CC BY
68
ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА
2008 г. Выпуск 1 (8). С. 34-42
УДК 550.36
ФАКТОРЫ ТЕРМИЧЕСКОЙ ИСТОРИИ И НЕФТЕГЕНЕРАЦИИ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ ВЕРХНЕЛЯМИНСКОГО ВАЛА
(ЮГОРСКЙ СВОД)
В.И. Исаев, Г.А. Лобова, Л.Н. Мочалкина, С.А. Попов, О.Г. Литвинова
Введение
К началу XXI века получили широкое распространение методы палеотемпературного моделирования для оценки степени катагенеза потенциально нефтематеринских пород [3 - 6,
9, 10, 12]. Применяемое математическое моделирование, учитывающее изменение во времени многочисленных параметров геотермополя, позволяет достаточно достоверно и точно рассчитывать температуры на любой момент геологического времени в любой точке разреза [8, 14]. Наряду с другими важнейшими для нефтегазовой геологии параметрами термополя, такими, как нестационарность глубинного теплового потока и скорости осадконакопления, обращается внимание на необходимость учета палеоклиматических условий - векового хода температур поверхности Земли. Причем, большое значение придавалось факторам изменения климатических условий в олигоцен-раннечетвертичное время и резкому похолоданию в позднечетвертичное время [9]. Тем не менее, нам не известны специальные публикации, посвященные конкретным количественным оценкам влияния палеоклимата на интенсивность генерации УВ глубокопогруженных нефтепроизводящих осадочных комплексов. В настоящем сообщении этот вопрос рассмотрен специально.
Ниже приводятся результаты исследования методом палеотемпературного моделирования в центральной части Западно-Сибирской плиты, в пределах Верхнеляминского вала (рис. 1), осложняющего Югорский свод. Цель исследований - «трассирование» в геологическом времени местоположения интенсивных очагов генерации нефти баженовской (К1Ь-13й, 142-151 млн. лет назад) и шеркалинской (131-р, 185-196 млн. лет назад) свит.
Геолого-структурная характеристика района исследований
Согласно тектоническому районированию территории Ханты-Мансийского автономного округа [1] Верхнеляминский вал приурочен к центральной приподнятой части Фролов-ского геоблока, который является крупнейшей шовной зоной. На западе через Елизаровский прогиб, блок граничит с Красноленинским сводом Зауральского геоблока, на востоке с Сургутским сводом Среднеобского центрального геоблока. В эту же шовную зону входит серия впадин и котловин (Западно-Ярудейская, Вынглорская, Тундринская, Хантымансийская).
На структурной карте по отражающему горизонту А (кровля доюрских отложений), построенной по материалам работ сейсмопартий 2001-2003 годов, в центральной части Фро-ловской мегавпадины вырисовывается сопоставимый по размерам с Сургутским сводом выступ фундамента. Выявленная в 2002 году структура была названа Югорским сводом.
Рис. 1. Схематический фрагмент «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» (под ред. В.И. Шпильмана и др., 1998): 1 - границы тектонических элементов I порядка; 2 - границы внутреннего районирования; 3 -
месторождение и его название; 4 - скважина и ее название.
Свод выделяется по поверхности доюрского основания относительно изогипсы - 3350 м и превышает 150 м, увеличиваясь на локальных поднятиях до 400 м.
Его можно рассматривать как мегатеррасу. Но анализ карты общей мощности юрских отложений показывает, что, вероятнее, это свод, недооформившийся из-за недостаточной амплитуды тектонических движений, или, наоборот, расформированный в результате регионального наклона территории в северо-восточном направлении [11]. Югорский свод, не имея четких границ, осложнен структурами II порядка: Верхнеляминским, Туманным и Ай-Пимским валами и Севе-ро-Камынской седловиной.
Верхнеляминский вал по горизонту «Б» (кровля юрских отложений), не имея единой окон-туривающей изогипсы, объединяет ряд структур III порядка, представляющих собой структурные мысы и брахиантиклинали, осложненные, в свою очередь, структурами IV порядка: Центральная, Верхне-Назымская, Назымская, Тункорская, Татьеганская, Апрельская, СевероАпрельская, Итьяхская, Тортасинская, Панлорская, Унлорская, Западно-Унлорская, Северо-Санлорская.
