CC BY
102
УДК 553.982.2 (571.1)
О.В. Елишева
ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ВЕРХНЕЮСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ КОМПЛЕКС ОМСКОГО ПРИИРТЫШЬЯ: КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ
O.V. Elisheva
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
UPPER JURASSIC PETROLEUM COMPLEX IN THE OMSK SIK-IRTYSH AREA: CRITERIA OF AND PROGNOSIS FOR BREGULARITIES IN HC DEPOSITS DISTRIBUTION
Based on the comprehensive analysis of lithologic-facial, structural, hydrological, petrophysical and thermobaric criteria, taking into account patterns of hydrocarbons deposits occurrence in Callovean-Oxfordian sediments, the article deals with the prospects of oil-gas potential of the Upper Jurassic petroleum complex in the Sic-Irtysh area in the range of Omsk region.
Омское Прииртышье в административном отношении располагается на территории Омской области и относится к периферийной части ЗападноСибирского осадочного бассейна. Согласно количественной оценке перспектив нефтегазоносности выполненной в ИНГГ СО РАН в 2003 г., этот район относится к малоперспективным землям, где открытие крупных залежей нефти и газа мало вероятно [1]. Однако, открытие мелких нефтяных и газовых месторождений, таких как Крапивинское, Тевризское и наличие косвенных признаков, таких как притоки нефти на Наталинской площади, битумопроявления на Баклянской площади и т.д. свидетельствую о том, что на этой территории еще есть вероятность открытия мелких залежей УВ, которые могут разрабатываться и использоваться для местного потребления. Например, последние десятилетия газ Тевризского месторождения широко используется для хозяйственных нужд (отопления) поселков в северной части Омской области [2].
Несмотря на невысокую оценку перспектив нефтегазоносности этой территории [1], последние несколько лет интерес к освоению нефтегазоносных ресурсов юга Западной Сибири заметно возрос, что нашло отражение в увеличении объемов геолого-геофизических работ и переходе на качественно новый уровень их научной интерпретации [3]. На территории Омской области основные перспективы нефтегазоносности связываются с четырьмя стратиграфическими комплексами: меловым (ачимовская толща), верхнеюрским (васюганская свита - горизонт Ю1), среднеюрским (тюменская свита - пласты Ю2-4) и НГГЗК (пласт М). Одним из приоритетных объектов для поиска залежей нефти и газа на этой территории является верхнеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК) представленный отложениями келловей-
оксфордского возраста (горизонт Ю1 васюганской свиты). Нефтегазовый потенциал верхнеюрского резервуара на юге Западной Сибири не исчерпан и, представляет интерес для поисков залежей нефти и газа. Подтверждением служат открытия мелких месторождений нефти в 2001-2006 гг. в верхнеюрских отложениях на территории Томской (Ондатровое, Головное, Северо-Фестивальное и т.д.) и юге Тюменской (Гусеничное, Центрально-Алымское, Северо-Комаринское и Левобережное) областей.
Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс. На юге Западной Сибири основные перспективы в этих отложениях связываются с продуктивным горизонтом Ю1 (васюганская свита), представленным серией песчаных пластов Ю/...ЮД которые были сформированы в кратковременный келловей-оксфордский регрессивный этап на фоне общей юрско-меловой трансгрессии. Приуроченность Омского Прииртышья к периферии осадочного мегабассейна сделало эту территорию «чуткой» к малейшим изменениям во время отступления (регрессия) и наступления (трансгрессия) морского режима осадконакопления на юге Западной Сибири, что наложило отпечаток на специфику распространения келловей-оксфордских отложений по латерали (на территории Омской области полный разрез горизонта Ю1, включающий до четырех - пяти песчаных пластов встречается довольно редко), их линзовидное строение в разрезе и разнофациальный облик этих отложений (от переходных до прибрежно-морских фаций). Комплекс этих обстоятельств привел мозаичному и неравномерному распределению залежей УВ на территории Омского Прииртышья в верхнеюрском НГК.
Критерии прогноза. В Омском Прииртышье верхнеюрские залежи УВ сосредоточены в ловушках разного типа - структурных, литологических, комбинированных и т.д. При этом на долю последних приходится большая часть запасов УВ на юге Западной Сибири. Основными критериями или факторами, которые могут контролировать нефтегазоносность комбинированных ловушек верхнеюрского возраста на территории Омского Прииртышья являются: наличие в разрезе нефтегазоматеринских толщ, способных генерировать УВ; термобарические условия необходимые для генерации жидких и газообразных УВ; литолого-фациальные условия формирования песчаных резервуаров; наличие в горизонте Ю1 пород-коллекторов (промышленного и полупромышленного типов); структурные условия необходимые для формирования ловушек нефти и газа и гидрохимическая характеристика пластовых вод.
