CC BY
254. Стовбун Ю.А. Разработка новой концепции и приоритетных направлений поисков и оценки месторождений углеводородов в нефтегазоносных зонах. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1994. - 81 с.
Сведения об авторе
Бембель С.Р., к.г.-м.н., доцент кафедры «Промысловая геология нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 25-11-58, е-mail: Bembel_SR@surgutnefegas.ru
Bembel S.R., Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, associate professor, Department for Petroleum Field Geology, Tyumen State Oil and gas University, phone: (3452) 25-11-58, 74-73-58. E-mail: Bembel_SR@surgutnefegas. ru
УДК 552. 578. 2. 061. 33 (571. 122)
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ФРОЛОВСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ
Р.Н. Абдрашитова, В.М. Матусевич, Ю.А. Куликов
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Гидрогеологические условия, палеогидрогеология, седиментационные воды, формирование залежей нефти Hydrogeological conditions, paleohydrogeology, sedimentation waters, oil deposits generation
Hydrogeological conditions of oil deposits generation in Frolovskaya oil-and-gas bearing region. Abdrashitova R.N., Matusevich V.M., Kulikov Yu.A.
The issues ofpaleohydrogeology and conditions of oil deposits generation in the dominant area of West Siberia, Frolovskaya oil-and-gas bearing region, are reviewed. It is suggested that Frolovskaya oil-and-gas province could be the first of the largest oil and gas generation zones and the surrounding tectonic structures could be the zones of oil and gas accumulation. Fig.3, ref. 8.
Предыдущие палеогидрогеологические исследования показали, что Фроловская нефтегазоносная область является ключевым районом, региональной зоной пьезомаксимума, с которым большинство специалистов - геологов и гидрогеологов - нефтяников связывают образование залежей нефти и газа.
Фроловская нефтегазоносная область расположена в западной части ЗападноСибирского мегабассейна (ЗСМБ) и примыкает к его Уральскому обрамлению.
В геологическом строении рассматриваемого района принимают участие породы доюр-ского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. Палеозойские образования (второй структурный этаж) чаще развиты на крыльях ан-тиклинориев и в синклинориях. Осадки юрской системы залегают в основании платформенного чехла и представлены всеми тремя отделами. Отложения нижней и частично средней юры слагаются континентальными, средней - переходными от континентальных к морским, а верхней - морскими и прибрежно-морскими осадками. Верхнеюрские отложения в данном районе сложены морскими и прибрежно-морскими образованиями, объединенными в абалакскую и баженовскую свиты [1].
В составе меловых отложений Фроловской области выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты, а также верхняя часть отложений баженовской свиты. Особенностью здесь является исключительно глинистый состав фроловской свиты, мощность которой составляет 527-625 м (так называемый Фроловский барьер).
Палеогеновые отложения представлены талицкой, люлинворской, тавдинской, атлым-ской, новомихайловской и туртасской свитами. Отложения олигоценового возраста в рассматриваемом районе пользуются повсеместным распространением и характеризуются комплексом пород континентального происхождения.
Для изучения вопросов гидрогеологии и палеогидрогеологии Фроловской области первостепенное значение имеют литологический состав пород и химический состав подземных вод мезозойского гидрогеологического бассейна ЗСМБ. В разрезе гидрогеологического бассейна в соответствии с современными представлениями выделяются апт-альб-
сеноманский, неокомский и юрский гидрогеологические комплексы. Одной из особенностей изучаемой территории является почти полное отсутствие коллекторов в осадках ко-шайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит.
Согласно схеме гидрогеологической зональности мезозойского гидрогеологического бассейна исследуемая территория относится к внутренней гидрогеологической зоне. Для нее характерна гидрогеохимическая инверсия - уменьшение минерализации подземных вод от 15-19 г/л (наиболее характерные значения) в апт-альб-сеноманском гидрогеологическом комплексе до 10-12 г/л и менее в юрском [1, 2].
Фроловская нефтегазоносная область по результатам первых палеогидрогеологических исследований рассматривается как региональная зона пьезомаксимума, из-за глинистого состава неокомского комплекса [1]. Однако в то время авторы располагали скудным фактическим материалом (три скважины на всю Фроловскую область).