Краткая характеристика нефтегазоносности
Согласно нефтегеологическому районированию [1] месторождения восточной части Верхнеляминского вала относятся к Ляминскому нефтегазоносному району Фроловской
нефтегазоносной области (табл.1)
Таблица 1
______ Характеристика некоторых месторождений Верхнеляминского вала____________________
№ п/п Месторождение Категория по запасам Фазовый состав Нефтегазоносные комплексы
1 Апрельское Мелкое нефть верхнеюрский
нефть среднеюрский
нефть палеозойский
2 Итьяхское Мелкое нефть верхнеюрский
нефть, газ среднеюрский
Продолжение таблицы 1
нефтепроявления Тг
3 Тортасинское Мелкое нефть меловой
нефть верхнеюрский
нефть среднеюрский
нефть нижнеюрский
В таблицу 2 сведены данные по испытаниям, проведенным в посково-разведочных скважинах Апрельской, Панлорской, Итьяхской, Западно-Унлорской и Тортасинской площадей.
Палеотемпературное моделирование
В нашей модели (рис. 2) процесс распространения тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения
X ди д (, ди^ „
Г, (1)
а 51 дЬ
X —
V дЬ
у
где X - теплопроводность, а - температуропроводность, Г - плотность внутренних источников тепла, с краевыми условиями
и|г.. = им.
-хди
дЬ
4(1),
Ь=0
где
■(*)
верхняя граница осадочной толщи.
(2)
(3)
Рис. 2. Схематическое изображение слоистого осадочного разреза при палеотемпературном моделировании.
Условные обозначения и пояснения в тексте
Осадочная толща описывается мощностями стратиграфических комплексов И(, для каждого из которых заданы теплопроводность XI, температуропроводность а;, плотность радиоактивных источников Г и скорость осадконакопления У(. Скорость осадконакопления может быть отрицательной. Для решения одномерной начально-краевой задачи (1) - (3) с разрывными коэффициентами применен метод конечных элементов [7, 13].
Таблица 2
Результаты испытания скважин на Апрельской, Панлорской, Итьяхской, Западно-Унлорской и Тортасинской площадях (по месторождениям приведены скважины, тяготеющие по местоположению к скважинам Панлорская 2 и Западно-Унлорская 307)
Название площади № скв. Интервал испытания, м Отложения (свита) Пласт (горизонт) Приток, м3/сут Тип флюида
1 2 3 4 5 6 7
Апрельская 4 2722-2730 2744-2780 2795-2821 К] — (тутлеймская) - .Т2а-Ь-Ы (тюменская) , го 22 сухо
2866-2890 2833-2923 12а-Ь-Ы (тюменская) «О 2 сухо
3010-3018 3068-3086 3108-3118 3128-3133 12а-Ь-Ы (тюменская) -1 р-1 (шеркалинская) Ю8-10 2,9 нефть 50%, вода 50%
Панлорская 1 3275-3290 палеозой Р2 пл. нефти, вода
2 1666-1694 К1а (викуловская) ВК1 62,4 вода
2141-2223,5 К1Ьг-§-у-Ь (фроловская) АС2 сухо
2187-2260 К1Ьг-§-у-Ь (фроловская) АС2 сухо
2780-2827 13о-кш (абалакская) Ю1 сухо
2800-2864 13о-кш (абалакская) - 12а-Ь-Ы (тюменская) ЮЬ Ю2 2,9 ФБР
3167-3200 .Г2а-Ь-Ы (тюменская) -1 р-1 (шеркалинская) Ю10-11 24,9 вода
3285-3333 палеозой Р2 7,3 Вода
Итьяхская 300 2708-2720 К} — (тутлеймская) Ю0 6 нефть
2730-2738 .Г2а-Ь-Ы (тюменская) Ю2 6 нефть
2677-2767 К^ — (тутлеймская) - .Г2а-Ь-Ы (тюменская) Ю0 - Ю2-3 12,8 ФБР, пл. нефти
3127-3247 палеозой Р2 сухо
301 2717-2783 К1 - (тутлеймская) - .Г2а-Ь-Ы (тюменская) Ю0- Ю2-3 8,3 ФБР, пл. нефти
3007-3097 Р-Т - палеозой к.в.+ Р2 7 ФБР, пл. нефти
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7
Западно- Унлорская 307 2721-2741 К] — (тутлеймская) Ю0 сухо
2738-2763 13о-кш (абалакская) ЮК1 11,5 ФБР, пл. нефти, газ