Нефтематеринские отложения. На юге Западной Сибири в мезозойской толще основным нефтепроизводящим комплексом является баженовская свита, возраст которой датируется от верхов нижней волги до низов нижнего берриаса. Свита формировалась в морских условиях и представлена черными глинистыми высокоуглеродистыми сланцами с большим количеством рыбного детрита, пелеципод и аммонитов. На территории Омского Прииртышья эти отложения занимают 2/3 территории. Согласно данным [4] содержание Сорг на рассматриваемой территории составляет порядка 5.6 - 5.8 %.
Термобарические условия (палеотермические критерии). На периферийных территориях крупных осадочных бассейнов наличие нефтематеринских пород не всегда свидетельствует о присутствии в разрезе залежей УВ. Для того чтобы судить о потенциале нефте- или газоносности территории необходимо анализировать полноту (объем) и время вхождения потенциально материнских пород в главную зону нефтеобразования (ГЗН) [5]. Путем палеогеотермических реконструкций территория Омского Прииртышья была районирована на две зоны потенциально газо- и нефтеносную. На рис. 1 показан пример геотермического моделирования выполненного с помощью программного пакета «Genex». В отличие от западного склона Пологрудовского мегавала и восточного склона Старосолдатского мегавала, где предполагается наличие мелких газовых и газоконденсатных залежей, в пределах Верхнедемьянского и восточного склона Пологрудовского мегавалов предполагается развитие преимущественно нефтяных залежей.
О “С 20 °С 40 °С 60 °С 80 °С 100 “С
Рис. 1. А) Зона генерации УВ из баженовской свиты; Б) Пример термальной истории погружения отложений осадочного чехла в скважинах Омского
Прииртышья
Литолого-фациалъные критерии. Известно, что комбинированные (сложнопостроенные) ловушки связаны с участками регионального, локального и внутриформационного выклинивания, а также с зонами типа баров, с дельтовыми и русловыми комплексами. Форма и размеры таких ловушек, их внутреннее строение определяется сложным взаимодействием разнообразных процессов, которые являются частью осадочного процесса всего бассейна, что, в свою очередь, приводит к полифациальности отложений по площади. С этих позиций при прогнозе ловушек литологостратиграфического или структурно-литологического типов большое значение приобретают фациально-палеогеографические реконструкции. Согласно палеогеографическим реконструкциям [6], условия формирования верхнеюрских продуктивных отложений на севере Омского Прииртышья и на
юге отличались. Северные районы Омской области характеризуются фациальным разнообразием разрезов васюганской свиты, которая формировалась как в морских (на северо-востоке), так и переходных (центральные и северо-восточные районы) условиях седиментогенеза. В районе северной части Пологрудовского мегавала эти отложения формировались преимущественно в условиях переходного седиментогенеза, поэтому горизонт Ю1 часто представлен фациями дельт и авандельт, а в разрезе встречаются локальные размывы. Особенностью разрезов южных районов Омского Прииртышья является наличие зоны постепенного перехода регрессивной части горизонта Ю1 в татарскую свиту. Последняя не является нефте- и газоносной, поэтому интерес могут представлять только разрезы либо с полным горизонтом Ю1 (до 4-х песчаных пластов) или разрезы, где он представлен регрессивной частью «подугольной» толщей (пласты Ю13-4).
Петрофизические критерии. Значительную роль в контроле нефтегазоносности на периферийных территориях осадочных мегабассейнов играет распределение в разрезе пород-коллекторов с улучшенными свойствами. Согласно петрографической характеристике келловей-оксфордских отложений Омского Прииртышья песчаники горизонта Ю1 имеют сложное трещиновато-поровое строение, где пористость изменяется от
-5
2 до 20 %, а проницаемость от непроницаемых пород до 1,5*10- мкм. В таких условиях наиболее оптимальным параметром, который характеризует породу как коллектор, является эффективная ёмкость. Характеристика пород по этому признаку позволила выделить три типа коллекторов в келловей-оксфордских отложениях Омского Прииртышья (высокого, среднего и низкого качества). Сопоставление емкостно-фильтрационных параметров пород с литологией горизонта Ю1 позволило проследить их распространение по площади.
Палеотектонические (структурные) критерии. На периферии осадочного бассейна, формирование ловушек структурно-литологических, литолого-стратиграфических и т.д. в различных фациальных обстановках контролируется процессами рельефообразования, что даёт возможность широко использовать при прогнозе зон нефтегазонакопления геоморфологического анализа. Сопоставление структурной поверхности продуктивных отложений (васюганская свита) с зонами толщин повышенных песчаников горизонта Ю1 позволили закартировать участки наиболее перспективные в отношении поиска потенциальных ловушек. На территории Омского Прииртышья эти участки связаны в первую очередь со склонами структур I и II порядков (рис. 2).