В настоящей работе проведена обработка фактического материала, накопленного за 40 лет (более 500 скважин), с использованием методик палеогидродинамического анализа.
Ко времени накопления континентальной толщи нижне-среднеюрских отложений территория Западной Сибири представляла пенепленизированную равнину с теплым и влажным климатом. В этих условиях в палеозойских и нижнемезозойских отложениях формировались, по-видимому, маломинерализованные подземные воды.
В раннесреднеюрское время Фроловская нефтегазоносная область, как и большая часть территории бассейна, являлась областью аккумуляции, где накапливались существенно глинистые породы. Мощность осадков - 400 м. Областями питания являлись горные сооружения обрамления бассейна. Областями разгрузки служили прибрежная часть морского бассейна и многочисленные поверхностные водоемы аккумулятивных равнин. Величина минерализации подземных вод в нижне-среднеюрское время не превышала 10 г/л - максимальной минерализации гидрокарбонатного и сульфатного типов вод. На современном этапе величина минерализации подземных вод юрского гидрогеологического комплекса колеблется в широких пределах. В верхней части комплекса (пласты ЮК2-9) характерные значения параметра составляют 6 - 9 г/л, в то же время в нижней части (пласты ЮК9-11) минерализация увеличивается до 10 - 20 г/л, то есть наблюдается классическая гидрогеохимическая зональность. В конце средней юры началась трансгрессия моря, где накапливались воды исключительно хлоридного натриевого состава. К концу юрского периода уплотнение глинистых пород приводит к отжатию поровых растворов, объем которых составляет от 0,2 - 0,5 до 1,3 объемов песчаного коллектора.
В валанжинское время Фроловская область, также как и большая часть территории Западной Сибири, по-прежнему была занята морем. В готеривские и барремские века морские условия осадконакопления продолжают сохраняться. Для рассматриваемой области характерен наибольший градиент давлений в региональном плане. Здесь могло происходить движение отжимаемых седиментационных вод в сторону Кондинского и Красноленинского поднятий, а также Северо-Сосьвинского свода. Более пресные воды, захороненные в континентальных осадках юры, вытеснялись солоноватыми и солеными водами, отжимавшимися из глин Фроловского района (рис. 1).
Возрастание мощностей коллекторских пород в этих же направлениях явилось дополнительным фактором снижения геостатического давления. Данное предположение подтверждается и изменением химического состава: от площади распространения Фроловского барьера в восточном и северо-восточном направлениях повышается минерализация вод юрского комплекса, происходит смена типа воды с гидкокарбонатно-натриевого на хлор-кальциевый (по В.А. Сулину), а также уменьшается число циклов элизионного водообмена.
Хлоркальциевые воды характеризуются большей минерализацией (иногда более 20 г/л), а минерализация вод гидрокарбонатно-натриевого типа изменяется в пределах 4 - 16 г/л. Отжатие воды из глин верхнеюрского комплекса и низов валанжина происходило в нижне-среднеюрские коллекторы, по которым седиментационные воды двигались также в направлении Уральского обрамления.
Число циклов элизионного водообмена для неокомских отложений к концу неокома составило от 13 до 29. За все юрско-неокомское время количество отжатых седиментацион-ных вод для района достигло 25% от их общего количества.
В апт-альб-сеноманское время Фроловскую область занимало море и мелкая часть шельфа. В этот период значительную площадь бассейна занимает зона накопления вод ин-фильтрационного генезиса.
