CC BY
11химическим основаниям правила и приметы родным местам для прииска много точнее, чем ныне известны;
5) на бумажных обвертках присылаемых минералов у каждого куска ставить номера явственно, обозначить места оных минералов, особенно, коль глубоко в земле взяты;
6) географические чертежи положений мест отбора минералов будут полезны для познания рудных мест в России и для примеров к прииску им подобных.
В 1765 году в России было создано «Вольное экономическое общество», которое присваивало премии за открытие ископаемых углей, издавало свой журнал, где печатались сообщения о находках руд. Одно за другим делались открытия месторождений железа, меди, золота на Среднем Урале, самоцветов на Южном Урале, бурого угля на Валдае, каменного угля в Донецком бассейне и других полезных ископаемых в различных районах России. В 1773 году открыли горное училище в Петербурге, сыгравшие важную роль в развитии горнорудного дела в России.
Список литературы
1. Лебедев Е. Михаил Васильевич Ломоносов. - Ростов на /Д. изд - во «Феникс»,1997. -640 с.
2. Ломоносов М.В. О слоях земных. - М: Госуд. Издательство геологической литературы,1949. - 212 с.
3.Очерки по истории геологических знаний. - М.: Государственно издательство АНССР, 1953. -258 с.
Сведения об авторе
Максимов Евгений Максимович, д.г.-м.н., профессор кафедры «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 29-70-61
Maksimov E. M., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, professor of the chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 41-59-16
УДК 556.01
ЛИТОГИДРОГЕОХИМИЯ - МЕТОДОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНОВА НАРАЩИВАНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
LITHOHYDROGEOCHEMISTRY - A METHODOLOGICAL BASIS OF HYDROCARBON
RESOURCES BASE BUILD-UP
В. М. Матусевич, А. В. Рыльков, Р. Н. Абдрашитова
V. M.Matusevich, A. V. Ryl'kov, R. N. Abdrashitova
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: литогидрогеохимия, геофлюидальные системы, водные ореолы рассеяния,
водорастворенное органическое вещество, нефтегазовая гидрогеология Key words: lithohydrogeochemistry, geofluidal systems, water aureoles of dispersion, water dissolved organic substances, petroleum hydrogeology
Литогидрогеохимия, как научное направление в нефтегазовой геологии, сформулировано в работах А. Н. Дмитриевского, А. А. Карцева, В. В. Муляка [1,2,3] как методология прогнозирования нефтегазоносности и оптимизации разработки месторождений углеводородов. В ряде наших последних публикаций, связанных с разработкой научного статуса геофлюи-дальных систем, одним из отправных моментов принята общеизвестная равновесная геохимическая система В. И. Вернадского. Применительно к НГБ она выглядит в виде трех основных подсистем: порода-вода-углеводороды [4, 5].
Литогидрогеохимические параметры относятся к числу наиболее высокоинформативных характеристик геологических объектов, поскольку их высокая информативность сохраняется почти на всех этапах освоения углеводородного и гидроминерального сырья: поиски, разведка и разработка. Указанное обстоятельство особенно ярко проявляется на примере Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ). Это позволяет осветить литогидрогеохимиче-ские аспекты на основе фактических данных, полученных ЗапСибНИГНИ 1964-2008 гг. Необходимо подчеркнуть особую важность литогидрогеохимических исследований геологических объектов: система порода — вода — это единственная природная система, связанная с углеводородами генетически. Это утверждение очевидно с позиций осадочно-миграционного генезиса углеводородов (УВ). Оно очень важно и с позиций абиогенного синтеза УВ, так как, если верна (в какой-то части) эта гипотеза, то вся история УВ в виде
гомогенных скоплений (залежей) связана все-таки с осадочными образованиями, то есть с системой порода - вода. Следовательно, именно параметры, характеризующие породы (и связанные с ним ОВ) и подземные (пластовые) воды, несут основной объект информации об этапах формирования скоплений (залежей) УВ: генерация, аккумуляция УВ и их сохранение в недрах.
