CC BY
16Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 1(16) 2017 ■ http://oilgasjournal.ru
К ВОПРОСУ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОБРАЗОВАНИЙ ФУНДАМЕНТА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ВЬЕТНАМА
А.Н. Дмитриевский, В.Л. Шустер, С.А. Пунанова Институт проблем нефти и газа РАН e-mail: [email protected], [email protected]
Проблема надежного определения первоочередных объектов с крупными запасами нефти и газа в Западной Сибири и во Вьетнаме является важной научной и народнохозяйственной задачей. Основные запасы нефти во Вьетнаме связаны с образованиями фундамента Кыулонгского и Южно-Коншонского нефтегазоносных бассейнов, в которых открыты крупные и уникальные (по категории запасов) месторождения. Существенная часть нефтяных запасов России приурочена к юрско-меловым отложениям Западной Сибири. Одним из направлений решения проблемы прироста ресурсов и запасов нефти и газа в Западной Сибири является системное полномасштабное изучение (в ходе поисково-разведочных работ) глубокозалегающего доюрского этажа нефтегазоносности, включая образования фундамента. Данные нефтегазоносные провинции имеют значительное сходство в геологическим строении. Это связано с гетерогенностью фундамента и наличием запасов нефти в разуплотненных породах гранитоидных массивов. Однако в центральной части Западной Сибири, на контакте осадочных пород и фундамента, открыты пока в основном мелкие и редко средние по запасам месторождения углеводородов, в отличие от залежей в фундаменте Вьетнамского шельфа. Актуальной задачей в связи с этим является сравнительная характеристика отмеченных нефтегазоносных провинций с целью выработки критериев открытия крупных и средних по запасам месторождений нефти в образованиях фундамента Западной Сибири.
Интерес к проблеме нефтегазоносности фундамента существует уже несколько десятков лет. Наиболее дискутируемыми вопросами являются: механизм формирования скоплений УВ в образованиях фундамента; модель строения залежи нефти (газа) в фундаменте; распространение пород-коллекторов в толще фундамента; возможные флюидоупоры; геохимические аспекты нефтеобразования в осадочных толщах, контактирующих с выступами фундамента. О региональной нефтегазоносности фундамента в мире и в России свидетельствует открытие более 450 месторождений углеводородов (УВ), в том числе высокодебитных, крупных и гигантских по запасам нефти (газа). В Западной Сибири в образованиях палеозойского фундамента в трещинно-
кавернозных породах на контакте с осадочным чехлом выявлена 51 залежь УВ, из них 15 - собственно в фундаменте, кроме того, на 50 разведочных площадях выявлены признаки нефти (газа).
На Вьетнамском шельфе, в Кыулонгском бассейне, открыты в основном нефтяные месторождения, в том числе гигантское (Белый Тигр) и крупные по запасам - Кыулонг и др. В Южно-Коншонском бассейне обнаружены преимущественно газовые и газоконденсатные месторождения (Дай-Хунг, Ланг-Тау).
Анализ фактического материала и проведенные расчеты позволили нам обосновать механизм формирования и модель строения залежи нефти в фундаменте на примере месторождения Белый Тигр [1]. Основным источником нефти в залежи фундамента является органическое вещество нефтематеринских осадочных толщ, облекающих фундамент. Так нефти из залежей в фундаменте и в нижне-олигоценовых отложениях на вьетнамском месторождении Белый Тигр характеризуются близкими значениями практически всех исследованных параметров. Это относится и к микроэлементному составу нефтей (определение МЭ проведено Далатским институтом ядерных исследований, Вьетнам). Особенно показательно сходство этих нефтей по генетическому показателю (отношению V к N1), который в обоих случаях значительно ниже единицы (рис. 1). Преобладание N1 над V характеризует данные нефти как слабо катагенно-преобразованные [2].