8 2780-2840 К} — (тутлеймская) - .Т2а-Ь-Ы (тюменская) - 2 ^ -Ю0 Ю Ю сухо
2982-3030 .Т2а-Ь-Ы (тюменская) Ю2-9 сухо
2979-3092 .Г2а-Ь-Ы (тюменская) - палеозой Ю2-9- Р2 сухо
Тортасинская 1 1110-1115 К2Б (уватская) ПК1 45 вода
1670-1675 К1а (викуловская) ВК1 24,75 вода
2070-2082 К1Ьг-§-у-Ь (фроловская) АС3 4,13 вода
2366-2381 К1Ьг-§-у-Ь (фроловская) АСу 7,06 нефть
2396-2408 К1Ьг-§-у-Ь (фроловская) АС7.8 сухо
2790-2810 (тутлеймская) Ю0 7,8 нефть
2834-2867 .Т2а-Ь-Ы (тюменская) -3 2- Ю 7,8 нефть
3164-3278 палеозой Р2 сухо
100 2774-2824 К1 — (тутлеймская) Ю0 сухо
2818-2848 .Т2а-Ь-Ы (тюменская) Ю2-3 сухо
3159-3208 Р-Т к.в. сухо
101 2756-2809 К1 — (тутлеймская) Ю0 6,15 нефть
2782-2805 К1 — (тутлеймская) Ю0 0,71 нефть
2827-2847 .Т2а-Ь-Ы (тюменская) Ю2 1,2 нефть
2828-2900 12а-Ь-Ы (тюменская) Ю2-5 7,2 нефть
В случае стационарности глубинного теплового потока q, решении обратной задачи определяется из условия
Ё (и )-Ті )2 —— тіп
і=і (4)
Решение обратной задачи строится с учётом того, что функция и^, 1, q), являющаяся решением прямой задачи (1) с краевыми условиями (2) и (3), в этом случае линейно зависит от д.
Краевое условие (2) определяет температуру «нейтрального» слоя и может задаваться в виде кусочно-линейной функции и(1) векового хода температур поверхности земли. А краевое условие (3) может задаваться в виде кусочно-линейной функции q(t) изменения значения глубинного теплового потока. Т - измеренное распределение температур.
Некоторые результаты исследований
Оценка влияния векового хода температур земной поверхности [5, 15] на термическую историю баженовской свиты приводится для скважин Панлорская 2 и Западно-Унлорская 307 (рис. 1). Выбор названных скважин в качестве представительных определен тем, что здесь температуры измерены при значительных дебитах флюида из интервалов испытаний. Это позволяет достаточно уверенно измеренные температуры отождествлять с пластовыми. Характеристика разрезов скважин приведена в таблице 3.
Таблица 3
Характеристика разрезов скважин Панлорская 2 и Западно-Унлорская 307 (* отражательная способность витринита (ОСВ) изучена в ИНГиГ СО РАН (г. Новосибирск) и предоставлена доктором геол.-мин. наук Фоминым А.Н.)
№п/ п Характеристики Панлорская 2 Западно-Унлорская 307
1 Забой, м 3333 2780
2 Отложения на забое (свита) Кора выветривания (Р-Т) Тюменская (12Ы-Ь-а)
3 Кровля баженовской свиты, м 2783 2724
4 Мощность баженовской свиты, м 15.0 17.5
5 Мощность олигоценовых отложений, м 157 130
6 Мощность неогеновых отложений, м 0 0
7 Мощность четвертичных отложений, м 65 50
8 Результаты испытаний (интервал, тип флюида, дебит, пластовая температура) 3170 м - вода; 24.9 м3/сут.; 900С 2684 м - сухо; 810С 2741 м - ФБР, газ + сл. нефти; 11.5 м3/сут.; 830С
9 Температура по ОСВ* 2785 м - 930С 2724 м - 930С
На первом этапе исследований палеоклиматические температуры не учитывались, т.е. температура «нейтрального слоя» [5:37] принималась постоянной, нулевой. В этом случае, для согласования температур, определенных по отражательной способности витринита (ОСВ) (табл. 3), и максимальных палеотемператур баженовской свиты оказалось необходимым принять размыв верхнепалеогеновых отложений в объеме 530 м (скв. Панлорская 2) и 450 м (скв. Западно-Унлорская 307). Однако, по имеющимся геологическим данным такие размывы для центральной части Западно-Сибирской плиты не установлены.