Западно-Сибирский мегабассейн, занимающий площадь более 2,5 млн км, характеризуется большой толщиной осадочного чехла — 7-8 км и более. Осадочный чехол выполнен мезозойскими (80%) и кайнозойскими, приемущественнно песчано-алевритовыми и глинистыми осадками. Вулканический эксгалятивный материал не играет заметной роли (геохимический модуль везде менее критического порога). Преобладают фации, так или иначе связанные с морем, в связи с чем главную роль в общей массе ОВ играет сапропелевый тип РОВ. Песчаники являются коллекторами углеводородов и подземных вод. Глинистые толщи служат флюидоупорами, покрышками залежей нефти и газа.
Песчаники являются преимущественно полимиктовыми (кварц, полевые шпаты, слюды и др.) породами, лишь на севере региона в триасовых и лейасовых отложениях присутствуют граувакки. Глины по составу и свойствам (смектиты, емкость поглощения, пластичность, теплопроводность и др.) даже на глубинах 4-5 км скорее относятся к категории уплотненных глин, чем к аргиллитам. В оптимальных зонах диффузионная проницаемость глинистых флюидоупоров снижается до 10 -9 см2/с. Вертикальная миграция газов возможна лишь в зонах опесчанивания глин и трещиноватости.
Содержание ОВ в песчаниках чаще составляет 0,5-1%. В глинах 1-3%, в ряде случаев (глинистая толща баженовской свиты) оно достигает 10-15, иногда и 20% и более. Восстановительная обстановка в диагенезе способствовала сохранности исходного ОВ, диагенети-чески его потери обычно не превышают 25-35%. На большей части мегабассейна литогенез осадочного чехла происходил в условиях спокойного залегания пород и отсутствия активной вулканической деятельности. Вместе с тем, геодинамика блоков фундамента постоянно влияла на условия литогенеза осадков в блоках осадочного чехла (тепловой поток, температура, эманации). В сверхглубокой скважине ТСГ-6, вскрывшей на севере региона полный разрез осадочного чехла, меловые отложения находятся преимущественно на стадиях литогенеза МК!-МК2 (глубина залегания 620-3728 м, температура 20-900С, вулканический модуль 9,8-13,4), юрские — на стадиях МК2-МК4 (3782-5610 м, 90-1500С, модуль 12,1-14,5), триасовые отложения на стадиях МК4-АК1 (5610-6420 м, 150-1900С, модуль 13,8). Изменение ОВ охватывает стадии углефикации Д-Т. Более глубокие изменения ОВ в низах триаса связаны с влиянием траппового магматизма. Подобным образом локально-высокие температуры (до 1500С) в породах верхней юры Среднего Приобья связаны с молодыми интрузивами в фундаменте плиты. Под воздействием температуры ОВ легче изменяется, чем минеральное, что может привести к ошибкам при оценке регионального уровня литогенеза осадков и в прогнозных оценках нефтегазоносности. Особое значение это может иметь в вопросах изучения глубокопогруженных горизонтов осадочного чехла, где оценки степени сохранности условий, благоприятных для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, чаще всего вызывают довольно активную дискуссию [6, 7].
Установили, что присутствие в глинах неустойчивых в термальных условиях смектита, гидрослюд модификации М1, септехлоритов не соответствует заключениям о глубоком катагенезе осадков по отражательной способности витринита. Еще более выразительны случаи с вторичным разуплотнением песчаников (вплоть до рыхлых разновидностей) с высокими стадиями изменения ОВ (под воздействием ювенильной или катагенной углекислоты).
В баженовской битуминозной карбонатно- кремнисто-глинистой свите (титон-низы берриаса), являющейся одновременно нефтематеринской, коллекторской и флюидоупорной толщей, литогенез осадков происходил в замкнутой гидрофобной системе. Процессы аути-генеза тормозились здесь нефтью и СГПД.
Литогенез кремнистого вещества происходил по линии опал — кристобалит — халцедон — кварц, а глинистого по линии смектит-смешанослойные образования — гидрослюда 1М.
