CC BY
17
УДК 553.3(985)
DOI: 10.18303/2618-981X-2018-2-121-127
ГИДРОДИНАМИКА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМАЛО-КАРСКОЙ ДЕПРЕССИИ
Дмитрий Анатольевич Новиков
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, зав. лабораторией гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири, тел. (383)363-80-36, e-mail: NovikovDA@ipgg.sbras.ru
Приводятся результаты изучения структуры гидродинамического поля мезозойско-кайнозойской водонапорной системы Ямало-Карской депрессии, расположенной в арктических районах Западно-Сибирского осадочного бассейна. Установлен характер вертикальной гидродинамической зональности и роль элизионного водообмена в ее формировании. Закар-тированы области развития аномально высоких и повышенных пластовых давлений в пределах основных водоносных комплексов юры и мела. Зоны пониженных пластовых давлений в меловых резервуарах приурочены к крупным месторождениям углеводородов (Утреннее, Харасавэйское, Ванкорское и др.).
Ключевые слова: гидродинамическое поле, пластовое давление, коэффициент аномальности, Западно-Сибирский мегабассейн, Арктика.
HYDRODYNAMICS OF OIL AND GAS DEPOSITS OF THE YAMAL-KARA DEPRESSION
Dmitry A. Novikov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Head of Laboratory of Hydrogeology of Sedimentary Basins of Siberia, phone: (383)363-80-36, e-mail: NovikovDA@ipgg.sbras.ru
The results of studying the structure of the hydrodynamic field of the Mezo-Cainozoic aquifer system of Yamalo-Kara depression, located in the Arctic regions of the West Siberian sedimentary basin, are presented. The character of vertical hydrodynamic zoning and the role of elision water exchange in its formation are established. The high and increased reservoir pressures regions within the main aquifers of the Jurassic and Cretaceous were mapped. It was established that the zones of low reservoir pressures in the Cretaceous reservoirs are confined to large hydrocarbon deposits (Morning, Kharasaveyskoe, Vankor and others).
Key words: hydrodynamic field, reservoir pressure, anomaly factor, West Siberian megabasin, Arctic.
Гидродинамическим исследованиям Западной Сибири посвящены труды Б. Л. Александрова, Г. Д. Гинсбурга, А. Е. Гуревича, В. И. Дюнина, А. П. Каменева, В. Н. Корценштейна, Н. М. Кругликова, Б. Ф. Маврицкого, В. М. Матусе-вича, В. В. Нелюбина, О. В. Равдоникас, А. Д. Резника, О. Н. Яковлева и многих других исследователей [2, 4-5]. При этом, многими учеными отмечается тот факт, что даже основные гидродинамические закономерности Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) до настоящего времени изучены лишь в общих чер-
тах. В первую очередь это относится к рассматриваемым в рамках настоящей работы арктическим районам в границах Ямало-Карской депрессии (рис. 1).
Рис. 1. Местоположение района исследований на севере Западной Сибири: границы: 1 - Западно-Сибирского мегабассейна; 2 - Ямало-Карской депрессии
В основу настоящего исследования положены результаты испытания более 4 000 объектов 251 поисковой площади. Наиболее изученными из всех являются меловые резервуары.
Особенности строения и степень глубинной изученности позволяют выделить в разрезе ЗСМБ мезозойско-кайнозойскую водонапорную систему с характерными водонапорными толщами, водонапорными и водоупорными комплексами. Основной гидродинамической особенностью этой части ЗСМБ является широкое развитие на глубинах 2,0-6,0 км аномально высоких пластовых давлений (АВПД) как в юрских гидрогеологических комплексах, так и в вышележащих горизонтах, вплоть до неокомских (рис. 2). С глубиной отчетливо выделяются две гидродинамические зоны (сверху-вниз): гидростатических и повышенных, переходящих в АВПД. К первой приурочены большинство водоносных горизонтов апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса. В ниже залегающем неокомском комплексе напряженность гидродинамического поля возрастает, и пластовые давления постепенно переходят от повышенных к АВПД в его нижних горизонтах.
п, % п, % Рпл., МПа Ка, д.е.