Рис. 1. Карта-схема структурных элементов мезозойско-кайнозойских отложений и элизионного водообмена юрского комплекса Фроловской области:
Тип вод (по Сулину В.А.):
_ - границы тектонических элементов ^^ I порядка;
0 д - разведочная скважина, рядом число ' циклов элизионного водообмена;
- изолинии минерализации, г/л
- гидрокарбонатно - натриевый;
- хлоркальциевый;
- направление миграции элизионных вод
Отжатие седиментационных вод в юрских отложениях достигает своего максимума. Значение кратностей смены седиментационных вод превышает 1 (до 4-х). Фроловская область, вследствие преимущественно глинистого состава пород, по-прежнему остается региональной областью повышенных палеомощностей и кратностей седиментационного водообмена. Судя по градиентам указанных величин, наиболее возможным направлением движения отжимающихся вод остается восток-северо-восточное, а также на отдельных участках северо-западное в сторону южной части Северо-Сосьвинского свода. Значительное уплотнение подстилающих глинистых отложений готерив-барремского комплекса в рассматриваемый период приводило, по-видимому, к отжатию седиментационных вод в кол-лекторские породы апта, где затем они вытесняли захороненные там ранее морские воды. На современном этапе развития здесь преобладает хлоркальциевый тип вод (по Сулину), кроме того выделяются гидрокарбонатно--натриевый и изредка хлормагниевый типы вод. Амплитуда колебаний величины минерализации апт-альб-сеноманского комплекса Фролов-ской области составляет 8,1 - 19,4 г/л, в среднем около 15 г/л.
Учитывая, что коллекторские породы апта перекрыты глинистыми отложениями альба, отжимаемые из готерив-барремких глин воды двигались по аптским коллекторам в сторону Северо-Сосьвинского и Кондинского сводов. Гидродинамическая обстановка апт-альб-сеноманского времени оказала наиболее существенное влияние на формирование современной гидрогеохимической зональности мезозойского гидрогеологического бассейна.
Главной особенностью мезозойского бассейна Фроловской области является наличие крупной геодинамической аномалии, проявляющейся в существовании здесь зоны сверхгидростатических пластовых давлений (СГПД), в пределах которой выделяются участки с нижегидростатическими пластовыми давлениями (НГПД). Дефицит пластового давления на Талинской, Пальяновской площадях достигает = 8 МПа, а превышение условного гидростатического давления на Ем-Еговской и Каменной площадях составляет 4-7 МПа. Нарушение нормального распределения напоров в пределах Фроловской области может быть связано с проявлением геодинамических водонапорных систем депрессионного и компрессионного типов [2].
В юрском гидрогеологическом комплексе происходит вертикальная и латеральная миграции флюидов, проявляющаяся в облике гидрогеохимического поля в виде чередований величины общей минерализации и типа вод. Косвенно это подтверждается геотермическими данными, согласно которым на территории Красноленинского свода пластовые температуры нижней части осадочного чехла характеризуются высокими перепадами (20 и более °С) и их распределение в плане носит достаточно сложный характер.
В период последующей турон-олигоценовой трансгрессии инфильтрационный водообмен не имел места. За счет стабилизации геостатического давления ослабла и интенсивность седиментационного водообмена, особенно в нижних комплексах [1].
Кайнозойская инверсия тектонического развития бассейна привела к коренной перестройке его гидрогеологического режима. Произошло выравнивание пластовых давлений при стабилизации уплотнения пород и внедрения инфильтрационных вод. Для апт-альб-сеноманских наиболее хорошо проницаемых отложений кратность инфильтрационного водообмена не превышает 0,3- 0,5, а для юрского и неокомского комплексов имеет ничтожно малые значения.
Таким образом, анализ палеогидродинамических условий в разновозрастных осадках указывает на то, что в отложениях мезозойского гидрогеологического бассейна во Фроловской области, как и во всей центральной части ЗСМБ, развиты исключительно отжатые поровые воды, представляющие измененные воды древних морских бассейнов. За рассмотренный период истории по юрским отложениям Фроловской нефтегазоносной области суммарная кратность смены вод составила 9 - 12, по неокомским 80 - 120 (из-за преобладания глинистых пластов и почти отсутствия коллекторов), по апт-сеноманским - до 3-х.
В соответствии с полученными фактическими данными для мезозойского гидрогеологического бассейна Фроловской нефтегазоносной области характерно проявление элизионной литостатической и геодинамической систем, особенно ярко черты которых отмечаются в юрском гидрогеологическом комплексе.