В результате уплотнения и аутигенного минералообразования (карбонаты, глинистые минералы и др.) песчаники теряют основную часть пористости и проницаемости до глубины 4-5 км. Однако при благоприятных условиях их коллекторский потенциал, включая вторичные коллекторы, остается сравнительно высоким (пористость до 18%, проницаемость до 10 мД) даже в низах разреза. В глинах здесь сохраняются смешанослойные смектитовые
образования. В нефтеносных пластах (из-за тормозящего влияния нефти на электролитические процессы) эти параметры выше, чем в водоносных. Вместе с тем, в зонах ВНК процессы минералообразования активируются, создаются контрастные ореолы рассеяния микроэлементов и органических компонентов. Контрастность водных ореолов рассеяния в условиях Западной Сибири столь велика, что мы настоятельно рекомендуем всем геологическим органам управления недрами (государственным, частным) включить литологогеохимиче-ские исследования в список обязательных научно-производственных исследований при проведении геолого-разведочных работ.
Главная фаза нефтеобразования (ГФН) в осадочном чехле центральных районов ЗСМБ находится на стадиях МК1-2 - МК 2-3 литогенеза осадков (стадии Д-Ж углефикации ОВ), а главная зона (ГЗН) — на глубинах 2-3,5 км. К ГЗН приурочены интервалы повышенной пористости и проницаемости пород, наиболее активные минеральные преобразования (смектит - гидрослюда, крустификаты кварца, хлорита, растворение карбонатов и др.). С позиции геохимии подземных вод ГЗН выступает как зона максимального накопления микроэлементов и водно-растворенных органических компонентов. При этом отмечается дифференциация глубин ГЗН в зависимости от характера геотермозон. В Приуралье она находится на глубинах 1000-1500 м, в Нижневартовском районе — 1500-2000 м и в Сургутском — 2000-2500 м. Ниже этих глубин происходит плавное снижение микрокомпонентов в соответствии с «затухающей» стадией (по Н. Б. Вассоевичу) нефтеобразования. На фоне указанной закономерности в северных районах ЗСМБ, на достигнутых бурением глубинах, не происходит снижения концентраций микрокомпонентов с глубиной. Это позволяет считать, что зона промышленного нефтенакопления здесь может находиться на значительно больших глубинах (4000-4500 м), чем предполагалось ранее. Глубинная зона газообразования (ГЗГ) может находиться на глубинах 4500-5000 м, а возможно, и более.
Учитывая исключительную важность этого вопроса в деле дальнейшего освоения ресурсов углеводородного сырья, особенно залегающих в глубокопогруженных горизонтах осадочного чехла, мы сочли возможным этот вопрос рассмотреть более детально, особенно в части гидрогеологических и гидрогеохимических его аспектах. Не секрет, что в последние годы, начиная с середины 90-х г. прошлого столетия, это направление в значительной мере обойдено вниманием научно-исследовательских и производственных организаций.
В настоящее время нефтегазоносность выявлена во всех мезозойских толщах осадочного чехла. Однако промышленные залежи находятся во внутренней зоне ЗСМБ. Здесь выделены 7 региональных и субрегиональных нефтегазоносных комплексов (НГК). Крупнейшие залежи нефти (Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское и др.) связаны с неокомско-ачимовскими НГК центральных районов ЗСМБ (стадии литогенеза осадков преимущественно МКГМК2, глубины 2-3,5 км), а газа с апт-альб-сеноманским (покурским) НГК на севере региона (стадии литогенеза МК1-МК1-2., глубины 0,8-1,3 км). В последнем случае из-за опесчанивания субрегиональных глинистых толщ возможен подток газа из нижних горизонтов разреза. При слабой проницаемости основных флюидоупоров осадочного чехла выделенные НГК являются как нефтегазопроизводящими (производившими), так и нефтегазо-содержащими. В кайнозойских отложениях условия, необходимые для формирования залежей нефти и газа, отсутствуют.
Кроме рассмотренных выше литогеохимических материалов чрезвычайно информативными в этом плане являются гидрогеологические и гидрохимические данные, входящие в равновесную геодинамическую систему В. И. Вернадского: порода - вода - газы - органическое вещество. Рассмотрение концепций геодинамики гидрогеологических бассейнов на фоне общей геодинамической эволюции Земли позволило дать анализ природных водонапорных систем (ВНС) и дополнить известную классификацию А. А. Карцева и С. Б. Вагина [3] компрессионными и депрессионными геодинамическими ВНС.