О 10 20 30 40 50 0 10 20 30 40 50 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100110 0,8 0,951,1 1,251,4 1,551,71,85 2 2,15 2,3
Рис. 2. Изменение пористости песчаников/алевролитов (а) и глин/аргиллитов (б), пластовых давлений (в) и Ка (г) с глубиной в пределах Ямало-Карской депрессии:
а) тренды изменения пористости песчаников/алевролитов с глубиной: 1 - глобальный [10]; 2 - в центральных районах Западной Сибири (алевролитов) [1]; 3 - в центральных районах Западной Сибири (песчаников) [1]; 4 - в пределах Ямало-Карской депрессии; б) тренды изменения пористости глин/аргиллитов с глубиной: 1 - Г. И. Алексеев и др. [1]; 2 - в пределах Ямало-Карской депрессии. Кривые отжатия воды из уплотняющихся глин: I - по Дж. Барсту (1969); II - по Е. А. Пери и Дж. Хауеру (1972). Стадии обезвоживания осадка: I - отжатие свободной воды, II - начальная - отжатие 50 % межслоевой воды на глубинах 2,0-2,7 км, III - промежуточная - отжатие еще 25 % межслоевой воды на глубинах 2,7-3,5 км; IV - заключительная - отжатие последних 25 % на глубинах более 3,5 км; в) водоносные комплексы: 1 - апт-альб-сеноманский, 2 - неокомский, 3 - верхнеюрский, 4 - нижне-среднеюрский, 5 - доюрские; г) Зоны пластовых давлений по величине Ка: 1 - пониженных (0,8-0,95); 2 - нормальных (0,95-1,05); 3 - повышенных (1,05-1,15); 4 - аномально-высоких (более 1,15)
В центральных областях изучаемого района, в юрских комплексах, доминируют повышенные давления и АВПД, которые снижаются до гидростатических по мере приближения к периферии бассейна. Эта закономерность отчетливо просматривается на примере полуострова Ямал, где, в направлении с юга на север, от Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения к Малы-
гинскому, гидрогеологическая закрытость недр растет, что закономерно проявляется в росте Ка от нормальных (0,95-1,00) до АВПД (1,60-1,92) соответственно [7, 9]. Ниже залегающие доюрские комплексы сильно различаются по величине пластовых давлений, так, для триасовых ярко выражены АВПД, а для палеозойских характерно нормальное (гидростатические) и повышенное давление [6]. Рассмотрим характерные черты гидродинамики основных водоносных комплексов.
Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс характеризуется пластовыми давлениями, варьирующими в интервале 3,5-28,4 МПа, которые контролируется глубиной залегания водоносных горизонтов [8]. Как видно из рис. 2, комплекс характеризуется преимущественно нормальными (гидростатическими) давлениями. Анализируя напряженность гидродинамического поля в региональном плане, следует отметить, что практически вся изучаемая территория находится в зоне нормальных давлений. На этом фоне достаточно большие территории приурочены к зонам повышенных давлений в северо-западных (южные районы Карской мегасинеклизы) и центральных районах (центральные районы Антипаютинско-Тадебеяхинской мегасинеклизы и южный склон Севе-ро-Тазовской мегавпадины, осложняющий структурный план Большехетской мегасинеклизы). Спорадическое развитие имеют гидродинамические аномалии пониженных давлений, связанных с существованием залежей в отложениях комплекса, который является основным источником газа в Западной Сибири.
В разрезе неокомского водоносного комплекса пластовое давление изменяется в интервале от 6,3 до 77,9 МПа. К низам комплекса приурочены водоносные горизонты, в пределах которых отмечено наличие АВПД, повышенные давления широко проявлены по всему разрезу (см. рис. 2). Анализ распределения Ка показал наличие трех зон давлений: нормальных, повышенных и аномально высоких. Причем, как и в вышезалегающем апт-альб-сеноманском гидрогеологическом комплексе, доминирует зона нормальных давлений. На ее фоне можно выделить две крупные области повышенных пластовых давлений, одна из них приурочена к центральным районам и ограничена территорией Большехетской мегасинеклизы, а вторая выявлена на севере и частично включает структуры Карской и Антипаютинско-Тадебеяхинской мегасинеклизы, охватывая восточную часть Агапско-Енисейского желоба.
Пластовые давления в пределах верхнеюрского комплекса изменяются значительно и колеблются от 9,9 до 67,7 МПа. Особенностью динамики вод комплекса является наличие АВПД с коэффициентом аномальности до 1,87 (см. рис. 2). Анализ напряженности гидродинамического поля показал на изучаемой территории доминирование двух зон давлений: нормальных (восточные районы) и аномально высоких (западные и центральные районы). Между ними, с юга на север, протягивается зона повышенных давлений (Ка = 1,05-1,15). В восточных районах с доминированием нормальных давлений спорадически встречаются гидродинамические аномалии с повышенными давлениями, приуроченные к структурам Ютырмальского, Текто-Харампурского и Равнинного месторождений.
