствующем миоценовым отложениям; по кровле формации Эндрод; кровле формации Солнок; кровле формации Алжио, кровле формации Уфало и поверхности донеогенового основания. Точность стратиграфической идентификации горизонтов и их корреляции соответствует региональному масштабу проекта и обозначенным задачам.

Большие неопределенности связаны с корреляцией и переводом в глубинный масштаб горизонта, соответствующего поверхности донеогенового основания по причине отсутствия скважинных данных в наиболее погруженных зонах депрессий.

Еще одна проблема масштабирования связана с разломной тектоникой. В процессе интерпретации сейсмических данных разломной тектонике было уделено большое внимание. В результате по каждому профилю приходилось находить определенный компромисс между необходимым и достаточным количеством разломов, так как разломы в регионе играют очень важную роль в качестве каналов миграции углеводородов. Наличие разлома является важным поисковым критерием при обосновании потенциальных объектов, особенно это критично для объектов в отложениях понт- плиоценового возраста. Однако, региональный масштаб модели не позволяет включить в модель локальные разломы, играющие важную роль для конкретной отдельно взятой залежи. Этот факт необходимо учитывать при анализе результатов моделирования. Возможно, как объективную погрешность.

Рис.6. Фрагмент 3D модели Паннонского бассейна

Выводы

Полученные результаты работ знаменуют собой новый этап в региональном геологическом обобщении и представляют собой богатый материал для дальнейшего осмысления геологического строения региона.

Ключевым направлением просматривается продолжение изучения донеогенового основания, моделирование структурно-тектонических процессов его сформировавших, моделирование взаимодействия основания и перекрывающего его осадочного чехла. Именно с фундаментом связывают остаточный нераскрытый потенциал региона. Для поддержания этого направления необходима прежде всего информация. Сейсмогеологические условия для получения устойчивых отражений в комплексе фундамента оцениваются как достаточно сложные. Необходимо разрабатывать специальные полевые методики и тестировать новые подходы в обработке сейсмических данных, направленные на получение сейсмического изображения в обозначенном сейсмостратиграфическом комплексе. Получение более качественной сейсмической информации желательно поддержать программой глубокого бурения, нацеленной на вскрытие как можно более полных разрезов донеогенового основания

Второе направление связано с детализацией региональной модели на уровне суббассейнов. В настоящий момент региональная модель является достаточно «загрубленной». В этой модели невозможно передать крайне высокую степень латеральной лито-фациальной изменчивости, являющейся особенностью геологического строения данного региона. Последующая детализация модели на предмет более углубленного палеогеографического анализа и анализа истории геологического развития региона в целом будет проводится на основе сейсмофациального анализа, и к этому есть все предпосылки предварительной оценки ССК. Подобная детализация позволит определится с потенциалом литологических и литолого-стратиграфических ловушек, в большом количестве выделяемых в толще осадочного чехла.

Список литературы:

1. HORVÁTH F., 1993: Towards a mechanical model for the formation of the Pannonian basin.- Tectonophysics, 226, 333-357.

2. HORVÁTH F., TARI G., 1999: IBS Pannonian Basin Project: a review of the main results and their bearings on hydrocarbon exploration.- In: The Mediteranean Basins: Tertiary extension within the Alpine Orogen (Eds. B. Durand et al.). Geol. Soc. London, Spec. Publ., 156, 195-213.

3. HORVÁTH F., SZTANÓ O., UHRIN A., FODOR L., BALÁZS A., KÓBOR M., WÓRUM G., 2012: Towards a dynamic model for the formation of the Pannonian basin. Geophysical Research Abstracts, 14.

4. LENKEY L., DOVENYI P., HORVATH F., CLOETINGH S., 2002: Geothermics of the Pannonian basin and its bearing on the neotectonics. GU Stephan Mueller Special Publication Series, 3, 29–40.

5. ROYDEN L.H., HORVÁTH F., NAGYMAROSY A. & STEGENA L., 1983: Evolution of the Pannonian Basin System: 2. Subsidence and Thermal History, Tectonics, 2, 91-137.

6. ROYDEN L., 1988: Late Cenozoic teconics of the Pannonian basin system. In: Royden, L. H. & Horváth, F. (eds) The Pannonian basin, a study in basin evolution, American Association of Petroleum Geologists, Memoirs, 45, 27–48.

7. SCHMID S., BERNOULLI D., FÜGENSCHUH B., MATENCO L., SCHEFER S., SCHUSTER R., TISCHLER M., USTASZEWSKI K., 2008: The Alpine-Carpathian-Dinaridic orogenic system: correlation and evolution of tectonic units. Swiss Journal of Geosciences, 101, 139-183.

8. DULICN I., and at Regional Study of Pannonian Basin Proceedings of the 17th Meeting of theAssociation of European Geological Societies. Belgrade 2011. P 103-105

Возврат к списку