CC BY
103
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА
Александр Александрович Кох
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика Коптюга, 3, аспирант, младший научный сотрудник лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири, тел. (383)363-80-37, e-mail: KokhAA@ipgg.sbras.ru
На основе проведенного анализа общегидрогеологических условий, данных по современной гидрогеохимии, гидродинамике, геотермии и палеогидрогеохимических условий нижнего гидрогеологического этажа западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба (ЕХРП) выполнен региональный прогноз нефтегазоносности. По гидрогеологическим критериям нефтегазоносности (группа гидрогеохимическим, водорастворенных газов и органического вещества) выделены наиболее перспективные объекты на обнаружение пропущенных залежей нефти и газа в неокомском (нижнехетский, верхнесуходудинский резервуары) и нижнесреднеюрском (малышевский резервуар) комплексах.
Ключевые слова: гидрогеологические критерии, нефтегазоносность.
HYDROGEOLOGICAL PREREQUISITES OF PETROLEUM POTENTIAL WESTERN PART OF THE YENISEI-KHATANGA REGIONAL TROUGH
Aleksandr A. Kokh
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, 630090, Russia, Novosibirsk, Aсad. Koptyug av., 3, Ph. D. student, Junior research scientist of Laboratory of hydrogeology of Siberian sedimentary basins, tel. (383)363-80-37, e-mail: KokhAA@ipgg.sbras.ru
A regional forecast on petroleum potential made based on the analysis of general hydrogeologic conditions, current hydrogeochemistry data, hydrodynamics, geothermic, and palaeo-hydrogeochemical conditions of the lower hydrogeological unit in the western Yenisei-Khatanga regional trough (YKhRT). The most promising targets have been highlighted for the detection of missed petroleum deposits in the Neocomian (Lower Kheta and Upper Sukhaya Dudinka pools) and Lower-Middle Jurassic (Malyshev pool) aquifers based on hydrogeochemical indicators and criteria of water dissolved gas and organic matter.
Key words: hydrogeological backgrounds, petroleum potential.
Исследуемая территория находится на территории Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района Красноярского края и ЯНАО, в тектоническом отношении приурочена к Енисей-Хатангскому региональному прогибу (ЕХРП), отделяя Таймырскую систему дислокаций от Сибирской платформы. Мезо-кайнозойская часть разреза в восточном направлении ограничена Малохетско-Рассохинско-Балахнинским глубинным разломом с системой одноименных мегавалов, на западе - открывается и сливается со структурами Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ). Согласно нефтегазогеологическому районированию, регион расположен в северной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) и выделяется в составе одноименной нефтегазоносной области (НГО). На западе граничит с Гыданской НГО, входящей в состав Западно-Сибирской НГП [4, 7, 14].
Вопрос о нефтегазоносности исследуемой территории впервые был поставлен Н. А. Гедройцем в 1935 году после проведения маршрутных геологических исследований в Усть-Енисейском районе и открытия выходов горючих газов и озер с минерализованными водами. Впоследствии нефтегазопоисковые работы связаны с именами: Е. Г. Бро, Н. А. Гедройца, Г. Д. Гинсбурга, Г. А. Ивановой, М. К. Калинко, Н. М. Кругликова, Н. И. Обидина, В. М. Пономарева,
О. В. Равдоникас, Н. Н. Ростовцева, Г. Е. Рябухина, М. Х. Сапира, П. Д. Сиденко, Д. Б. Тальвирского, Ю. В. Федорова, А. В. Щербакова и многих других [1, 13].
Изучение особенностей геологического строения и условий седиментации показало, что мезо-кайнозойская часть ЕХРП является продолжением структур ЗСМБ, которая в восточном направлении становится составной частью депрессий, обрамляющих Восточную Сибирь. Вопросы прогноза и оценки перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим критериям в пределах Западно-Сибирской НГП занимались М.Е. Альтовский, Е.А. Барс, Г.Ю. Валуконис, М.А. Г атальский, М.С. Гуревич, Л.М. Зорькин, А.А. Карцев, А.Э. Конторович, В.А. Кротова, В.М. Матусевич, А.Д. Назаров, И.И. Нестеров, В.А. Нуднер, Н.Н. Ростовцев, В.П. Савченко, В.А. Сулин, М.И. Суббота, Е.В. Стадник, Г.И. Сухарев, В.Б. Торгованова и другие.
