CC BY
35УДК 552.578:551.73/.76(571.56)
Интегральные особенности формирования пород-коллекторов нефти и газа в Вилюйском позднепалеозойско-мезозойском нефтегазоносном бассейне
Н.Н. Алексеев
При сопоставлении глубин залегания зон стадиальных преобразований и Кп терригенных пород перми и мезозоя Вилюйской синеклизы с зонами катагенеза РОВ и ОСВ углей установлено, что резкие изменения этих параметров приурочены к определенным гипсометрическим уровням. Это позволило выделить новый показатель - зону критических глубин преобразования (3-4 км) терригенных пород в катагенезе. По интенсивности преобразования минерального и органического веществ и градиенту изменения физических свойств пород установлена вертикальная зональность формирования ловушек УВ и обоснованы возможности прогнозирования коллекторов нефти и газа соответствующего типа в пределах унаследованного, промежуточного и инверсионного типов блоков Вилюйской НГО.
Ключевые слова: зона критических глубин, «согласованный» и «несогласованный» типы соотношения глубин градиентов стадиальных изменений, структурные, литологические, стратиграфические и тектонически-экранированные типы залежей.
During comparison of depths of occurrences of stadial transformation zones and Kn terrigenous rocks of Permian and Mesozoic Viluy syneclise with zones of katagenesis of dispersed organic matter and vitrinite coal reflectance it is determined that abrupt changes of these parameters are confined to certain hypsometric levels. This allowed to recognize a new parameter - a zone of critical depths of terrigenous rock transformation (3-4 km) in katagenesis. Within the limits of inherited, intermediate and inversion types of Viluy oil-gas-bearing area blocks, vertical zonation of hydrocarbon traps formation is determined, and abilities to forecast oil and gas reservoirs of appropriate type are substantiated by intensity of transformation of mineral and organic matters and gradient of change of rock physical properties.
Key words: zone of critical depths, «concordant» and «discordant» types of the ratio of the depths of stadial changes, structural, lithologic, stratigraphic and tectonic-screened types of deposits.
Реализация грандиозного экспортно-ориентированного нефтегазового проекта «Восточная Сибирь - Тихий океан» ставит воспроизводство запасов промышленных категорий углеводородных ресурсов в Восточной Сибири в разряд наиболее приоритетных задач.
Анализ состояния сырьевой базы и прогнозная динамика добычи нефти на базовых месторождениях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) позволяют прогнозировать добычу нефти к 2015 г. в объеме 30 млн. т в год. Как показывают расчеты, предстоящие поисковоразведочные работы в пределах базовых месторождений и месторождений-спутников смогут обеспечить перевод запасов нефти из категории С2 в категорию С в объеме около 300 млн. т.
Для поддержания темпов роста добычи нефти, обеспечивающих постепенную загрузку экспортного трубопровода до уровня 56 млн. т в год в 2020 г. и 80 млн. т в 2025 г. вышеприве-
АЛЕКСЕЕВ Николай Николаевич - к.г.-м.н., в.н.с. ИПНГ СО РАН, vera@ipng.ysn.ru.
денные объемы выявленных запасов являются явно недостаточными.
По расчетам специалистов, для сохранения заданного уровня добычи нефти в течение экономически рентабельного срока действия инвестиционного проекта необходимо дополнительно прирастить сырьевую базу УВ за счет перспективных и прогнозных категорий С3 и Д1 в объеме 1,4-1,8 млрд. т.
Выявленные в данное время запасы месторождений природного газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) показывают, что годовой объем их добычи к 2020 г. может составить около 100 млрд. м3 в год, в том числе за счет промышленных запасов базовых месторождений (Чаяндинского и Ковыктинского) - 73,6 млрд. м3, месторождений-спутников - 13,3
млрд. м3 и ресурсов С3 - 16,7 млрд. м3.
Этот прирост сырьевых ресурсов УВ позволит поддерживать годовую добычу газа в объеме 100 млрд. м3 до 2030 г. без вовлечения в разработку запасов, переходящих из ресурсов Д1. В случае вовлечения запасов, получаемых из ресурсов Дь прирост промышленных запасов
природного газа оценивается в объеме 1,8 трлн. м , что позволить сохранить прогнозируемый уровень добычи достаточно продолжительное время.
Вышеизложенные данные показывают, что проблемы воспроизводства минеральносырьевой базы углеводородных ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) для реализации экспортно-ориентированных инвестиционных проектов становятся весьма актуальными.