::: ■
—4-ни№1й вди гоцен
—О —
X I £ ' ■у X * : ■ % 3 : :■
/
■.741 V № \1 Ег -I. Ни А1 С =1 ■ а
Рис. 1. Содержание МЭ в нефтях месторождения Белый Тигр
Наиболее крупное нефтяное месторождение Белый Тигр в тектоническом отношении приурочено к выступу фундамента, разбитому крупными разломами на блоки и перекрытому осадочными глинистыми породами нижнеолигоценового возраста, обогащенными рассеянным органическим веществом (РОВ), играющими роль флюидоупора и нефтегенерирующих толщ. Причем, важное значение имеет гипсометрическое положение блоков, выступов. Доминирующие в рельефе структуры фундамента характеризуются повышенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пород и максимальной продуктивностью. При этом наилучшими ФЕС пород и максимальными дебитами характеризуются гранитоиды. Породы-коллекторы распределены крайне неравномерно как по площади, так и по разрезу плутона. Пустотность пород - трещинная, трещинно-кавернозная, КП ~ от 5-6%, проницаемость низкая и неравномерная по разрезу скважин (от 0,06 до 30 мД). Дебиты скважин изменяются от 200-300 до 1500-2000 т/сут. Интервалы максимального притока нефти в скважинах составляют 20-40 м. Это при том, что опробованы 500-700-метровые интервалы открытого ствола, и расположены данные породы-коллекторы как вблизи поверхности фундамента, так и на значительном удалении от нее (на 500-700 м) [1-2].
В Южно-Коншонском бассейне (месторождения Дайхунг, Лан-Тау и др.) нефтематеринские толщи, облекающие фундамент, «среднего и высокого» уровня (Сорг ~ от 0,86 до 4,5%, в среднем 2,21%). ОВ существенно гумусового типа и соответствует керогену III типа (HI меньше 250 мг УВ/г Сорг; С27/С29 >1,5) [3].
На некоторых месторождениях Западной Сибири, где выявлены нефтяные залежи в отложениях фундамента, по целому ряду показателей также отмечена тесная связь нефтей фундамента с нефтями из вышележащих отложений осадочного чехла [1-2].
По данным Т.А. Кирюхиной [4], в терригенно-карбонатных породах палеозоя северных регионов Западной Сибири содержание Сорг колеблется от 0,1-0,2 до 2,6-3,0%. Величина концентрации хлороформенных битумоидов ХБА составляет 0,3%. Состав н-алканов указывает на фитопланктонный характер исходного ОВ, накапливавшегося в восстановительной обстановке. Терригенные породы содержат Сорг (0,8-3,5%), ХБА (0,08-0,29%). Катагенетическая преобразованность пород соответствует градациям МК2-МК3. По совокупности геохимических параметров терригенные и карбонатно-терригенные породы палеозоя можно отнести к нефтематеринским толщам.
Характеристика газоконденсатов месторождения Новопортовское на севере Западной Сибири [4] из палеозойских отложений приведена в табл. 1. Эти конденсаты имеют достаточно высокую плотность, содержат относительно много твердых парафинов. В групповом составе отмечается максимально большое количество ароматических УВ (от 16,2 до 34,9%). Кроме того, для некоторых проб характерно очень высокое содержание нафтенов (до 73,7%). Такого типа конденсаты относятся к ароматико-нафтеновому типу.