Промышленная нефтеносность в юрском комплексе установлена в отложениях шерка-линской, тюменской, абалакской, баженовской свит.
Сформировавшиеся коллекторы вышеперечисленных отложений характеризуются достаточно резким изменением фильтрационно-емкостных характеристик (пористости и проницаемости) в плане и разрезе, напрямую влияющих на продуктивность добывающих скважин. Особого внимания заслуживает минералогический состав пород-коллекторов, влияющий на их гидрофильность (гидрофобность).
Наиболее интересными с позиции нефтегазоносности являются отложения баженовской свиты, коллекторы которой представлены листоватыми прослоями кремнистых и карбонатных пород с вторичной пористостью порово-трещинного типа и трещиноватые аргиллиты. Одним из главнейших свойств коллекторов баженовской свиты является их гидрофобность, обусловленная пленками органического вещества или нефти, обволакивающими глинистые частицы. Эти пленки экранируют связанную воду в глинистых частицах, что вызывает высокие удельные электрические сопротивления. Именно это обстоятельство мешает выделению коллекторов с помощью разработанных и опробованных методов ГИС. Другие характеристики коллекторов баженовского типа - средние значения общей пористости 6 - 12%, открытой пористости - 8%, проницаемость определяется трещиноватостью и может достигать 1,5 мДа.
В пределах Красноленинского района Фроловской нефтегазоносной области баженов-ская свита характеризуется аномально высокими значениями температур, которые могут достигать и превышать 130°С. Гидрогеотермические интерпретации этого феномена, выполненные А.Р. Курниковым, позволяют судить о вероятном вертикальном движении флюидов между баженовской и абалакской свитами.
Принципиально важны выводы А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова и других исследователей о ведущей (материнской) роли баженовской свиты в генерации скоплений нефти на территории Западной Сибири. На основе данного утверждения можно рассматривать гидродинамическую связь коллекторов баженовской свиты и нижележащей абалакской свиты во Фроловской области, имеющих сходную структуру, а также наличие нефтеносной ачи-мовской толщи, широко распространенной на территории Западной Сибири.
В.М. Матусевичем, А.В. Рыльковым и И.Н. Ушатинским в работе [2] трактуется понятие «геофлюидальная система» как сложная блочно-иерархическая (матрично-флюидальная) структура, элементами которой являются структурно-литологичсекие блоки или их комплексы (стратиграфические, тектонические, морфоструктурные) и связующие их краевые динамически напряженные зоны (ДНЗ). При этом в масштабах земной коры гео-флюидальные системы представляют «пирог» (породы) с «начинкой» (флюиды, жидкости, газы, гидротермы, расплавы и т.д.).
В данной работе доказывается несомненный факт существования изначально блокового строения толщ осадочных пород в форме пассивных матриц, разграниченных активными фильтрационными каналами в трехмерном фильтрационном пространстве. Структуры неустойчивы в механическом отношении и подвержены замещению областями растяжения и наоборот. С глубиной (несколько сотен метров) блоковая структура фильтрационного пространства проявляется в более контрастной форме, особенно на объектах, подверженных интенсивным техногенным воздействиям (флюидоотборы, закачка воды в продуктивные пласты). Комплексные исследования Фроловской нефтегазоносной области (анализ аэрокосмических снимков, сейсморазведка) говорят о блоково-складчатом строении территории, обусловленном наличием разрывных нарушений различных направлений, вероятнее всего продолжающихся в доюрском фундаменте.
Не следует, вдаваясь в крайности, отрицать или, наоборот, преувеличивать масштабы латерального перемещения вещества, поскольку его продукты ощутимы человеком и успешно разрабатываются. При всем принципиальном единстве процессов перераспределения вещества и энергии в указанной флюидно-породной системе состав подземных вод и аутигенное минералообразование в мезозойских гидрогеологических комплексах имеют между собой существенные различия в рамках выделяемых тектонических мегаблоков. Важная роль принадлежит здесь тектоническим разломам, зонам дробления и трещиновато-сти пород с горячими ювенильными подтоками углекислоты, очагами неглубокого молодого магматизма в фундаменте, передающем тепловую энергию породам чехла (во Фролов-ской области температура в верхней юре достигает 1500С), влиянию базальтоидных эффу-зивов в триасе на севере ЗСМБ и другим факторам.