Анализ пластовых давлений по скважинам в глубоких горизонтах (2-4 км) показал, что они могут быть выше и ниже величин нормальных гидростатических давлений. Генетика этих ВНС связана с проявлением гидрогеоформационного (ГГФ) поля, то есть с процессами растяжения - сжатия горных пород в пределах различных частей геофлюидальных систем. Их выделение не оставляет места для традиционных понятий АВПД и АНПД (аномально высокие и аномально низкие пластовые давления), поскольку всякая «аномальность» - атрибут неизученного объекта. Поэтому логически обоснованными понятиями в этом случае являются сверхгидростатические и субгидростатические пластовые давления (СГПД, НГПД) флюидов, на что справедливо указывают А. А. Карцев и С. Б. Вагин [3].
Геологическое пространство любого бассейна представлено в виде комплекса геофлюи-дальных систем, под которыми понимается совокупность двух или более компонентов, находящихся между собой в определенных, достаточно устойчивых, соотношениях. В масштабах земной коры, это своеобразный «пирог» (породы) с «начинкой» (флюиды: жидкости, газы, гидротермы, расплавы и др.). По В. И. Вернадскому, планетарный перенос вещества и энергии осуществляется функционированием вышеназванной равновесной геодинамической системы, которая проявляется в категориях различных физических полей (гравитационное, геотемпературное, магнитное и др.)
Накопленная за последние десятилетия геологическая информация, в частности, по результатам бурения и испытания глубоких и сверхглубоких скважин выявляет тенденцию к увеличению с глубиной структурной дифференциации геофлюидальных систем (ГФС), которая обусловливается присутствием глубокого расчленения недр. Исследования последних лет с применением аэрокосмических методов показали, что глубокое расчленение недр Западно-Сибирского мегабассейна «просвечивает» сквозь осадочный чехол вплоть до дневной поверхности через посредство динамически напряженных зон разного масштаба (ДНЗ). Последние и являются флюидо- и энергопроводящими путями. Они характеризуются проявлением температурных и концентрационных аномалий, а также повышенной коррозионной активностью подземных вод, почвогрунтов в приповерхностной зоне и патагенезом, что приводит к быстрой изнашиваемости бурового оборудования, нефтегазотранспортных коммуникаций, инженерных сетей в городах и поселках.
При изучении водоносных горизонтов на участках крупных линеаментов и их пересечениях на основе бурения и испытания глубоких (более 4000 м) скважин выявлена тесная связь с более глубокозалегающими горизонтами палеозойского гидрогеологического бассейна (триас-палеозойский гидрогеологический комплекс), что проявляется в точечном распределении подземных вод повышенной минерализации (вплоть до рассолов с минерализацией более 100 г/л). За счет ДНЗ осуществляется связь подземных вод кайнозойского и мезозойского гидрогеологических бассейнов, что проявляется в повышенных концентрациях йода, брома и бора на юго-западной окраине ЗСМБ, то есть там, где происходит утолщение турон-олигоценового водоупора [7].
Дальнейшее бурение и испытание глубоких и сверхглубоких скважин (более 4000 м) позволит перейти к теоретическому обоснованию нефтегазоносности геофлюидальных систем глубоких горизонтов. Тем не менее, уже сейчас имеются отдельные случаи приуроченности нефтяных залежей к тектонически активным линеаментам (в основном, они устанавливаются в северных районах региона: В.-Мессояхская, Геофизическая, Красноселькуп-ская, Сядорская площади и др.).
С точки зрения эволюции физических полей ГФС можно отметить, что динамике перехода из одного состояния в другое свойственен импульсивный характер в широком диапазоне долевого участия депрессионных (растяжение) и компрессионных (сжатие) процессов. Этой особенности развития ГФС обязано, а частности, существование иерархии подсистем фильтрационных структур: в региональном плане достаточно стабильных и, напротив, существенно неустойчивых — на уровне структуры отдельных водоносных пластов и комплексов.