Таблица 1
Физико-химическая характеристика палеозойских конденсатов Новопортовского
месторождения [4]
№ скв. Интервал, м Плотность, г/см3 Содержание, в % Групповой УВ-й состав, массовый %
твердые парафины сера арены нафтены алканы
94 2680-2712 0,810 1,71 0,041 34,85 28,28 36,87
216 2978-2984 0,810 2,72 0,046 16,22 62,68 21,10
216 3105-3110 0,806 1,06 0,028 17,20 73,70 9,10
216 3352-3367 0,813 2,30 0,02 31,66 30,51 37,83
217 3044-3101 0,816 0,12 0,007 31,54 33,51 34,95
Решение задачи оценки возможности нефтегазогенерации доюрским комплексом Западной Сибири осуществлено по ряду основных геохимических показателей (содержанию ОВ, отражательной способности витринита, величинам палеотемператур, Тмах [2, 5]). На основе анализа особенностей углеводородного и микроэлементного (МЭ) составов нафтидов [5], авторами был сделан вывод о существовании двух источников генерации нефти, способных насытить образования фундамента. Это - сингенетичное ОВ осадочного палеозоя и эпигенетичное, генерируемое ОВ юрских осадочных и триасовых вулканогенно-осадочных отложений. На самостоятельный очаг нефтеобразования в палеозойских формациях указывает существенное отличие по содержанию МЭ нафтидов палеозоя и коры выветривания от нафтидов юрских отложений. Это особенно ярко фиксируется при сопоставлении содержаний и соотношений биофильных элементов группы железа V, N1, Бе, Мо, Си, 2п (анализ выполнен авторами с помощью атомно-абсорбционного метода на приборе ЛЛБ-3 в лаборатории ИГиРГИ [6]) и редкоземельных элементов - РЗЭ (на основе данных Ю.Н. Федорова и др. [7]) в нефтях и битумоидах по месторождениям Шаимского и прилегающих регионов (Ханты-Мансийское, Даниловское, Ловинское, Мартымья-Тетеревское и др.). При сопоставлении концентрационного
распределения этих групп элементов в нефтях различных нефтегазоносных комплексов Шаимского района авторами установлены различные тенденции их накопления. Представляется, что такое распределение МЭ в нафтидах объясняется полигенным характером их поступления в нефть (из ОВ осадочных доюрских нефтематеринских отложений) - для биофильных и глубинным - для РЗЭ. Ранее уже был выявлен полигенный характер источника МЭ в нефтях [8].
Дифференцированное распределение МЭ в нафтидах Западной Сибири возможно связано с различной прогретостью недр. Наличие зон высокой преобразованности ОВ пород в доюрских отложениях Западной Сибири отмечено нами при исследовании ОВ баженовских отложений Западно-Сибирского НГБ. На рис. 2 показано распределение содержания ванадия в битумоидах баженовских отложений, которое изменяется от 0,83*10"2% (Угутский район) до 30*10"2% - в западных районах бассейна (Каменная площадь, Хейгинский и Надымский районы). Четко трассируется показанная на карте цветом аномальная зона низких значений содержания V, протягивающаяся с юго-запада на северо-восток. Битумоиды на этих участках характеризуются и аномально низкими содержаниями ванадилпорфиринов. Как известно, в условиях высоких палеотемператур порфириновые комплексы разрушаются, образуя пирролы и короткие цепочки УВ разного строения. ОВ зон катагенеза обеднено МЭ, в частности ванадием и металлопорфириновыми комплексами [6]. Все это свидетельствует об эпигенетичном характере высокопреобразованных битумоидов, мигрирующих из нижних сильно прогретых горизонтов бассейна в более высокие горизонты и не связанных с сингенетичными, слабо катагенетически преобразованными битумоидами самих баженовских отложений. Протягивается данная зона через Юганскую впадину, Колтогорский прогиб, Салымское поднятие и далее на северо-запад. Территория сильно преобразованного органического вещества соответствует области распространения триасовых рифтов, гранитоидных массивов и флюидопроводящих разломов в фундаменте [9]. По данным бассейнового моделирования, проведенного А.В. Ступаковой и др. [10], триасовый рифтогенез и последующее развитие бассейна привели к образованию глубинных региональных разломов, благоприятных для вертикальной миграции флюидов. Эта зона практически совпадает с перспективной зоной нефтеносности доюрских отложений, выделенной авторами по результатам математического моделирования [11]. Показанная на рис. 2 перспективная зона совпадает с нефтегазоносными районами
Рис. 2. Схема распределения содержания ванадия в ОВ пород баженовской свиты
Западной Сибири
I - площади отбора керна (числитель) с указанием содержания V (их 10-2%) в ОВ (знаменатель); II - изолинии содержания V в ОВ пород; Ш - зона аномально низких содержаний V
Ханты-Мансийского и Нюрольского регионов. Пиролитические показатели керогена палеозойских и триасовых эффузивно-осадочных отложений свидетельствуют о высоких генерационных возможностях данных толщ на определенных площадях. Глубины вероятного обнаружения УВ скоплений в областях флюидопроводящих разломов в фундаменте (например, Шаимского разлома), где нарастание катагенеза с глубиной
происходит наиболее интенсивно, составляют для нефти 3200 м, а для газоконденсатов -4000 м [2].
