CC BY
146
УДК 553.98;571.12
ГЕНЕЗИС ДОЮРСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ РОГОЖНИКОВСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО ДАННЫМ ГРАВИРАЗВЕДКИ И ГЕОХИМИИ (ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ)
Лобова Галина Анатольевна,
канд. геол.-минерал. наук, доцент кафедры геофизики Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: lobovaga@tpu.ru
Коржов Юрий Владимирович,
канд. хим. наук, доцент кафедры геологии Института природопользования Югорского государственного университета, Россия, 628012, Тюменская область, ХМАО-Югра, г. Ханты-Мансийск,
ул. Чехова, 16. E-mail: ykor1962@mail.ru
Кудряшова Лидия Константиновна,
аспирант, ассистент кафедры геологии и разведки полезных ископаемых Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: lidiya3107@yandex.ru
Установление «главного источника» углеводородов доюрского нефтегазоносного комплекса определяет генезис залежей нефти в доюрском основании Западной Сибири а, следовательно, стратегию и основы технологии поисков.
Цель работы - информировать специалистов об авторских результатах применения гравиразведки и геохимического опробования в пределах Рогожниковского лицензионного участка (Красноленинский свод), признанного в качестве «эталона» для исследований по проблеме «главного источника».
Методы исследования: комплексная интерпретация данных сейсморазведки, гравиразведки и бурения на основе геоплотност-ного моделирования, нефтегеологическая интерпретация «зон разуплотнения», послойный анализ керна продуктивных, над- и подпродуктивных отложений на содержание и молекулярно-массовое распределение нефтяных углеводородов методами органической геохимии.
В результате исследований на траверсе Рогожниковского лицензионного участка выявлена зона разуплотнения доюрского комплекса пород, отождествляемая с вторичными коллекторами. Установлена вертикальная миграция нефтяных углеводородов из юрской зоны генерации в доюрские разуплотненные породы. Подтверждается юрская концепция «главного источника». Первоочередными участками поисков определяются территории сосредоточения уже известных залежей в нижних этажах осадочного чехла. Надежным и недорогим методом выявления зон разуплотнения в фундаменте рекомендуется геоплотностное моделирование.
Ключевые слова:
Доюрское основание, геоплотностное моделирование, вторичные резервуары, геохимические исследования керна, вертикальная миграция, генезис нефти, Красноленинский свод.
Введение
Рогожниковский лицензионный участок (ЛУ), включающий Рогожниковскую группу месторождений в пределах Красноленинского свода (рис. 1), предложен А.Т. Коровиной и др. [1] как полигон для определения перспектив нефтегазоносности доюрских отложений, для «разработки системных подходов», апробации критериев и концепций поисков. На Рогожниковском ЛУ пробурено более 100 скважин, вскрывших доюрские отложения, треть из которых являются коллекторами. Из кислых вулканитов доюрского комплекса и терри-генных отложений триаса начата опытно-промышленная добыча нефти.
Цель настоящей статьи - информировать специалистов об авторских результатах применения данных гравиразведки и геохимии на Красноленинском своде, где расположен Рогожниковский ЛУ.
Данные гравиразведки применены для выявления в доюрском основании зон разуплотнения, а данные геохимии - для определения источника нефтяных углеводородов в доюрском комплексе пород.
Гравиразведка для выявления зон разуплотнения в доюрском основании
В 2005 г. выполнено геоплотностное моделирование вдоль регионального сейсмопрофиля XIII, пересекающего Западно-Сибирскую плиту с востока на запад на широте 62° [2]. Это одно из широтных направлений сети региональных сейсмических исследований МОГТ, отработанных на территории ХМАО в 1972-2002 гг. Для геоплотностного моделирования использованы структурные карты по кровле юрских (ошибка ±25 м) и доюрских (ошибка ±50 м) отложений, аномалии силы тяжести в редукции Гра-афа-Хантера (ошибка ±0,6 мГал), а также стратиграфические разбивки «реперных» скважин, вскрывших доюрские отложения, и литологическое описание керна.
В западной части моделируемый геотраверс включает Красноленинский свод (рис. 1). На траверсе Красноленинского свода выявлены (рис. 2): зона разуплотнения меловых отложений, разуплотнения кровли доюрских отложений и в целом крупная обособленная зона разуплотнения доюрского комплекса.