Качественное различие в характере развития полей ГФС на разных степенях иерархии структур происходит при катагенезе. Эта стадия сопровождается массовым выделением в свободную фазу литогенных (возрожденных) вод, углеводородов различного фазового состояния. С позиции геохимии подземных вод ГФН (по Н. Б. Вассоевичу) выступает как этап максимального накопления в водах микроэлементов и органических веществ [6, 7]. При этом микрокомпоненты подземных вод, являясь наиболее чуткими индикаторами процессов, происходящих в земной коре, должны четко фиксировать и различные стадии нефтега-зообразования (подготовительную, главную, затухающую). С этими стадиями связана и вертикальная гидрогеохимическая зональность мезозойского бассейна ЗСМБ. Подготовительная стадия характеризуется сравнительно низким содержанием микроэлементов и органических веществ. Наступление главной стадии нефтегазообразования знаменуется отчетливо выраженным скачком концентраций микрокомпонентов, происходящем на глубинах, варьирующих от 1000 до 2500 м и более в зависимости от температурного режима (геотер-мозоны по Н. Б. Вассоевичу), что уже отмечалось.
За последнее время в результате вскрытия и опробования глубоких горизонтов получены гидрогеохимические данные, которые все более однозначно свидетельствуют о связи подземных вод повышенной минерализации на севере мегабассейна с нефтеносностью.
Кроме того, дальнейшее изучение водных ореолов рассеяния нефтегазовых залежей показало, что перемещение компонентов ореолов происходит не только по латерали, но и по вертикали. При этом фиксируется четкая приуроченность водных ореолов щелочноземельных элементов к зонам повышенной минерализации вод, сопутствующей нефтяным залежам.
Наиболее высокая контрастность концентраций стронция и бария наблюдается в водах юрских отложений северных регионов, где на фоне вод с минерализацией 2-7 г/л и средним содержанием в них стронция 7,1 и бария 6,3 мг/л на отдельных площадях в пласте Ю1 обнаружены подземные воды с минерализацией 30 г/л и более с аномально высоким содержанием стронция и бария, как правило, приуроченные к нефтяным и газоконденсатным залежам (табл. 1).
Таблица 1
Результаты определения общей минерализации, содержания стронция и бария в приконтурныш водах нефтянык и газоконденсатныш залежей юрских отложений
Западной Сибири
Площадь Номер скв. Интервал перфорации, м Индекс пласта Минерализация, г/л Содержание, мг/л
Sr Ba
Вэнгаяхинская 30 2900-2977 Ю1 55,0 1290 1820
То же 35 2877-2882 То же 50,0 6,7 812
-«- 31 2870-2867 -«- 45,0 1094 1274
-«- 38 2895-2900 -«- 38,3 1164 1254
-«- 38 2952-2959 -«- 22,3 517 276
Етыпурская 82 3028-забой -«- 20,3 332 676
Вэнгапурская 35 2887-2892 -«- 58,5 795 1896
То же 38 2901-2914 Б22 55,6 963 1718
-«- 38 2988-3002 Ю1 53,0 1313 1738
Айваседопурская 30 3105-3122 То же 41,0 494 969
Западно-Таркосалинская 93 3125-3168 -«- 41,3 579 837
То же 98 3150-3160 -«- 35,0 264 332
Ярайнерская 1 2914-2925 -«- 5,9 1088 888
Медвежья 31 3050-3080 -«- - - -
3086-3170 -«- 39,8 - -
Толькинская 1 2925-2930 -«- 9,8 494,2 61
Губкинская 41 2865-2873 Ю0 29,3 481 587
То же 41 2955-2957,5 Ю1 29,8 465 583
-«- 45 2950-2943 То же 32,7 648 880
-«- 45 2922-2926 -«- 31,9 801,4 782
-«- 48 2936-2941 -«- 22,2 609 744
-«- 49 2902-2907 -«- 32,1 639 732
-«- 49 2970-2980 Ю2 29,3 366 780
Аналогичная картина наблюдается и в юго-восточной зоне региона, где в юрских отложениях, характеризующихся минерализацией вод 30-70 г/л, обнаружены газоконденсатные и нефтяные залежи (Мыльджинское, Лугинецкое, Северно-Васюганское, Аэросейсмическое, Катальгинское, Лонтыньяхское, Оленье, Калиновое месторождения). Кроме того, углеводородные залежи в этом районе обнаружены и в палеозойском фундаменте (Останин-ская, Тамбаевская, Малоичская, Елей-Игайская и другие площади)
По мнению ряда исследователей, высокая минерализация подземных вод в юрских отложениях юго-восточного района обусловлена поступлением рассолов в осадочный чехол из предполагаемых соленосных формаций палеозойского фундамента. Можно допускать в этой связи участие в формировании нефтяных залежей в юрских отложениях и углеводородов, мигрирующих вместе с рассолами нижележащих палеозойских отложений.