Рис. 2. Пример сопоставления структурной поверхности по кровле верхнеюрского резервуара и карты изопахит песчаников горизонта Ю1 на западном склоне Верхнедемьянского мегавала
Гидрогеохимические критерии. Породы верхнеюрского НГК характеризуются хорошей водообильностью. Дебиты воды, полученные в
-5
скважинах Омского Прииртышья в среднем составляют 10-20 м /сут иногда
-5
достигают 80 м /сут. По химическому составу это хлор-кальцевые воды (по Сулину) в которых минерализация не превышает 25 г/л (в районе г. Омска), содержание йода 5-25мг/л, сульфатов 3-25 мг/л. Состав растворенного газа в основном метановый. Несмотря на близость территории Омского Прииртышья к области питания подземных вод, минерализация верхнеюрских вод здесь несколько выше, чем в центральных районах Западной Сибири (ХМАО) [4]. Следовательно, химический состав подземных вод и уровень минерализации свидетельствуют о не полной «промытости» (как следовало бы ожидать) этой территории фильтрационными водами, поэтому некоторые структуры могут являться потенциально благоприятными для скопления в них залежей УВ.
Закономерности размещения залежей УВ. На территории Омского Прииртышья перспективы нефтегазоносности верхнеюрского НГК связываются с Прииртышским, Пологрудовским и Демьянским НГР. В пределах Прииртышского НГР разбурен ряд локальных поднятий (Нагорненское, Крюковское, Чебурлинское, Табаржинское), на которых васюганская свита отсутствуют или развита частично на склонах. Учитывая низкий генерационный потенциал баженовской свиты и малые мощности горизонта Ю1 в отношении нефтеносности верхнеюрский НГК здесь малоперспективен. Интерес в отношении газоносности могут представлять северо-западный склон Бичинской площади, восточный склон Завьяловской структуры и восточный склон Чебурлинского поднятия. Из антиклинальных объектов интерес могут представлять Чебаклинская, Аевская и возможно Ошская структуры. В пределах Пологрудовского НГР разбурены Болотная, Тай-Тымская, Нововасильевская и Ивановская структуры. Интерес в отношении нефтегазоносности, в первую очередь, представляют склоны Наталинского мезовала и южный склон Ивановской структуры.
Перспективный участок выделяется между Тай-Тымской и Укратусской поднятиями. Из антиклинальных структур интерес могут представлять Юнская, Aтирскaя и Баженовская. В пределах Демьянского НГР разбурено порядка 17 локальных структур. На Ягыл-Яхской площади открыто нефтяное месторождение. Интерес для поиска залежей нефти и газа ловушках неструктурного типа представляют восточный и западный склон Верхнедемьянского мегавала. В отношении антиклинальных объектов интерес могут представлять Северо-Туйская, Ручейниковая, Кутисская, Восточно-Дорожная, Петровская и Ельшинская структуры.
Выделенные перспективные участки, рекомендуемые для постановки первоочередных нефтегазопоисковых работ, требуют дальнейшего, более детального и крупномасштабного сейсмостратиграфического, палеонтологического, литолого-петрографического, фациально-
генетического, геохимического и гидрогеологического изучения.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Жилина И.В. и др. Ресурсы углеводородов
Омской области // Материалы III научно-практической конференции: «Природа,
природопользование и природообустройство Омского Прииртышья». - Омск: Курьер. -2001. - С. 114-115.
2. Елишева О.В., Моисеев С.А., Фалалеев Н.К. и др. Перспективы освоения углеводородных ресурсов Омской области // Вестник Томского государственного университета. - Серия: «Науки о Земле (геология, география, метеорология, геодезия)». -Приложение: Мат. науч. конф., симп., школ, проводимых в ТГУ. - 2003. - № 3 (II). - С. 246-249.
3. Козак Б.М., Соколовский А.П., Абдрахманова Ф.С. и др. Региональные сейсмические исследования на территории южных районов Тюменской области (методико-технологические аспекты и результаты) // Материалы научной конференции: «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции». -Тюмень - 2004.
4. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности // ред. Д.В. Дробышева, В.П.Казаринова // Тр. ВНИГРИ. - вып. 114. - Л.: Гостоптехиздат. - 1958. -274 С.
5. Конторович А.Э. Эволюция нафтидогенеза в истории Земли // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45, № 7. - С. 784-802.
6. Елишева О.В. Фациальные особенности формирования келловей-оксфордских отложений (седиментационная модель) Омского Прииртышья (юг Западной Сибири) // Материалы Международной научно-практической конференции: «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии». - 2007. - С. 338-346.
© О.В. Елишева, 2009