Одной из важнейших проблем в нефтяной геологии является установление закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов нефтегазоносных горизонтов. Коллекторские свойства последних определяются их генезисом и последующими катагенетическими процессами. Условия седи-ментогенеза формируют направленность и интенсивность дальнейших преобразований тер-ригенных пород при их погружении и предопределяют принципиальные различия в строении их пустотного пространства.
Стадиальные преобразования осадочных отложений перми и мезозоя Вилюйской синекли-зы были рассмотрены в работах [1-3 и др.]. Эти преобразования можно сопоставить с зонами катагенеза рассеянного органического вещества (РОВ) и отражательной способности витринита (ОСВ) углей. Так, в зонах ПК и МК1 песчаники претерпевают незначительные структурные преобразования до глубины 2 км, где преобладают точечные и прямолинейные контакты между зернами [3, 4]. В нижней части зоны МК2 наблюдается начало проявления конформных структур. Для песчаников в зоне катагенеза МК3 типично возрастание количества линейных прямых и выпукло-вогнутых контактов между зернами обломочных минералов и пластическая деформация обломков пород. С началом появления конформных структур, что соответствует границе умеренной (МК2) и глубокой (МКз) стадий катагенеза в интервалах глубин 3,7-4 км, завершается процесс сближения и создания плотной упаковки терригенных зерен. В Ви-люйской синеклизе усиление вторичных преобразований отложений перми и мезозоя проявляется и в изменении состава глинистых минералов. В частности, в зоне МК2 отмечается резкое уменьшение вплоть до исчезновения содержаний каолинитов, монтмориллонитов и триокта-эдрических гидрослюд. Следует подчеркнуть, что в данном регионе наиболее резкие изменения в составе ассоциаций глинистых минералов прослеживаются в интервалах 3-3,5 км.
Общая схема эволюции и основные стадии постседиментационного преобразования орга-
нического вещества (ОВ) с момента его отложения до начала метаморфизма по изменению состава РОВ, маркам и ОСВ углей рассмотрены в работах [5, 6].
В осадочных породах нефтегазоносных комплексов перми и мезозоя Вилюйской синеклизы встречаются РОВ и угли всех стадий углефика-ции - от бурых до коксовых [1, 7].
В целом степень метаморфизма РОВ и углей в отложениях перми и мезозоя региона закономерно нарастает сверху вниз по разрезу, а в одновозрастных толщах - от окраинных к центральным и восточным частям синеклизы по мере их погружения.
Качественным показателем стадиальных преобразований терригенных пород являются и их физические свойства. Согласно модели уплотнения по Граусману [8], градиенты изменения открытой пористости (Кп) для пород терриген-ных коллекторов палеозоя и мезозоя Вилюйской синеклизы на каждые 1000 м уменьшаются на 8% до 3,5 км и на 4% до 4,5 км, а на глубинах свыше 4,5 км они не превышают 2%. Здесь резкие изменения постседиментационных преобразований песчано-алевритовых и глинистых пород, РОВ и углей четко трассируются на глубинах 3-4 км. Данный диапазон погружения отложений нами выделяется как зона критических глубин стадиальных преобразований терриген-ных коллекторов нефти и газа.
Зона критических глубин (ЗКГ) - это диапазон палеопогружения отложений, в пределах которого наблюдаются резкие скачкообразные постседиментационные преобразования пород, таких как плотность, открытая пористость и проницаемость. Усиление вторичных преобразований пород сопровождается также резким изменением в составе глинистых пород.
В соответствии с такими представлениями предлагается вертикальная зональность степени и градиента преобразованности от глубин их погружения.
Верхняя зона (выше ЗКГ) характеризуется относительно плавным изменением вторичных преобразований в песчаниках и алевролитах. Превышение максимальных значений плотности пород над минимальными составляет 0,7 г/см3; здесь широко развиты базальный, поро-вый, порово-плёночный типы цемента. В составе глинистых минералов пород-покрышек в верхней зоне сколько-нибудь значительная трансформация глинистых минералов не наблюдается.
Нижняя зона (ниже ЗКГ) отличается резким скачком (0,45 г/см3) динамики уплотнения алевритовых и песчаных пород, широким развитием конформных инкорпорационных структур.
В глинистой составляющей пород-покрышек в этой зоне завершается процесс дегидратации глинистых минералов, что обусловливает появление новообразованных слоистых силикатов (диоктаэдрических гидрослюд и хлоритов). Эти данные, а также высокая степень метаморфизма органического вещества =8,3%) указывают на значительную вторичную преобразованность пород.