Механизм перетока УВ из углеводородных скоплений по вертикали на границе осадочных пород чехла и кристаллического фундамента изложен в работе В. Д. Кукурузы, Н. Е Чуприна, В. Я. Широкого на примере Днепровско-Донецкой впадины.
Однако он принципиально возможен и в пределах Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. Исследованиями Е. В. Германа и Л. Н Ласточкина показано, что большинство нефтяных (79%), газоносных (92%) и в целом всех (85%) месторождений в над- и при-разломных структурах связано с разрывными нарушениями, так или иначе проявляющимися в осадочном чехле, то есть активными в платформенный (в том числе новейший) этап развития плиты.
Месторождения, приуроченные к зонам разрывных нарушений (Хулымское, Уренгойское, Енъяхинское, Харасавэйское и др.) характеризуется во многих случаях свергидроста-тическими пластовыми давлениями (СГПД). Среди возможных причин возникновения зон СГПД, в частности на Салымском нефтяном месторождении, рассмотренных в работе Р. А. Абдулина, особое внимание уделяется разломам, из которых получена вода с минерализацией 30 г/л и более, очень часто фиксируются СГПД, превышающие условные гидростатические на 25-52% (табл. 2).
Таблица 2
Результаты испытания интервалов разреза, из которых получена высокоминерализованная вода (пласт Юп юрские отложения севера Западной Сибири)
Площадь Номер Интервал Пластовое Минерализация Объем
скв. перфорации, м давление, МПа г/л воды, извлеченной из пласта м3*
Вэнгаяхинская 30 2900-2977 36,54 55 38-40
То же 35 2877-2882 36,92 50 10
-«- 31 2870-2876 35,42 - 18-20
Вэнгапурская 35 2887-2892 35,82 58,8 25-27
То же 38 2988-3002 34,55 53 6-7
Западно-
Таркосалинская 98 3150-3160 41,10 35 15
Ярайнерская 1 2913-2919 40,20 51,9 4-5
Губкинская 45 2950-2943 35,50 32,7 80
То же 45 2922-2926 35,57 31,9 15
*Примечание. Буровой раствор и техническая вода в процессе проводки скважины и ее освоения химическими реагентами не обрабатывались. Это позволяет исключить возможность варианта некачественного опробования пласта.
Таким образом, на рассмотренных площадях в отложениях юрского возраста отмечается прямая связь с нефтегазоносностью: 1) высокой минерализации подземных вод; 2) аномальных концентрации стронция и бария в водах; 3) сверхгидростатических пластовых давлений.
Одной из основных причин появления вод с повышенной минерализацией в этих отложениях следует считать миграцию их из пород фундамента по разрывным нарушениям ДНЗ, возникающих в результате тектонической деятельности в новейший этап тектогенеза. Подтверждением этому являются результаты анализов керна, поднятого из палеозойских отложений на Надымской (скв.7) и Южно-Русской (скв. 24) площадях, в образцах которых обнаружены микротрещины. Во время проведения промыслово-геофизичесих работ в скв. 7 отмечалось сильное поглощение глинистого раствора, кривые микрозондов искажены. В составе водорастворенного газа, полученного из этих скважин, значительный объем занимает диоксид углерода, соответственно, 45,3 и 14,2% при содержании азота в пробах 10,2 и 3,5%, метана — 35,4 и 77,5% , и этана — 5,1 и 3,61%, пропана — 1,4 и 0,75%. По данным Н. М. Кругликова (ВНИГРИ), аномально высокая концентрация углекислоты при значительном содержании метана и его гомологов в составе газа может быть объяснена тем, что в палеозойских отложениях открыты залежи газоконденсата (Новопортовское месторождение). При этом продуктивная часть разреза по керну представлена глубоко метаморфизо-ванными алевролитами и аргиллитами со значительным количеством различно ориентированных трещин, заполненных вторичным кальцитом.