Рис. 3. Распределение давлений в нижне-среднеюрском водоносном комплексе
Ямало-Карской депрессии, приведенных к отметке -5 500 м:
границы: 1 - Западно-Сибирского мегабассейна; 2 - юрского осадочного бассейна; 3 - Внутренней области и Внешнего пояса; 4 - Ямало-Карской депрессии; зоны давлений по величине Ка: 5 - повышенных; 6 - аномально-высоких; 7 - изобары, МПа; тектонические элементы приведены согласно В. А. Конторовичу и др. [3]: Промежуточные тектонические элементы: мега-, мезо-, моноклинали: I - Северо-Карская мо-ноклиза, II - Восточно-Пайхойская моноклиза, Ш - Южно-Таймырская мегамонок-линаль, IV - Северо-Мессояхская мегамоноклиналь, V - Долгонская мезомонокли-наль, VI - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь, VII - Восточно-Пурская мегамоноклиналь, VIII - Красноселькупская моноклиза; мега-, мезо-, седловины: I - ЮжноКарская мегаседловина, II - Северо-Часельская седловина; Положительные тектонические элементы: структуры 0 порядка: А - Мессояхская наклонная гряда, В - Хан-тейская гемиантеклиза; структуры I порядка: I - Северо-Гыданский мегавыступ, II - Припайхойский мегавыступ, III - Тундровый мегавыступ, IV - Бованенковско-Нурминский наклонный мегавал, V - Гыданский мегавыступ, VI - Усть-Портовский мегавыступ, VII - Ярудейский мегавыступ, VIII - Медвежье-Нугинский наклонный мегавал, IX - Часельский наклонный мегавал, X - Северный свод, XI - Сургутский свод, XII - Варьеганско-Тагринский мегавыступ; Отрицательные тектонические элементы: структуры 0 порядка: А - Карская мегасинеклиза, В - Агапско-Енисейский желоб, С - Антипаютинско-Тадебеяхинская мегасинеклиза, D - Большехетская мегасинеклиза, Е - Надымская гемисинеклиза, F - Среднепурский наклонный мегажелоб, О - Мансийская синеклиза; структуры I порядка: I - Южно-Карская мегавпадина, II -Агапский мегапрогиб, III - Среднегыданский мегаврез, VI - Яптиксалинская мегавпадина, V - Енисейская мегавпадина, VII - Восточно-Антипаютинская мегавпадина, VIII - Северо-Тазовская мегавпадина, IX - Нерутинская мегавпадина, X - Тазовский структурный мегазалив, XI - Верхнетанловская мегавпадина, XII - Среднепурский наклонный мегапрогиб, XIII - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб
Наличие такой обширной зоны АВПД в центральной и западной части На-дым-Тазовского междуречья (близ границы глинизации оксфордского регионального резервуара) можно объяснить элизионным типом режима в этой части исследуемого региона.
Самый нижний, нижне-среднеюрский водоносный комплекс характеризуется пластовыми давлениями 6,6-101,9 МПа (см. рис. 2). В центральных и северных районах доминирующая роль принадлежит повышенным и АВПД, далее, в восточном и западном направлении, к границам осадочного бассейна, получает распространение зона нормальных давлений. Зона АВПД трассирует основные отрицательные надпорядковые тектонические элементы: Карскую, Ан-типаютинско-Тадебеяхинскую, Большехетскую мегасинеклизы и Агапско-Енисейский желоб. Нередко Ка достигают величин 1,5 и более. Анализ распределения давлений, приведенных к плоскости -5 500 м в пределах нижне-среднеюрского комплекса, выявил обширные зоны пьезомаксимумов, которые совпадают с зонами развития АВПД (рис. 3). Общий перепад приведенных давлений достигает более 50 МПа, максимальные давления выявлены в пределах Карской (более 70 МПа) и Большехетской (свыше 80 МПа) мегасинеклиз. Можно констатировать факт сохранения в водонапорной системе нижне-среднеюрского комплекса реликтов эксфильтрационного гидродинамического режима, так как большинство зон повышенных давлений приурочены к крупным отрицательным тектоническим элементам. Области основных пьезомини-мумов совпадают с контурами крупных зон нефтегазонакопления, например, с Новопортовской - на севере, с Харампурской - в центральных районах и другими.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Алексеев Г. И., Андреев В. Н., Горелов А. А., Казьмин Л. Л. Методика изучения уплотнения терригенных пород при палеогеологических реконструкциях. - М. : Наука, 1982. -144 с.