Для переходной зоны (между верхней и нижней границами ЗКГ) показательны промежуточные степени и форма преобразования. В песчаных породах здесь наблюдаются сближение зерен и образование более плотной их упаковки. Здесь отмечается наибольшее разнообразие состава их цементов. В глинистых породах в пределах этой зоны широко развиты процессы ау-тигенных образований минералов со сложной структурой диоктаэдрического типа. С указанной зональностью увязываются и характер изменения коллекторских и экранирующих свойств пород, а также преобразований концентрированного и рассеянного ОВ.
В верхней зоне, согласно модели уплотнения по А.А. Граусману, градиент изменения открытой пористости (Кп) на каждые 1000 м погружения уменьшается на 8%. Здесь развиты преимущественно гранулярные типы коллекторов в сочетании с покрышками с высокими экранирующими свойствами, определяемыми в основном первичным литолого-фациальным составом отложений. Степень метаморфизма ОВ и углей в этой зоне не превышает соответственно стадии МК1 и «Д» при ОСВ углей Ra = 7%.
В нижней зоне Кп не превышает 2%, здесь развиты в основном порово-трещинные и трещинные типы коллекторов. Экранирующие свойства пород коллекторов в данной зоне резко снижаются за счет завершения процессов обезвоживания глинистых минералов, что еще более усугубляется появлением трещин перекристаллизации. Преобразования концентрированного и рассеянного ОВ в данной зоне отмечаются высокой степенью метаморфизма, превышающей соответственно стадии «Ж» и МК3 при ОСВ углей Ra = 8,3%.
В переходной зоне наблюдаются некоторое уменьшение градиента изменения открытой пористости (до 4%) по сравнению с верхней и сочетание гранулярных и трещинно-поровых типов коллекторов. В этой зоне отмечается ухудшение также экранирующих свойств пород-покрышек за счет интенсивных процессов дегидратации пород, приводящих к потере пластичности глинистой составляющей. Степень преобразованности ОВ в пределах распространения ЗКГ колеблется в сравнительно узком диапазоне и соответствует МК2и «Г».
Общеизвестно, что ведущими факторами для преобразования РОВ является температура, а для осадочных пород - давление. В частности, в регионах с различными геотектоническими условиями были выделены «согласованный» и «несогласованный» типы соотношений стадий преобразования органического и минерального веществ [9].
«Согласованный» тип встречается в регионах с однородным геотермическим режимом и при отсутствии стрессовых тектонических напряжений. Такой тип соотношения глубин градиентов стадиальных изменений минерального и органического веществ и модальных значений Кп пород нами предлагается называть «нормальным» рядом.
При «несогласованном» типе на участках, в частности магматогенного прогрева, степень вторичных преобразований ОВ опережает аналогичные изменения вмещающих терригенных пород, а при сдвигово-надвиговых напряжениях - наоборот. В палеогеотермическом поле гетерогенных блоков осадочного бассейна зона критических глубин стадиальных преобразований алеврито-песчаных и глинистых пород, РОВ и углей не адекватна таковой «согласованного» типа и имеет разные гипсометрические уровни. В них градиенты Кп терригенных коллекторов не идентичны вариационным рядам А.А. Граус-мана [8]. Подобные соотношения глубин стадиальных преобразований минерального и органического веществ и градиентов распределения Кп следует отнести к «нарушенному» ряду.
Ранее, исходя из вещественного состава верхнепалеозойских и мезозойских толщ Ви-люйской синеклизы, с учетом характера строения разреза и степени его фациальной выдержанности были выделены унаследованные, промежуточные и инверсионные типы блоков [10].
Блоки первых двух групп соответствуют относительно слабоприподнятым и опущенным блокам, а инверсионный блок (например, Хапа-чагайский) испытывал интенсивное восходящее движение в период верхнеюрско-нижнеме-лового этапа процессов тектономагматической активизации в Вилюйской синеклизе.
Нетрудно предположить, что в условиях незначительных перемещений унаследованного и промежуточного типов блоков нефтегазоносные комплексы верхнего палеозоя и мезозоя будут представлены преимущественно отложениями с «нормальным» рядом стадиальных преобразований свойств пород и органического вещества.
Здесь основные перспективы нефтегазонос-ности прогнозируются в зонах развития гранулярных типов коллекторов в структурных, стратиграфических и литологических ловушках, расположенных выше зоны критических глубин.
Закономерность уплотнения поровых коллекторов показывает, что возникновение пород с улучшенными коллекторскими свойствами на больших глубинах возможно либо за счет процессов растворяющего действия инфильтраци-онных вод в зоне интенсивного водообмена («поверхностный карст») во время значительных перерывов в осадконакоплении [11], либо за счет процессов, происходящих при значительных погружениях осадочных пород - «сжатия без дренирования» [12].