Дебит газа по скважинам изменяется от 123 до 214 тыс. нм3/сут на штуцерах 16-18 мм, в составе газа преобладают метан и его гомологи (до 97%). Другой пример можно провести по Ярудейской площади. В скв. 2, расположенной в сводовой части структуры, в нижнесреднеюрских и палеозойских отложениях опробованы 5 объектов (табл. 3).
Таблица 3
Результаты анализов водорастворенного газа и подземных вод по скв. 2 Ярудейской площади
Интервал перфорации, м Возраст отложений Состав газа, % Содержание в воде, мг Характер полученного флюида
метан этан пропан бензола | толуола
2846-2870 Юра 89,7 1,7 0,3 Не определялись Вода
3046-3051 То же 76,7 8,6 4,8 0,03 н/обн Нефть с водой и газом
3090-3114 -«- 90,9 2,6 0,2 1,20 То же Вода с пленкой нефти
3148-3174 - - - - - - -
3182-3196 Палеозой 89,8 3,6 1,2 1,48 -«- То же
3182-3196 То же 90,0 3,7 1,2 3,58 1,4 -«-
В отложениях палеозоя можно прогнозировать скопление легкой нефти и, возможно, газоконденсата (см. табл. 3). Кроме того, в скв.1, расположенной на юго-западном крыле Ярудейского мегавала, в 5 км от скв. 2, в водах отложений тюменской свиты в составе во-дорастворенного газа на долю углекислого газа приходится от 1,5 до 6,6 %, в то время как газы скв. 2 характеризуются содержанием углекислого газа 0,5-1%.
Высокое содержание углекислого газа в пробах не может быть объяснено плохим качеством отбора пробы газа, поскольку содержание азота, например, в интервале 2664-2655 м составляет 1,5%. Повышение концентрации углекислоты здесь могут быть связаны с разрывными нарушениями, имеющимися в районе скв.1.
Таким образом, рассмотренные гидрогеохимические данные указывают на своеобразное «просвечивание» палеозойского фундамента в осадочном чехле, которое проявляется наличием тепловых, гидрогеохимических и гидродинамических аномалий по зонам нарушений. Последние являются флюидопроводящими каналами для подземных рассолов, нефти, газоконденсата и газа, поступающих из более древних палеозойских отложений. Глубокие горизонты Севера Западной Сибири, несомненно, могут содержать углеводородные залежи, в частности на структурах, в которых какая-то доля УВ поступила из нижезале-гающих отложений (см. табл. 1-3).
Обобщая, можно отметить, что характер распределения залежей УВ различного фазового состояния находится в тесной генетической связи с особенностями геологического развития той или иной провинции, области, района и даже отдельной структуры. К таким особенностям в первую очередь относятся палеотектонические, палеогеографические, палеогеохимические, палеогеотермические, литолого-фациальные условия накопления осадков и РОВ и дальнейшая направленность их преобразования и др.
Следует еще раз подчеркнуть исключительную важность в решении прикладных задач нефтегазовой геологии именно литогидрогеохимического направления. В рамках методологического подхода, основанного на геохимической системе В. И. Вернадского: порода -вода - углеводороды, такие исследования достаточно масштабно проводились в нашей стране в 70-80 гг. Эти исследования давали очень высокий экономический эффект, особенно, если учесть огромные масштабы поисково-разведочных работ, проводимых в то время в стране, в том числе и в Западной Сибири.