Результаты геолого-разведочных работ последних лет подтвердили высокий потенциал нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений открытием Байкаловского нефтегазоконденсатного и Северо-Пайяхского нефтяного месторождений. Согласно выполненной в ИНГГ СО РАН количественной оценке, начальные геологические ресурсы углеводородов (УВ) мезозойских отложений Енисей-Хатангской НГО составляют 11 млрд. т., извлекаемые -
7 млрд. т. Сегодня здесь открыто более 25 месторождений (Ванкорское, Зимнее, Мессояхское, Пеляткинское и другие) [5, 6, 12].
Абсолютным большинством гидрогеологов признается приоритетная роль воды в процессах образования УВ, условиях их миграции и концентрации, где подземные воды выступают и как среда и как активный участник переноса. Таким образом, особенности состава подземных вод, водорастворенный газ (ВРГ) и органическое вещество (ОВ) нашли широкое применение в качестве гидрогеологических критериев нефтегазоносности. Сегодня можно говорить о классификационной системе нефтегазопоисковых гидрогеологических критериев, учитывающих характер и значение каждого показателя, с возможностями их применения на различных этапах поисковых работ.
Первые попытки систематизировать гидрогеологические показатели были выполнены В.Т. Малышек в 30-х гг. прошлого века. После, теоритические основы прогноза перспектив нефтегазоносности по гидрогеохимическим критериям изложены в работах В.А. Сулина (1946). Далее этот вопрос разрабатывали И.К. Игнатович (1948), А.А. Карцев (1954), Е.Е. Белякова (195б), М.А. Гатальский (1960), В.А. Кротова (1960), Г.В.
Богомолов, А.П. Козин, М.И. Зейдельсон, М.И. Суббота, И.Б. Фейгельсон (1961), К.В. Филатов (1962), А.С. Зингера (1966), Е.И. Кудрявцева, В.Б. Торгованова (1971), Ю.Г. Зимин (1973),
Е.А. Барс (1978) и другие.
Особое внимание в работе уделено группам общегидрогеологических, гидродинамических, гидрогеотермических, гидрогеохимических,
палеогидрогеологических, показателей ВРГ и ВРОВ.
По общегидрогеологическим и палеогидрогеологическим критериям, осевая часть ЕХРП является наиболее перспективной. Регион характеризуется мощным (до 6-12 км) терригенным разрезом с выдержанными водоносными комплексами, обладающие высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Согласно принятой гидрогеологической стратификации здесь выделяют верхний и нижний гидрогеологические этажи, разделенные между собой выдержанными по простиранию турон-кампанскими алевритисто-глинистыми породами (региональный водоупор) [8, 10, 11].
Верхний гидрогеологический этаж - зона активного газоводообмена, представлен слабо- и несцементированными породами верхнемелового (маастрихт) - четверичного возраста. Исследуемый регион относится к зоне сплошного монолитного распространения многолетнемерзлых пород (ММП) от 180 до 600 м. Которая в общих чертах считается надежным флюидоупором, оказывая существенное влияние на температурный режим осадочных пород и залежей УВ, способствуя при этом формированию на отдельных участках залежей газогидратов (долганский резервуар и газсалинская пачка) [9].
В пределах нижнего гидрогеологического этажа (зона затрудненного и застойного водообмена) обособляются пять гидрогеологических комплексов: апт-альб-сеноманский, неокомский, верхнеюрский, нижне-среднеюрский, и триас-палеозойский нерасчлененный. Они изолированы друг от друга надежными флюидоупорами, их выдержанность нарушается локально на участках размывов и тектонических нарушений (Малохетско-Рассохинско-Балахнинская система мегавалов), которые являются внутренними областями разгрузки и возможными зонами межпластовых перетоков.