Рассматривая роль геофлюидальных систем в формировании и накоплении залежей углеводородов в исследуемом районе необходимо выделить 2 точки зрения.
1. По мнению В.И. Дюнина [3], основным видом движения флюидов в глубоких горизонтах слоистых осадочных толщ платформ, меж- и внутригорных впадин является вертикальное движение. Латеральное движение имеет подчиненное значение и составляет первые десятки, иногда первые сотни километров. Потоки глубоких флюидов не могут формироваться за счет элизионных процессов, то есть из-за компрессионного сжатия. Доля же кристаллизационных вод составляет менее 10% от объема элизионных вод, то есть катаге-нетические преобразования пород вообще и глинистых в частности не могут формировать потоки глубоких флюидов. Автор предлагает пульсационно-флюидогеотермодинамическую модель формирования глубоких флюидов. Поднимающаяся вверх высокотемпературная газоводяная смесь из коры и верхней мантии в периоды тектонической активности создает необходимые предпосылки для формирования месторождений углеводородов по следующим причинам:
• высокая температура гидротерм активизирует процессы образования микронефти на всех уровнях геологического разреза осадочных отложений;
• поднимаясь вверх по разрезу (вкрест простирания осадочных отложений), газоводя-
ная смесь захватывает образовавшуюся на этот момент микронефть и органическое вещество в вышележащие отложения. Формирует вторичную пористость при образовании трещин гидроразрыва, создает градиенты пластовых давлений, значительно превышающие градиенты в нормальных условиях, создавая необходимые предпосылки для движения глубоких флюидов во всех направлениях;
• в создаваемых пластовых интрузиях при смене термодинамических условий происходит дифференциация вещества и образование нефтяных и газовых залежей, сохранение которых обеспечивается формированием непроницаемых или весьма слабо проницаемых границ из-за процессов новоминералообразования, неизбежно возникающих при смене термодинамических условий. Неслучайно в кровле и подошве месторождений углеводородов залегают опресненные подземные воды, ранее растворенная часть которых перешла в твердую фазу (из-за солеотложения - примечание авторов);
• внедряющаяся в осадочный чехол газоводяная смесь несет широкий спектр углеводородов мантийного происхождения, которые смешиваются с имеющейся в осадочных отложениях микро- и макронефтью, формирующейся в процессе внедрения, создавая различные по объему залежи углеводородов, в том числе гигантские. Расположение залежей углеводородов в вертикальном разрезе и их сохранение контролируются двумя процессами: иссякающей энергией газоводяной смеси мантийного происхождения и наличием покрышек, которые могут формироваться в затухающей стадии внедрения.
Не противоречит мнению В.И. Дюнина одна из основных гипотез формирования коллекторов юрского комплекса, а именно: баженовской свиты, предложенная Н.В.Лопатиным [4] и другими, согласно которой, причиной формирования зон интенсивной трещиноватости являются процессы массовой генерации нефти. Предполагается, что ловушки в баженов-ской свите появляются при воздействии на очаг активной генерации нефти глубинного разлома, уходящего корнями в фундамент. Вдоль разлома происходит повышенный конвективный нефтеперенос. В пределах ослабленных зон очага активной генерации нефти может образоваться определенный дефицит пластового давления по сравнению с окружающими участками. Даже небольшой разницы в пластовых давлениях в формирующейся ловушке и в окружающих породах свиты будет достаточно для включения механизма своеобразного всасывающего насоса. В связи с перераспределением нефти и тепловым расширением флюидов резко усиливается гидравлическое трещинообразование (гидроразрыв). Нефтяные потоки, преимущественно субвертикальные, формируют миграционно-дренажную систему, которая может быть ловушкой при наличии надежной покрышки.