Поэтому на втором этапе исследований палеотемпературное моделирование выполнено с учетом векового хода температур земной поверхности за последние 142 млн. лет (табл.4). В этом случае максимальные палеотемпературы баженовской свиты вполне согласовались с температурами по ОСВ, без включения в модель как размыва верхнепалеогеновых отложений, так и нестационарности глубинного теплового потока.
Анализ таблицы 4 позволяет сделать следующие выводы:
1) вековой ход температур земной поверхности оказал существенное влияние на термический режим (интенсивность генерации УВ) глубокопогруженных осадков баженовской свиты;
Таблица 4
Геотемпературы баженовской свиты в разрезе скважин Панлорская 2 и Западно-Унлорская 307 (жирным шрифтом обозначены температуры __________________главной зоны нефтеобразования)__________________
№ п/п Время, млн. лет назад Вековой ход температур на поверхности земли, 0С Скв. Панлорская 2 Скв. Западно-Унлорская 307
Геотемпературы с учетом палеоклимата, 0С Геотемпературы без учета палеоклимата, 0С Раз- Раз- ни- ца, 0С Геотем-пературы с учетом па-леокли-мата, 0С Геотемпературы без учета палеоклимата, 0С Раз- ница, 0С
1 0 0 79 79 0 82 82 0
2 0.03 -4 78 79 -1 81 82 -1
3 0.07 -4 78 79 -1 81 82 -1
4 0.11 -4 79 79 0 82 82 0
5 0.19 -8 79 79 0 82 82 0
6 0.235 -10 80 79 1 83 82 1
7 0.245 0 81 79 2 85 82 3
8 0.5 2 82 78 4 86 82 4
9 1.64 3 81 77 4 85 81 4
10 3 3 82 77 5 86 81 5
11 5 4 83 77 6 87 81 6
12 10 7 85 77 8 89 81 8
13 15 10 88 77 11 92 81 11
14 20 7 85 77 8 89 81 8
15 24.0 4 83 77 6 87 81 6
16 30 8 85 75 10 89 79 10
17 35 13 89 73 16 92 77 15
18 37.6 20 92 72 20 97 76 21
19 40 20 91 70 21 96 74 22
20 45 21 87 66 21 89 70 19
21 50 21 83 62 21 87 65 22
22 54.8 20 79 58 21 82 61 21
23 61.7 20 74 54 20 77 56 21
24 73.2 20 71 52 19 74 54 20
25 89.8 20 66 46 20 69 48 21
26 91.6 20 64 43 21 66 45 21
27 98.2 21 57 35 22 60 38 22
28 114.1 21 50 28 22 51 30 21
29 116.3 20 41 20 21 43 21 22
30 120.2 20 39 18 21 41 20 21
31 142.2 22 22 0 22 22 0 22
2) наиболее существенное влияние на формирование геотемператур баженовской свиты оказало изменение климатических условий в олигоцен-раннечетвертичное время (37 - 0.5 млн. лет назад);
3) резкое похолодание в поздечетвертичное время (0.25 - 0.03 млн. лет назад) не столь значительно понизило геотемпературы баженовской свиты, однако, вывело свиту из главной зоны нефтеобразования [2];
4) в осадочном разрезе района скважины Панлорская 2 генерация нефти баженовской свитой, с преимущественно сапропелевым типом РОВ, происходило в интервале 45 - 10 млн. лет назад. Причем, интенсивная генерация нефти соответствует интервалу 40 - 35 млн. лет назад, а в остальное время наблюдается слабый нефтяной очаг;
5) в осадочном разрезе района скважины Западно-Унлорская 307 генерация нефти баженовской свитой происходила на более значительном временном интервале 50.0 - 0.25 млн. лет назад, а мощный очаг генерации нефти занимает широкий временной интервал 45 - 15 млн. лет назад;
6) можно сделать предварительное заключение, что несколько более мощный и долгоживущий очаг генерации нефти в районе скважины Западно-Унлорская 307 явился причиной более значительных масштабов нефтегазонакопления расположенных рядом месторождений. Так, на Тортасинском местрождени, по сравнению с Апрельским, нефтенасыщенными являются не только юрские комплексы, но и меловой (табл.1);
7) наличие несколько более мощного и долгоживущего очага генерации нефти в районе скважины Западно-Унлорская 307, находит, вероятно, отражение и в более значительных дебитах притоков нефти в расположенных рядом скважинах Итьяхского и Тортасинского месторождений (табл.2).