По результатам палеогидрогеологических реконструкций установлено, что в прибортовых частях на протяжении всей истории развития бассейна господствовали обстановки континентального осадконакопления (основной источник подземных вод пресные метеогенные воды с минерализацией до
-5
2 /дм ). В осевой части прогиба во время длительных элизионных этапов захоранивались сингенетичные талассогенные воды (преимущественно хлоридного натриевого состава с величиной минерализации от 15 до
-5
35 г/дм ) совместно с богатыми ОВ морскими глинистыми осадками.
Эволюция гидродинамического поля здесь проходила в тесной связи с гидрогеологической цикличностью развития бассейна. В центральной части региона установлена область аномально высоких пластовых давлений (АВПД), которые выявлены в неокомском, нижне-среднеюрском
гидрогеологических комплексах, вследствие создания напора при отжатии подземных вод из мощного гольчихинского водоупора (до 420 м на Яковлевской площади и 700 м на Дерябинской площади). АВПД являются признаком высокой степени закрытости недр, послужившие сохранению реликтовых растворов седиментогенного типа, и являются благоприятным фактором для протекания процессов нефтегазообразования.
Анализ распределения пластовых температур по разрезу выявил зону повышенных геотермических градиентов в приразломных областях Малохетско-Рассохинско-Балахнинской системы мегавалов и пониженных геотермических градиентов в прибортовых частях прогиба, сопровождающиеся выклиниванием осадочного чехла и наращиванием мощности ММП. Благоприятные температурные значения (в пределах 60120 0С) для протекания процессов нефтеобразования и сохранности залежей УВ, установлены в неокомском и нижезалегающих гидрогеологических комплексах.
Зафиксировано, что подземные воды, связанные с УВ имеют специфический солевой и газовый состав в зависимости от фазового состава залежи. В качестве гидрогеохимических критериев показателей нефтегазоносности могут выступать самые разнообразные химические компоненты подземных вод, их отношения и повышенные концентрации.
Для исследуемой территории выбран оптимальный комплекс гидрогеохимических показателей, указывающих на благоприятные условия генерации, миграции и аккумуляции УВ: концентрации SO4, HCO3, Ca, нафтеновых кислот, повышенные значения МН4, J, Вг, коэффициент метаморфизации Ка/С1, С1/Вг, B/Br, rCa/rMg, газовый фактор, концентрация метана, сумма тяжелых углеводородов (ТУ), азота и бензола.
Поисковыми работами доказана высокая степень газонасыщенности подземных вод ЕХРП. Г азонасыщенность изучена на Джангодской, Долганской, Мессояхской, Рассохинской и Суходудинской площадях. Наибольшие значения установлены в скважине №5 Джангодской площади (1124-1140 м, нижнехетская свита, Г=2,8 л/л), №4 Мессояхской площади (882-892 м, долганская свита, Г=2,5 л/л). Водорастворенные газы
преимущественно углеводородного состава. Содержание метана в пределах от 81,4 до 98,8 об.% [1 - 3]. Содержание тяжелых углеводородов (ТУ) изменяется от сотых долей процента до 11,3 об.%. Среди ТУ содержание этана резко преобладает над суммой остальных углеводородов. Отмечается «утяжеление» газов с глубиной.
Многочисленные фактические данные указывают, что содержание ОВ в подземных водах месторождений выше, чем на «пустых» структурах, следовательно, служит прямым признаком наличия залежей УВ. Среди всей водорастворенной органики особое место отводится бензолу и его гомологам. В регионе аналитический материал по ВРОВ характеризует разрез от нижней юры до верхнего мела на Казанцевской, Пеляткинской и Южно-Соленинской площадях [2; 3]. По характеру распределения бензола в
водах установлено наличие вблизи залежей ореолов повышенных концентраций бензола.