2. В соответствии с теорией А.А. Карцева, В.В. Колодия и многих других, которой придерживаются и авторы данной статьи, образование, миграция и накопление нефти, как и подземных газов, происходят в водной среде. При этом нефть, ее составляющие, и вещества, из которых она образуется (протонефть), могут находиться в водорастворенном состоянии и во взвешенном в воде (в свободном состоянии). Большую роль в миграции и аккумуляции углеводородов играют процессы отжатия элизионных вод. На элизионных этапах в результате уплотнения осадков вместе с элизионными водами в коллектор поступают и углеводороды. Следовательно, чем интенсивнее элизионный водообмен, тем большее количество углеводородов участвует в процессах нефтеобразования. Седиментационные воды морского генезиса с самого начала содержат некоторое количество растворенных органических веществ, унаследованных от морской воды и принимающих участие в нефтеобразова-нии. Главное обогащение седиментационных вод нефтеобразующими органическими веществами (протонефтью) и компонетами нефти происходит при выжимании водных растворов из глин. При продавливании выжимаемого седиментационного раствора через глины, он должен растворить все, способные растворяться, органические соединения, находящиеся в этих глинах: органические кислоты, образующие мыла, углеводороды и т.п. На седиментационных этапах гидрогеологической истории движение вод, происходящее под действием неравномерного прогибания бассейна, идет с небольшими скоростями (сантиметры в год), а сами воды с точки зрения окислительно-восстановительного состояния характеризуются восстановленностью. Движение вод, хотя и медленное, обеспечивает миграцию растворенных нефтеобразующих органических веществ, в том числе нефтяных углеводородов. Медленность движения способствует образованию и препятствует разрушению залежей нефти и газа. Седиментационные растворы направляются к участкам, где вследствие их относительного поднятия давление минимально, и образуются очаги медленной разгрузки через водо-
упорную кровлю. Здесь и происходит формирование нефтегазовых залежей, выделение из водного раствора нефтяных углеводородов и других органических соединений [5].
По Ю.В. Мухину [6] в процессах нефтегазообразования имеют существенное значение история уплотнения осадка, время действия на него максимальной нагрузки и наличие этапов разуплотнения. Этот автор приходит к выводу, что нефтеобразующие вещества отжимаются из осадка лишь вместе или одновременно со связанной водой. Вместе с отжатой водой эти вещества поступают в более проницаемые пласты-коллекторы. В случае уплотнения глинистого раздела пластовое давление может быть выше гидростатического, а при разуплотнении - ниже. В обоих случаях на соответствующих участках залегания образуются локальные зоны повышенных и пониженных пластовых давлений, в гидрогеологическом отношении играющие роль скрытых очагов питания или разгрузки подземных вод. При погружении осадка под вышележащие породы на глубину, не превышающую мощности слоя осадка, весь отток направлен только вверх; при погружении на тройную мощность осадка вверх отжимается лишь 60% всех флюидов, а на десятикратную - только 52%. При погружении слоя осадка на глубину, превышающую десятикратную мощность, количество отжимаемых вверх и вниз флюидов приближается к 50% и может считаться одинаковым в обоих направлениях. Для нижних гидрогеологических зон движение флюидов происходит снизу вверх и по восстанию пластов от области наибольшего погружения осадка к областям менее глубокого его залегания, то есть к периферическим частям бассейна седиментации.
Результирующая всех точек зрения почти едина, что нашло отображение в ряде работ А.А. Карцева с соавторами [5].
Этому принципу также соответствует теория генезиса коллекторов нетрадиционного типа в баженовской (нижнетутлеймской) свите, предложенная М.Ю. Зубковым, О.В. Бакуе-вым [7] в соответствии с которой, существует возможный факт активного флюидопереноса от зон пьезоминимума (Талинский участок) к зонам пьезомаксимума (Ем-Еговское, Палья-новское поднятия). Согласно работам, по анализам глубинных проб нефти концентрация углекислого газа увеличивается от 0,2 - 0,3% молей (Талинское месторождение) до 2,0% молей - на восток (Пальяновское месторождение).