В Западной Сибири наиболее благоприятными условиями нефтегазонакопления в доюрском комплексе (по аналогии с вьетнамскими месторождениями) характеризуются эрозионно-тектонические выступы фундамента с гранитоидами в ядре, разбитые разломами на блоки (рифтогенный геодинамический режим) и облекаемые осадочными породами, играющими роль флюидоупоров и нефтематеринских толщ [1-2, 5].
Верхней границей нефтегазоносного комплекса фундамента является региональный флюидоупор - юрские глинисто-аргиллитовые толщи или зональные (локальные) покрышки (плохо проницаемые кристаллические или эффузивные породы в кровле фундамента). Нижнее ограничение залежи контролируется глубиной распространения в разрезе эффективных, как правило, трещинно-кавернозных пород-коллекторов, а также нижней границей распространения материнской осадочной толщи, примыкающей к фундаменту.
Чтобы повысить вероятность выявления средних и крупных по запасам нефтегазовых залежей в образованиях фундамента Западной Сибири, необходимо учесть вышеперечисленные благоприятные факторы (по аналогии с Вьетнамом) и правильно выбрать местоположение и глубину проектной скважины. Учитывая крайне неравномерное строение толщи и распределение в ней разуплотненных трещинно-кавернозных пород с хорошими ФЕС, требуется еще на предварительной стадии (до бурения) проводить сейсмические работы по современной технологии с использованием рассеянных волн, позволяющие картировать такие зоны повышенной трещиноватости.
ЛИТЕРАТУРА
1. Шустер В.Л. Проблемы нефтегазоносности кристаллических пород фундамента. М.: ООО «Геоинформцентр», 2003. 48 с.
2. Дмитриевский А.Н., Шустер В.Л., Пунанова С.А. Доюрский комплекс Западной Сибири - новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поиска, разведки и освоения месторождений углеводородов. Saarbrucken, Deutschland: Lambert Academic Publishing. 2012. 135 c.
3. Фи Мань Тунг. Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности в бассейне Южный Коншон (шельф Южного Вьетнама): Автореф. дис.... канд. геол.-минерал. наук. М., 2016. 29 с.
4. Кирюхина Т.А., Ульянов Г.В., Дзюбло А.Д., Холодилов В.А., Цемкало М.Л. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа // Газовая промышленность. 2011. № 7. С. 66-70.
5. Пунанова С. А., Шустер В.Л. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской платформы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 6. С. 20-26.
6. Чахмахчев В.А., Пунанова С.А. К проблеме диагностики нефтематеринских свит на примере баженовских отложений Западной Сибири // Геохимия. 1992. № 1. С.99-109.
7. Федоров Ю.Н., Маслов А.В., Ронкин Ю.Л., Лепихина О.П. Микроэлементная характеристика сырых нефтей Шаимского и Среднеобского нефтегазоносных районов Западной Сибири: новые данные // Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь: Сб. материалов Всерос. конф. с междунар. участием. М.: ГЕОС. 2010. С. 586-589.
8. Пунанова С.А. О полигенной природе источника микроэлементов нефтей // Геохимия. 2004. № 8. C. 893-907.
9. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков, В.О., Истомин А.В. Катагенез органического вещества мезозойских и палеозойских отложений Западной Сибири. Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. Сб. материалов Междунар. науч.-практ. конф. СПб.: ВНИГРИ, 2008. С. 68-77.
10. Ступакова А.В., Соколов А.В., Соболева Е.В. и др. Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений Западной Сибири // Георесурсы. 2015. № 2(61). С. 63-75.
11. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Вероятностная оценка перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса Западной Сибири с помощью геолого-математической программы «Выбор» // Нефтяное хозяйство. 2014. № 1. C. 16-19.