В условиях Вилюйской синеклизы продолжительные по времени и значительные по денудационному срезу перерывы в осадконакоплении наблюдались в предкарнийское, преднорийское и предрэтское время преимущественно в пределах унаследованных типов блоков. В центральной части Вилюйского позднепалеозойско-мезозойского нефтегазоносного бассейна перерывы в осадконакоплении практически не отмечались.
Следовательно, в процессе своей геологической истории отложения основных нефтегазоносных комплексов верхнего палеозоя и мезозоя рассматриваемой территории никогда не находились в зоне активного водообмена, и поэтому в них не могла образоваться вторичная пористость за счет явлений «поверхностного карста».
Сохранение же коллекторских свойств терри-генных пород на больших глубинах связывается с процессом «сжатия без дренирования», когда отжатие воды уплотняющихся пород становится невозможным.
Однако отсутствие в верхнепалеозойско-мезозойских отложениях мощных пластов во-доупоров не позволяет рассчитывать на консервацию коллекторских свойств пород за счет проявления данного явления.
На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что появление вторичной пористости в терригенных коллекторах с «нормальным» рядом соотношения глубин градиентов стадиальных изменений минерального и органического веществ и модальных значений Кп пород ниже зоны критических глубин можно связать только с уникальными явлениями.
В пределах инверсионного типа блоков соотношения глубин стадиальных преобразований РОВ и углей, минерального и органического веществ и градиентов распределения Кп соответствуют «нарушенному» ряду.
В этом аспекте сложно построенный пермско-триасовый продуктивный горизонт в пределах Хапчагайского инверсионного типа блока оказался уникальным объектом в силу столкновения диаметрально противоположных мнений по оценке перспектив его нефтегазоносности.
На начальном этапе разведки пермско-триасового нефтегазоносного комплекса было высказано предположение о наличии единого газового поля, по мнению одних, охватывающего Мастахскую, Соболохскую и Неджелинскую структуры, а по представлениям других исследователей, данное поле распространялось практически по всему Хапчагайскому мегавалу с расположением ГВК на уровне 3200-3900 м.
В последующем данные бурения и испытания скважин в этом комплексе не подтвердили высказанные выше предположения и только примерно на 35% испытанных объектов были получены высокодебитные притоки газа (200-400 тыс. м3/сут), остальные объекты оказались «сухими» или дали незначительные притоки [13].
Интерпретация данных ГИС и лабораторных определений газопроницаемости и открытой пористости позволяет заключить, что фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород верхнепермского разреза Хапчагайского мегавала в своей абсолютной массе соответствует V и VI классам (по А.А. Ханину). Распределение пород-коллекторов более высоких классов носит случайный характер.
Изучение продуктивных пластов Толон-Мастахского и Соболох-Неджелинского месторождений показало, что даже при близких значениях ФЕС пород испытанные объекты отличались значительным разбросом значений дебитов скважин (от «сухих» до 2500 тыс. м3/сут) и не контролировались контурами локальных поднятий и не подчинялись закономерностям распространения литологических типов пород.
При этом все без исключения газоконденсатные залежи пермско-триасового нефтегазоносного комплекса Хапчагайского мегавала характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями, превышающими гидростатические на 100-115 атм.
Анализ выполненных литологических и фа-циальных исследований показывает, что катаге-нетические преобразования песчано-алевритовых и глинистых пород пермско-триасового продуктивного горизонта в пределах Хапчагай-ского мегавала столь значительны, что соответствуют постседиментационным преобразованиям состава и физических свойств пород и органического вещества, которые наблюдаются в зонах критических глубин и ниже.
Следовательно, в этой части разреза данного региона исчерпаны возможности обнаружения гранулярных типов коллекторов, где преимущественным развитием пользуются трещинные и порово-трещинные их типы.
Специфические условия формирования ловушек УВ в пермско-триасовом нефтегазоносном комплексе - распределение зон с промыш-
ленной газоносностью, ориентированное по приподнятым зонам Хапчагайского мегавала, но не контролируемое контурами локальных поднятий и закономерностями распространения литологических типов вмещающих пород, наличие участков с аномально высокой продуктивностью испытанных скважин при отсутствии ГВК в залежах, позволяют предположить, что промышленная газоносность связана с зонами влияния дизъюнктивных нарушений.
Аналогичные залежи в тектонически нарушенных зонах широко распространены в разрезе сеноманских, апт-альбских и неокомских отложений в Пангодинском, Западно и Восточно-Таркосалинском месторождениях в пределах Пур-Тазовской НГО Западной Сибири [14].