67°0'
©
О
718
О 831
р. Лямин
Рис. 1. Схема размещения Рогожниковской группы месторождений Красноленинского свода: 1) месторождение УВ и его условный номер (I - Северо-Рогожниковское, II - Рогожниковское, III - Восточно-Рогожниковское, IV - Западно-Рогож-никовское, V - Южно-Рогожниковское); 2) контур лицензионного участка (ЛУ); 3) региональный сейсмический профиль (профиль геоплотностного моделирования); 4) исследуемые скважины и их номера; 5) «реперная» скважина при геоплотностном моделировании; 6) речная сеть
Интерпретация геоплотностной модели на участке Красноленинского свода (рис. 3) была выполнена следующим образом: «Над зоной разуплотнения всего доюрского комплекса северо-восточной части Красноленинского свода находится Рогожниковское нефтяное месторождение с залежами почти во всех нефтегазоносных комплексах (НГК) юры и неокома. Основным источником нефти этих залежей являются материнские породы ба-женовской свиты ^) - ^-К^-Ьг. По глубине положения баженовская свита вошла в «нефтяное окно». Разуплотненная структура послеюрских отложений способствовала миграции нефти в ловушки викуловской свиты (ВК:) - К:а. Непосредственное примыкание к материнским отложениям пластов абалакской свиты (пласт Ю^) - ^о-кш и верхней подсвиты тюменской свиты (пласт Ю2) -способствовало миграции нефти в ловушки этих пластов. Отсутствие нижнеюрских отложений позволило нефти мигрировать в ловушки зоны
контакта осадочного чехла и фундамента (Т). Масштабная зона разуплотнения доюрского комплекса на участке Рогожниковского вала представляется нам сосредоточением резервуаров и генерирующих толщ (подводящих каналов?) в слабометамор-физованных палеозойских терригенно-карбона-тных породах ф-С) или в трещиновато-кавернозных магматических породах (Т). Здесь резерв расширения ресурсной базы Красноленинского нефтегазоносного района с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами в доюрском разрезе на глубинах 2,5...4,5 км» [3].
Можно констатировать, что зона разуплотнения в доюрском основании, выявленная геоплот-ностным моделированием по данным сейсморазведки и гравиразведки, и последующее интерпретационное заключение о сосредоточении резервуаров в доюрских отложениях вполне согласуются с результатами геологоразведочных работ на Рогож-никовском ЛУ.
Рис. 2. Фрагмент геоплотностной модели вдоль траверса Красноленинский свод - Ляпинский мегапрогиб [3]: графики силы тяжести 1) наблюденного поля, 2) априорного разреза, 3) расчетного разреза; 4)по-слеюрские отложения; 5) разуплотнения послеюр-ских отложений, до 0,05 г/см!3; 6) уплотнения по-слеюрских отложений, до 0,05 г/см3; 7) юрские отложения; 8) доюрские отложения; 9-11) разуплотнения доюрских отложений до 0,05, на 0,05.^0,10 и 0,10...0,15 г/см3, соответственно; 12) блокировка разреза при моделировании; 13) месторождение УВ и его название; 14) «реперная» скважина
Геохимия для определения источника нефтяных углеводородов в доюрском комплексе пород
Установление перемещения УВ-флюидов от «источника» (материнских пород, залежи) в вышележащие и нижележащие отложения выполнено [4] на основе детального послойного изучения над- и подпродуктивных отложений, вскрытых разведочными скважинами (рис. 1), на содержание и молекулярно-массовое распределение (ММР) компонентов.
Рис. 3. Схема нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участке Красноленинского свода [3] 1) нефтеносные комплексы; 2) материнские отложения; 3) прогнозируемая зона нефтегазонакопле-ния и ее литолого-петрографическая интерпретация с качественной оценкой генерационного потенциала. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 2
В разрезе скважин к нефтематеринским толщам, активно реализующим свой генерационный потенциал, по содержанию и распределению УВ отнесены нижняя часть тюменской свиты и тут-леймские (баженовские) аргиллиты. Распределение нефтяных (ароматических) УВ в разрезе среднеюрских и доюрских отложений скважины Севе-ро-Рогожниковская 765 представлено на рис. 4.