По предложенному комплексу критериев нефтегазоносности, выделены наиболее перспективные объекты на обнаружение пропущенных залежей. Максимальные перспективы связаны с отложениями меловых резервуаров (верхнесуходудинский и нижнехетский): Средне-Яровская, Токачинская, Яровская
и другие площади. Но открытые залежи УВ в юрских резервуарах на Зимней, Нижнехетской и Хабейской площадях, а также многочисленные нефте- и газопроявления позволяют считать эти резервуары весьма перспективными на обнаружение мелких и средних по запасам залежей. В юрских резервуарах наиболее перспективными на поиски залежей УВ являются малышевский (Дерябинская, Пеляткинская, Тампейская и другие площади), в меньшей степени сиговский и надояхский резервуары (Суходудинская площадь).
Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (проект № 14-0500868 А).
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гинсбург Г.Д., Иванова Г.А. Некоторые характерные черты геохимической зональности подземных вод в юго-западной части Енисей-Хатангского прогиба // Геология и нефтегазоносность мезозойских прогибов севера Сибирской платформы: Сб. ст. - Л.: НИИГА, 1977. - С. 6-23.
2. Иванова Г.А. Особенности геохимии подземных вод юго-западной части Енисей-Хатангской нефтегазоносной области / Кандидатская диссертация. - Норильск: Севморгео. - 1973. - С. 226.
3. Иванова Г.А., Мелькановицкая С.Г. Бензол и его гомологи в пластовых водах Енисей-Хатангского прогиба // Геология нефти и газа. - 1973. - №2. - С. 27-34.
4. Конторович А.Э., Гребенюк В.В., Кузнецов Л.Л. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 3. Енисей-Хатангский бассейн. - Новосибирск, 1994. - 71 с.
5. Конторович А.Э., Ершов С.В. Нефтегазовый резерв Западной Сибири // Наука из первых рук. - 2010. - №3(33). - С. 26-29.
6. Конторович А.Э., Пономарева Е.В., Грекова Л.С. и др. Методика планирования ГРР на участках недра в западной части Енисей-Хатангского прогиба // ГЕО-Сибирь-2011. VII Междунар. науч. конгр. : сб. материалов в 6 т. (Новосибирск, 19-29 апреля 2011 г.). -Новосибирск: СГГА, 2011. Т. 2, ч. 2. - С. 108-112.
7. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба // Геология и геофизика. - 2011. - Т. 52. - №8. - С. 1027-1050.
8. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. - Тюмень: ТюмГНГУ. 2005. 225 с.
9. Макагон Ю.Ф., Омельченко Р.Ю. Мессояха - газогидратная залежь, роль и значение // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. - 2012. - № 3. С. 5 - 19.
10. Новиков Д.А. Гидрогеология западной части Енисей-Хатангского регионального
прогиба // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. №1.
www.ngtp.ru/rub/4/2_2013 .pdf.
11. Нуднер В.А. Гидрогеология СССР. Т.ХУГ. Западно-Сибирская равнина (Тюменская, Омская, Новосибирская и Томская области). - М.: Недра. 1970. 368 с.
12. Поляков А.А., Фомина Е.В., Исаев А.В., Карпухин С.М. Новые направления геолого-разведочных работ на западе Енисей-Хатангского прогиба (правобережье Енисея) // Научно-технический вестник ОАО «НК РОCНEФTЬ». - 2012. - Вып. 26. - С. 2-7.
13. Равдоникас О.В. Основные итоги гидрогеологических исследований нефтеносных районов севера Западной Сибири / Под ред. Грамберга И.С. - М.: Госгеолтехиздат, 1962. - 194 с.
14. Фомин М.А. Анализ тектонического строения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Енисей-Хатангского регионального прогиба по опорным горизонтам, тектонические предпосылки его нефтегазоносности // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 9. 2G11. С. 4-20.
© А. А. Кох, 2014