Авторы настоящей работы предполагают сделать основательное заключение по факторам термической истории потенциально материнских баженовской и шеркалинской свит Югорского свода по завершению палеотемпературного моделирования разрезов 36 поисково-разведочных скважин в пределах Верхнеляминского вала. Будет дано заключение и о местоположении, интенсивности, размерах и формах очагов генерации нефти на «ключевые» моменты геологического времени.
Работа выполнена по заданию Федерального агентства по образованию РФ по теме «Методология моделирования теплового потока литосферы Сибири и локализации прогнозных ресурсов углеводородов».
ЛИТЕРАТУРА
1. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Ред. Ахпателов Э.А., Волков В. А., Гончарова В.Н.. Елисеев В.Г., Карасев В.И., Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Тепляков Е.А., Хафизов Ф.З., Шпильман А.В., Южакова В.М. -Екатеринбург: Изд-во «ИздатНаукаСервис», 2004. - 148 с.
2. Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика, 1997, №6. - С. 1070-1078.
3. Галушкин Ю.И., Смирнов Я.Б. Термическая история осодочных бассейнов: экспресс-методы оценки теплового потока // Геология и геофизика, 1987, №11. - С.105-112.
4. Дучков А.Д., Галушкин Ю.И., Смирнов Л.В., Соколова А.Д. Эволюция температурного поля осадочного чехла северной части Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика, 1990, №10. - С.51-60.
5. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. - М.: Недра, 1986. - 222 с.
6. Исаев В.И., Волкова Н.А., Ним Т.В. Решение прямой и обратной задачи геотермии в условиях седиментации // Тихоокеанская геология, 1995, №3. - С.73-80.
7. Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Веселов О.В., Бычков А.В., Соловейчик Ю.Г. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа, 2002, №6,. - С.48-54
8. Исаев В.И., Фомин А.Н. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика, 2006, №6. - С.734-745.
9. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. - М: Недра, 1987. - 134 с.
10. Кутас Р.И., Цвященко В.А. Влияние осадконакопления на тепловое поле Черноморской впадины // Геофизический журнал, 1993, №1. - С.23-35.
11. Основные зоны поисков неструктурных залежей нефти и газа в триас-нижнеюрских отложениях / под ред. Суркова В.С. Новосибирск, 1986. - 134 с.
12. Подгорный Л.В., Хуторский М.Д. Термическая эволюция литосферы зоны сочленения Балтийского щита и Баренцевоморской плиты // Физика Земли, 1998,№3. - С.56-65.
13. Рояк М.Э., Соловейчик Ю.Г., Шурина Э.П. Сеточные методы решения краевых задач математической физики. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - 120 с.
14. Скачек К.Г., Лопатин Н.В., Гарифуллин И.И., Валеев Р. А. Геологическая и
палеотемпературная история генерации и миграции нефти Когалымского региона // Изменяющаяся геологическая среда: пространственно-временные взаимодействия
эндогенных и экзогенных процессов: Материалы Международной конференции. Том 2: г. Казань; 13 - 16 ноября, 2007 г. / Ред. Нургалиев Д.К., Щукин Ю.К. - Казань: Изд-во Казанск. гос. ун-та, 2007. - С.411-415
15. Шарбатян А. А. Экстремальные оценки в геотермии и геокриологии. - М.: Наука, 1974. -123 с.