В нижней части юры характерно однотипное распределение циркулирующих по пластам изомеров и гомологов нафталинов и фенантренов с повышенным содержанием 2-метил- и 1,6-диметилнаф-талинов (рис. 4, А). Исследованный из низов тюменских отложений алевролит характеризуется широким (нефтяным) распределением н-алканов С10-С33 с максимум, приходящимся на С14-С19, н-алкилбензолов С10-С30 с максимумом на С13-22, пониженным содержанием легких гомологов С9-11 и относительно высоким (1,17-1,49) индексом CPI н-алканов [5]. В соседних с ним вышележащих образцах песчаника и алевролита средней части тюменской свиты фиксируются углеводороды облегченного молекулярного состава С9-21. Эти легкие,
Известия Томского политехнического университета. 2014. Т. 324. № 1
о-кс. 12 N 13 МЫ 14 15 16 РЬ
17
МРИ
18
ММР
19
Рис. 4. Распределение ароматических углеводородов в разрезе среднеюрских (А) и триасовых (Б) отложений скважины Северо-Рогожниковская 765 (фрагмент из [4]): 1) песчаник; 2) алевролит; 3) аргиллит; 4) концентрация в песчаниках; 5) концентрация в алевролитах; 6) концентрация в аргиллитах; 7) шкалы глубин и значений; 8) продуктивный пласт; 9) материнские отложения; ароматические углеводороды и их изомеры: 10) пара-ксилол; 11) мета-ксилол; 12) орто-ксилол; 13) нафталин; 14) метилнафталин; 15) этилнафталин; 16) диметил-нафталин; 17) фенантрен; 18) метилфенантрен; 19) молекулярно-массовое распределение
Геология и полезные ископаемые
мигрирующие из тюменских аргиллитов углеводороды можно проследить вверх по юрскому разрезу, по унаследованным значениям CPI н-алканов (1,35...1,39), на расстояние 100 м, до абалакских глин, где они разбавляются нисходящими углеводородами из тутлеймских аргиллитов, имеющих значения индекса CPI 0,91.1,19. Встречающиеся в низах абалакской свиты два потока веществ приобретают усредненное значение индекса CPI на уровне 1,23.1,26.
Ниже - в доюрские отложения, углеводороды также проникают (рис. 4, Б). Из нижнеюрских алевролитов в доюрские слои фиксируется нисходящая миграция легких н-алкилбензолов состава Сц-С22, н-алканов состава Сп-С25, которые насыщают не только песчаники, но и плотные слои аргиллита. Перемещение прослеживается на расстояние до 250.270 м от тюменских отложений. Прослой аргиллита, расположенный на этом расстоянии, насыщен легкой нефтеподобной органикой, концентрация которой достигает 3015 мг/кг. Ниже по разрезу, в туфопесчаниках, концентрация органического вещества резко падает до 16 мг/кг, причем в органическом веществе фиксируются н-алканы и н-алкилбензолы специфичного (усеченного, не похожего на нефтяной) состава С13-С23, CPI индекс н-алканов составляет 1,57, а экстрагируемые нафталины и фенантрены вообще не обнаружены.
Наиболее вероятная форма нисходящего перемещения веществ в доюрские отложения - диффузия в виде свободной парогазовой фазы с опережающим перемещением легких УВ С9-22 на расстояние до 300 м. Фиксируется перемещение вниз и ряда тяжелых УВ, но отслеживается на расстояние до 150 м.
Результатом послойного изучения ММР нефтяных УВ явилось составление схематичной геохимической модели меж- и внутрипластовой вертикальной миграции. На рис. 5 приведен фрагмент геохимической модели для среднеюрских и доюр-ских отложений, имеющей следующие особенности.