2. Дюнин В. И., Корзун В. И. Гидрогеодинамика нефтегазоносных бассейнов. - М. : Научный мир, 2005. - 524 с.
3. Конторович В. А., Беляев С. Ю., Конторович А. Э., Красавчиков В. О., Конторо-вич А. А., Супруненко О. И. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. - 2001. - № 11-12. - Т. 42. -С.1832-1845.
4. Корценштейн В. Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсат-ных месторождений СССР. - М. : Недра, 1977. - 247 с.
5. Кругликов Н. М., Нелюбин В. В., Яковлев О. Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и особенности формирования залежей углеводородов. -Л. : Недра, 1985. - 279 с.
6. Новиков Д. А. Геолого-гидрогеологические условия палеозойского фундамента Но-вопортовского нефтегазоконденсатного месторождения // Известия вузов. Нефть и газ. -2005. - № . 5. - С. 14-20.
7. Новиков Д. А. Перспективы нефтегазоносности среднеюрских отложений полуострова Ямал по гидрогеологическим данным // Геология нефти и газа. - 2013. - № 6. - С. 65-74.
8. Новиков Д. А., Лепокуров А. В. Гидрогеологические условия нефтегазоносных отложений на структурах южной части Ямало-Карской депрессии // Геология нефти и газа. -2005. -№ 5. - С. 21-30.
9. Сесь К. В., Новиков Д. А. Гидродинамические особенности нефтегазоносных отложений центральной части полуострова Ямал // Бурение и нефть. - 2017. - № 5. - С. 30-35.
10. Ehrenberg, S. N., Nadeau P. H., 2005, Sandstone versus carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships: AAPG Bulletin. -2005. - Т. 89. - № 4. - С. 435-445.
REFERENCES
1. Alekseev G. I., Andreev V. N., Gorelov A. A., Kaz'min L. L. Metodika izucheniya uplotneniya terrigennyh porod pri paleogeologicheskih rekonstrukciyah. - M. : Nauka, 1982. -144 s.
2. Dyunin V. I., Korzun V. I. Gidrogeodinamika neftegazonosnyh bassejnov. - M. : Nauchnyj mir, 2005. - 524 s.
3. Kontorovich V. A., Belyaev S. Yu., Kontorovich A. E., Krasavchikov V. O., Kontorovich A. A., Suprunenko O. I. Tektonicheskoe stroenie i istoriya razvitiya Zapadno-Sibirskoj geosineklizy v mezozoe i kajnozoe // Geologiya i geofizika. - 2001. - № 11-12. - T. 42. - S. 1832-1845.
4. Korcenshtejn V. N. Vodonapornye sistemy krupnejshih gazovyh i gazokondensatnyh mestorozhdenij SSSR. - M. : Nedra, 1977. - 247 s.
5. Kruglikov N. M., Nelyubin V. V., Yakovlev O. N. Gidrogeologiya Zapadno-Sibirskogo neftegazonosnogo bassejna i osobennosti formirovaniya zalezhej uglevodorodov. - L. : Nedra, 1985. - 279 s.
6. Novikov D. A. Geologo-gidrogeologicheskie usloviya paleozojskogo fundamenta Novoportovskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya // Izvestiya vuzov. Neft' i gaz. - 2005. - № 5. - S. 14-20.
7. Novikov D. A. Perspektivy neftegazonosnosti sredneyurskih otlozhenij poluostrova Yamal po gidrogeologicheskim dannym // Geologiya nefti i gaza. - 2013. - № 6. - S. 65-74.
8. Novikov D. A., Lepokurov A. V. Gidrogeologicheskie usloviya neftegazonosnyh otlozhenij na strukturah yuzhnoj chasti Yamalo-Karskoj depressii // Geologiya nefti i gaza. - 2005. -№ 5. -S. 21-30.
9. Ses' K. V., Novikov D. A. Gidrodinamicheskie osobennosti neftegazonosnyh otlozhenij central'noj chasti poluostrova Yamal // Burenie i neft'. - 2017. - № 5. - S. 30-35.
10. Ehrenberg, S. N., Nadeau P. H., 2005, Sandstone versus carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships: AAPG Bulletin. -2005. - T. 89. - № 4. - S. 435-445.
© Д. А. Новиков, 2018