Предположения о роли процесса автонефтегазоразрыва при переходе части твердой фазы органического вещества в жидкую и газообразную высказывались Нестеровым, Рыбаком, Куликом и другими. Преобразование органического вещества, обладающего высокой реакционной способностью, приводило в условиях катагенеза и замкнутой системы к генерации огромного объема новообразованных продуктов (в 1,5 раза больше объема исходного материала). Этот процесс является причиной образования зон с СГПД, которые способствуют расслоению глинисто-кремнистых пород по седиментогенной слоистости и формированию особого типа коллектора (баженита). Данный тип коллектора образуется в тех породах, где развиты линзовидные обособления органического вещества, и они считаются наиболее ослабленными зонами разреза баженовской свиты. Таким образом, большинство исследователей считают естественный гидроразрыв основной причиной формирования коллекторов нетрадиционного типа, к которым относятся отложения баженовской и абалакской свит. Техногенный искусственный гидроразрыв возник из подсмотренных инженерами природных явлений, связанных с увеличением объема пластовых вод при их переходе из связанного состояния в свободное в процессе литогенеза (стадия катагенеза и метагенеза), что отмечено в работе М.С. Бруштара, И.В. Машкова [8, 1].
В пределах Красноленинского свода Фроловской нефтегазоносной области выделяются зоны с недостатком пластовых давлений (Талинская площадь) и СГПД (по В.М. Матусеви-чу) (Каменая, Пальяновская, Ем-Еговские площади, приуроченные к локальным поднятиям). Изучение гидрогеохимического материала по указанным территориям открывает следующие особенности. В зоне «всасывания» или пьезоминимума (Талинская площадь) в юрских отложениях наблюдается нормальная гидрогеохимическая зональность - увеличение минерализации пластовых вод с глубиной (рис.2.).
При этом наибольшие значения минерализации подземных вод наблюдаются в наиболее погруженных отложениях тюменской и шеркалинской свит, залегающих в прогибе доюрского фундамента. Такие условия характерны для развития геодинамической депрессионой водонапорной системы, формирующейся в результате тектонического растяжения и образования разрывных нарушений. Аэрокосмические, геофизические исследования строения юрских отложений и палеозойского фундамента подтверждают это.
Рис. 2.
Изменение минерализации подземных вод юрского комплекса с глубиной (зона пьезоминимума)
В зоне «нагнетания» или пьезомаксимума (данные взяты по Ем-Еговской, Пальяновской площадям) с глубиной наблюдается достаточно ощутимая гидрогеохимическая инверсия
Рис. 3.
Изменение минерализации подземных вод юрского комплекса с глубиной (зона пьезомаксимума)
здесь не превышает 12 г/л. Такое распределение минерализации в совокупности с фактом существования сверхгидростатических пластовых давлений говорит о приуроченности территории к водонапорной системе элизионного типа, формирующейся с повышенным напором подземных вод.
Чередования различных водонапорных систем могут свидетельствовать о существовании межпластовых перетоков флюидов из фундамента в юрские коллекторы и наоборот. Фактически это можно подтвердить следующими обстоятельствами. Анализ данных геолого-разведочных работ показывает, что в пределах Каменной площади притоки нефти получены в интервале баженовской свиты и абалакской свит, в пределах Ем-Еговской площади - в интервале абалакской свиты, а при погружении структурного плана и понижении пластовых давлений на территории Талинской площади - в нижележащих образованиях тюменской и шеркалинской свит, а также доюрском основании. То есть под действием «всасывающего» эффекта, вызванного дефицитом давлений, нефть и пластовые воды движутся по флюидопроводникам, образованным в результате гидроразрыва в битуминозных отложениях баженовской и абалакской свит в зоны пьезоминимума (контролируемые по-видимому высокопористыми песчаными породами и возможно зонами разрывных нарушений) из зон пьезомаксимума, контролируемых преимущественно толщиной перекрывающих и подстилающих флюидоупорных отложений.
В целом Фроловская область представляет региональную область пьезомаксимума, которая могла являться первой из крупнейших зон нефтегазообразования, а окружающие ее положительные тектонические структуры - зонами нефтегазонакопления. Рассмотренные точки зрения на вопросы формирования залежей нефти и газа являются различными аспектами осадочно-миграционной теории образования нефти Н.Б. Вассоевича.