Зона юрского нефтепроявления сформирована в результате активных межпластовых перетоков из низов тюменской свиты и из баженовской (тут-леймской) свиты. Миграция из низов тюменской свиты происходит как в нижележащие доюрские отложения, так и в вышележащие пласты, заполняя углеводородами юрский комплекс до абалак-ской свиты. Идентифицируемые УВ богаты легкими гомологами С9-С21 алкилбензолов, нафталинами С10-С12. Расстояние нисходящей миграции нефти составляет 150.300 м в доюрские слои (далее фиксируются фоновые концентрации сингенетичного битумоида). Расстояние, проходимое восходящими потоками до абалакской свиты, составляет около 100 м. Выше абалакского флюидоупора в юрской зоне нефтепроявлений начинает доминировать органика тутлеймской свиты.
Рис. 5. Геохимическая модель вертикальной миграции углеводородов в разрезе среднеюрских и триасовых отложений Северо-Рогожниковского месторождения (фрагмент из [4]): 1) межпластовая фильтрация насыщенных УВ; 2) межпластовая фильтрация ароматических УВ; 3) межпластовая диффузия насыщенных УВ; 4) межпластовая диффузия ароматических УВ; 5) внутрипластовая миграция насыщенных УВ; 6) внутрипластовая миграция ароматических УВ. Остальные условные обозначения те же, что на рис. 4
Можно констатировать, что на Рогожников-ском ЛУ экспериментально установлена миграция нефтяных УВ из юрских в нижележащие отложения триаса.
Заключение
Результаты геоплотностного моделирования, выполненного по данным гравиразведки и сейсморазведки, позволили выявить на траверсе Рогож-никовского ЛУ масштабную зону разуплотнения доюрского комплекса пород, отождествленную с вторичными коллекторами (резервуарами).
Установленная на Рогожниковском ЛУ дальность миграции нефтяных УВ из юрских в нижележащие отложения согласуется с концепцией о юрском генезисе нефтей в резервуарах доюрского основания.
Результаты исследований на полигоне Рогожни-ковского ЛУ позволяют поддержать следующую стратегию поисков залежей нефти в доюрском основании центральной части Западной Сибири. Первоочередными участками поисков являются терри-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Доюрское основание (ПСЭ) в Западной Сибири - объект новых представлений на природу нефтегазоносности (из опыта исследований и практического освоения Рогожниковского ЛУ) / Т.А. Коровина, Е.П. Кропотова, Н.Н. Минченков, А.Ю. Батурин, Е.В. Николаева // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа -Югры: Труды XII научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. - Т. 1. - С. 214-218.
2. Исаев В.И., Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть Западно-Сибирской плиты) // Геофизический журнал. - 2008. - Т. 30. -№ 1. - С. 3-27.
тории сосредоточения уже известных богатых залежей в нижних этажах осадочного чехла. Именно на этих территориях необходимо ставить работы по выявлению возможных зон разуплотнения в фундаменте. Если здесь зона разуплотнения выявляется, то это первоочередной объект детализации поисков залежей в фундаменте.
Надежным и недорогим методом выявления зон разуплотнения в фундаменте является гео-плотностное моделирование по данным сейсморазведки и гравиразведки.
Работа проводилась при финансовой поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации, по проекту в рамках ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2013 годы», ГК №14.515.11.0073.
3. Исаев В.И. Прогноз зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод - Ляпинский мегапрогиб (по результатам геоплотностного моделирования) // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 312. - № 1. -С. 26-33.
4. Жильцова А.А., Исаев В.И., Коржов Ю.В. Вертикальная геохимическая зональность нефтегазоносных комплексов (на примере Рогожниковского и Северо-Рогожниковского месторождений) // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 322. - № 1. - С. 69-82.
5. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. -М.: Мир, 1981. - 503 с.
Поступила 02.09.2013 г.
UDC 553.98;571.12
GENESIS OF PRE-JURASSIC OIL DEPOSITS OF ROGOZHNIKOV GROUP OF FIELDS BY GRAVITY EXPLORATION AND GEOCHEMISTRY DATA (TYUMEN REGION)
Galina A. Lobova,
Cand. Sc., Tomsk Polytechnic University, Russia, 634050, Tomsk, Lenin Avenue, 30. E-mail: lobovaga@tpu.ru
Yury V. Korzhov,
Cand. Sc., Yugra State University, Russia, 628012, Khanty-Mansiysk, Chekhov street, 16. E-mail: ykor1962@mail.ru
Lidiya K. Kudryashova,
Tomsk Polytechnic University, Russia, 634050, Tomsk, Lenin Avenue, 30. E-mail: lidiya3107@yandex.ru
Determination of «the major source» of hydrocarbons of pre-Jurassic oii-and-gas bearing complex defines the genesis of oil accumulations in pre-Jurassic base of Western Siberia and, consequently, the strategy and basis for prospecting technology.