В настоящее время в среднем по этому региону из 5 пробуренных глубоких скважин, 3 (иногда и 4) являются не продуктивными (чаще всего водоносными). В связи с предстоящим, при этом неизбежном, увеличении объемов геолого-разведочных работ проблема повышения геологической эффективности становится особенно актуальной. Наибольшие перспективы в этом аспекте открывает системное литогидрогеохимическое изучение геологических объектов (зон, районов, локальных структур, интервалов, разрезов). Нельзя не отметить и возможность получения при этом весьма существенной экономической эффективности геолого-разведочных работ. Литогидрогеохимическое исследование несомненно позволяет снизить число непродуктивных (водоносных и «сухих») поисково-разведочных скважин, что при высокой стоимости и будет определять масштабы эффективности работ.
Список литературы
1. Дмитриевский А. Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. - М.: Наука, 1982. - 230с.
2. Дмитриевский А. Н., Карцев А. А., Попова Н. В. и др. Использование литогидрохимических исследований для прогноза коллекторов нефти и газа//Нефтегазовая геология и геофизика. Вып. 6(113). - М. :ВНИИОЭНГ, 1987. - 52 с.
3. Карцев А. А., Вагин С. Б., Матусевич В. М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М. :Недра.1986. - 224 с.
4. Келлер М. Б., Ликалин А. В. Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ. Сб. науч. докладов.- М.: Пермь, КАМНИИКИГС, 2001. кн.1. - 406 с. кн.2. - 475 с.
5. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири.-М.:Недра,1975. - 680 с.
6. Матусевич В. М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского бассейна.- М.:Недра.1978. - 157 с.
7. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. - Тюмень, ТюмГНГУ.2005. - 225 с.
CeedeHun об авторах
Матусевич Владимир Михайлович, д. г.-м. н., профессор, академик РАЕН, заведующий кафедрой гидрогеологических и инженерно-геологических изысканий, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452)44-43-47, e-mail: vladmich@mail.ru
Рыльков Александр Владимирович, к. г.-м. н., член-корреспондент РАЕН, профессор кафедры геологии нефти и газа, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 46-30-80
Абдрашитова Римма Наильевна, аспирант, кафедра «Гидрогеологические и инженерно-геологические изыскания» Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8-922-47286-39, e-mail: ritte@list.ru
Matusevich V. M., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, professor, academician, Honoured worker in Science and Culture, Head of Department of Hydrogeological and Engineering-Geological Prospecting, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 25-13-67,e-mail: vladmich@mail.ru
Ryl'kov A. V., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, RANS, Deputy director for scientific work at ZapSibIPGNG, Tyumen State Oil and Gas University, professor ofDepartment for petroleum geology, phone (3452) 46-30-80
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
УДК 553.98(571.12)+551.762
ПЕРСПЕКТИВЫ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В НАДЫМ-ПУРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ. Часть I PROSPECTS OF JURASSIC DEPOSITS IN NADYM-PUR OIL-AND-GAS BEARING AREA. Part I
Я. И Гладышева, А. А. Гладышев
Ya. I. Gladysheva , А. А. Gladyshev
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: глубокое бурение, корреляция пластов, фильтрационные свойства пород, месторождения углеводородов Key words: deep drilling, beds correlation, rockfiltration characteristics, hydrocarbon deposits
Основные приросты углеводородов на севере Западной-Сибири связаны с поиском перспективных ловушек в глубоких горизонтах нижнемеловых (ачимовских) и юрских отложений на новых территориях. В доюрских отложениях поиск перспективных объектов на исследуемой территории экономически не выгоден.
Юрские отложения Надым-Пурской нефтегазоносной области вскрыты неравномерно, в основном, в верхней части тюменской свиты и слабо изучены керном. Не смотря на это, по результатам глубокого бурения получены данные о геологическом строении мезозойско-кайнозойских отложений этой территории. Результаты бурения не подтвердили мнение о развитии морских среднеюрских отложений в пределах Надым-Пуровского междуречья. На исследуемой территории среднеюрские отложения представлены, в основном, континентальными фациями тюменской свиты. Геологический разрез исследуемой территории севера Западной Сибири (рис. 1) представлен домезозойским основанием (фундаментом) и ме-зозойско-кайнозойским осадочным чехлом. Древние породы доюрских отложений вскрыты единичными скважинами и не подтвердили промышленных перспектив.