Список литературы
1. Ставицкий Б.П., Матусевич В.М. Палеогидрогеология Западно-Сибирского артезианского бассейна: Материалы V совещания по подземным водам Сибири и Дальнего Востока. - Тюмень-Иркутск: СО АН СССР, 1969. - С. 93 - 101.
2. Матусевич В.М., Рыльков А.В., Ушатинский И.Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 225 с.
Максимальная минерализация пластовых вод
3. Дюнин В.И. Гидродинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. - М.: Научный мир, 2000. - 472 с.
4. Лопатин Н.В., Емец Т.В. Баженовская свита Западно-Сибирского бассейна: нефтегенерацион-ные свойства и катагеническая зрелость // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1999. №7. - С. 51 - 58.
5. Мухин Ю.В. Процессы уплотнения глинистых осадков. - М.: Недра, 1965. - 200 с.
6. Карцев А.А., Вагин С.Б., Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. - М.: Недра, 1986. - 244 с.
7. Зубков М.Ю., Бакуев О.В. и др. Вертикальная и латеральная миграция поровых флюидов в юрском комплексе Красноленинского свода // Труды ЗапсибНИГНИ. Выпуск Физико-литологические особенности и коллекторские свойства продуктивных пород глубоких горизонтов Западной Сибири. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1988. - С. 62 - 68.
8. Бруштар М.С., Машков И.В. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. - М.: Гостоптехиздат, 1963.- 273 с.
Сведения об авторах
Абдрашитова Р.Н., аспирант, кафедра «Гидрогеологические и инженерно-геологические изыскания» Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8-922-4 72-86-39
Матусевич В.М., д.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой «Гидрогеологические и инженерно-геологические изыскания», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:8(3452) 25-13-67, e-mail: vladmich@mail.ru
Куликов Ю.А.аспирант, кафедра «Гидрогеологические и инженерно-геологические изыскания», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8-922-489-24-96,
Abdrashitova R.N., postgraduate student, Department for Hydrogeological and Geological Engineering Survey, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8-922-472-86-39, e-mail: ritte@list.ru
Matusevich V.M. PhD in Geology and Mineralogy, Head of Department for Hydrogeological and Geological Engineering Survey, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8 (3452) 25-13-67
Kulikov U.A., postgraduate student, Department for Hydrogeological and Geological Engineering Survey, Tyumen State Oil and Gas University, phone 8-922-489-24-96, e-mail: kulikov.y. a. @gmail. com
УДК 552.578.2.061.4
ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕРХНЕДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПЕЧОРО-КОЖВИНСКОГО МЕГАВАЛА
Л.В. Пармузина, С.В. Кочетов
(Ухтинский государственный технический университет)
Коллектор, фации, депрессия, палеоподнятие, ступень, трог, авлакоген,
мегавал, верхнедевонский комплекс Reservoir, facies, depression, paleouplift, stage, trough, aulacogen, megabar, Upper Devonian complex
Characteristics of the Upper Devonian sediments of the southern part Pechorо-Kozhvinskiy megabar. Parmuzina L. V., Kochetov S. V.
The specific features of the structure, formation conditions and patterns of reservoirs distribution within the northern part of Pechorogorod stage and eastern part of Lyzhsko-Kyrtaelsk bar ere revealed. A new exploration target in the Upper Devonian trend in the studied area are paleouplifts and their slopes within a depression domanik trough. Fig.3, ref. 2.
Верхнедевонский комплекс является одним из наиболее перспективных для открытия новых залежей углеводородов в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне (ТП НГБ). Основными поисковыми объектами в этом комплексе являются карбонатные массивы различного генезиса [1]. В конце двадцатого века в ТП НГБ установлена углеводородная продуктивность депрессионных доманиковой и доманикоидной толщ, а также мелководно-шельфовых отложений. Верхнедевонский комплекс на исследуемой территории представлен депрессионными и мелководно-шельфовыми отложениями, в которых установлены многочисленные и разнообразные нефтепроявления, что свидетельствует о его перспективности.