The main aim of the study is to inform specialists about author's results in application of gravity exploration and geochemical testing within the Rogozhnikov license area (the Krasnoleninsk arch), which was recognized as «etalon» to study the problem of «the major source».
The methods used in the study are complex interpretation of data of seismic survey, gravity exploration and drilling on the basis of geodensity modeling, petroleum-geological interpretation of «zones of deconsolidation», the layer-by-layer analysis of core of productive, above and under productive depositions on the content and molecular-mass distribution of oil hydrocarbons by the methods of organic geochemistry.
As a result of studies on a traverse of the Rogozhnikov license area the authors have revealed the zone of deconsolidation of pre-Jurassic complex of formations, identified with the secondary reservoirs. The upright migration of oil hydrocarbons from Jurassic generation zones into pre-Jurassic deconsolidated formations was determined. The Jurassic concept of «the major source» is confirmed. The territories of focusing of already known reservoirs in ground floors of a sedimentary cover are determined as prior areas for prospecting. The geodensity modeling is recommended as a reliable and inexpensive method for detecting zones of deconsolidation in the foundation.
Key words:
Pre-Jurassic basis, geodensity modeling, secondary reservoirs, geochemical researches of a core, vertical migration, oil genesis, Krasnoleninsk arch.
REFERENCES
1. Korovina T.A., Kropotova E.P., Minchenkov N.N., Baturin A.Yu., Nikolaeva E.V. Doyurskoe osnovanie (PSE) v Zapad-noy Sibiri - obekt novykh predstavleniy na prirodu neftegazonos-nosti (iz opyta issledovaniy i prakticheskogo osvoeniya Rogozhni-kovskogo LU) [Pre-Jurassic base (BSF) in Western Siberia is the object of new concepts on the nature of oil and gas bearing (from the experience of research and practical development Rogozhnikov license area)]. Puti realizatsii neftegazovogo i rudnogo potent-siala Khanty-Mansiyskogo avtonomnogo okruga - Yugry. Trudy XII nauchno-practicheskoy konferentsii [Proc. 12th scientific conference. Ways of realization the oil, gas and ore potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Yugra]. Khanty-Mansiysk, IzdatNaukaServis Publ., 2009, vol. 1, pp. 214-218.
2. Isaev V.I., Lobova G.A. Korrelyatsiya plotnostnoy struktury doy-urskikh otlozheniy i zon neftegazonakopleniya vdol regionalnogo seysmoprofilya XIII (tsentralnaya chast Zapadno-Sibirskoy plity) [Correlation density structure of pre-Jurassic sediments and oil
and gas accumulation zones along regional seismic profile XIII (the central part of the West Siberian Plate)]. Geofizicheskiy zhur-nal, 2008, vol. 30, no. 1, pp. 3-27.
3. Isaev V.I. Prognoz zon neftegazonakopleniya na traverse Krasno-leninskiy svod - Lyapinskiy megaprogib (po rezultatam geoplot-nostnogo modelirovaniya) [Forecast of oil and gas accumulation zones on the traverse Krasnoleninskiy arch - Lyapinskaya megasag (results of geodensity modeling)]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2008, vol. 312, no. 1, pp. 26-33.
4. Zhiltsova A.A., Isaev V.I., Korzhov Yu.V. Vertikalnaya geokhi-micheskaya zonalnost neftegazonosnykh kompleksov (na primere Rogozhnikovskogo i Severo-Rogozhnikovskogo mestorozhdeniy) [Vertical geochemical zoning of oil and gas complexes (by the example of Rogozhnikovsky and Severo-Rogozhnikovsky fields)]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2013, vol. 322, no. 1, pp. 69-82.
5. Tisso B., Velte D. Obrazovanie i rasprostranenie nefti [Formation and distribution of oil]. Moscow, Mir Publ., 1981. 503 p.