На возможность обнаружения зон нефтегазо-накопления в тектонически экранированных ловушках в разных частях Вилюйского НГО указано и в публикациях разных лет [15-17].
Ранее нами было показано, что Вилюйская синеклиза в структуре восточной части Сибирской платформы выделяется как область, претерпевшая неоднократную тектоническую активацию, в частности, в позднеюрско-раннеме-ловое время [10].
Эпохи активизации четко выражены в эволюционном развитии осадочных формаций платформенного чехла от блокового строения кристаллического фундамента, где нами были выделены унаследованные промежуточные и инверсионные типы блоков. С этими блоками, вероятно, связано существование структур самого разнообразного типа, благоприятных для накопления и сохранения скоплений УВ.
В латеральном ряду структур могут быть выявлены залежи УВ: на унаследованных блоках преимущественно структурные, литологические и стратиграфические, на промежуточных литологические и тектонически-экранированные, а на инверсионных тектонически-экранированные и структурные.
Литература
1. Парпарова Г.М., Неручев С.Г., Жукова А.В. и др. Катагенез и нефтегазоносность. - Л.: Недра, 1981. -240 с.
2. Ивенсен В.Ю., Ивенсен Г.В., Сафронов А.Ф. Минералогический состав нижнетриасовых покрышек Вилюйской синеклизы // Экспресс-информация. Сер. Г еология, бурение и разработка газовых месторождений. - М., 1983. - Вып. 7. - С. 8-12.
3. Соколов Б.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.А. История нефтегазообразования и нефтегазонакопле-ния на востоке Сибирской платформы. - М.: Наука, 1986. - 167 с.
4. Япаскурт О.В. Литология терригенных формаций многосинклинальных осадочно-породных бас-
сейнов Верхоянского комплекса: автореф. дис. ... д.г.-м.н. - М., 1986. - 38 с.
5. Вышемирский В.С. Геологические условия метаморфизма углей и нефтей. - Саратов: Саратовский гос. ун-т, 1963. - 337 с.
6. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - М.: Мир, 1981. - 501 с.
7. Гречишников Н.Т., Сюндюков Ш.А., Шаркова Л.С. Палеогеотермия и перспективы нефтегазонос-ности Предверхоянского прогиба // Экспресс-информация. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. - М., 1987. - Вып. 4. - С. 12-15.
8. Граусман А.А. Закономерности изменения пороговых коллекторов при погружении. - Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1984. - 136 с.
9. Желинский В.М., Коробицына В.Н. Соотношение стадий преобразований минерального и органического вещества в осадочных формациях // Эволюция осадочного процесса на континентах и океанах: тезисы. - Новосибирск, 1981. - С. 111-112.
10. Алексеев Н.Н., Гаврильев Н.Н., Михайлов В.А. Влияние мезозойской тектоно-магматической активизации на нефтегазоносность чехла центральной части Вилюйской синеклизы// Нефтегазоносные отложения Западной Якутии. - Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1982. - С. 98-108.
11. Минский Н.А. Формирование нефтеносных пород и миграция нефти. - М.: Недра, 1975. - 228 с.
12. Граусман А.А. О максимальной глубине существования гранулярных коллекторов в юрских песчаниках Вилюйской синеклизы // Нефтегазоносные отложения Западной Якутии. - Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1982. - С.92-97.
13. Бубнов А.В., Сафронов А.Ф., Иванова В.Н. Проблема продуктивности пермских низкопористых коллекторов Хапчагайского мегавала // Нефтегазо-носность и вопросы освоения месторождений нефти и газа Якутии. - Якутск: ЯНЦ СО АН СССР, 1990. -С. 21-29.
14. Беспалова С.Н., Бакуев О.В. Оценка влияния разломов на геологические особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. -1995. - №7. - С. 16-21.
15. Богдашев В.А., Гудков А.А., Микуленко К.И.
Разрывные нарушения в осадочном чехле Вилюй-ской гемисинеклизы // Тектонические критерии неф-тегазоносности платформенных областей: труды
СНИИГГИМС, вып. 252. - Новосибирск, 1977. -С. 18-25.
16. Ситников B.C., Спектор В.Б. Вилюйско-Алданская система дислокаций // Геохимические исследования в Якутии. - Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1978. - С. 35-45.
17. Фрадкин Г.С., Бакин В.Е., Микуленко К.И. и др. Тектоника и нефтегазоносность Западной Якутии // Тектоника и полезные ископаемые Сибири. -Якутск, 1981. - С. 49-57.
Поступила в редакцию 24.09.2012
