CC BY
61
УДК 528.4 О.В. Елишева
ИНГГ СО РАН, Новосибирск
МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ОКОНТУРИРОВАНИЯ ЗОНЫ ГЕНЕРАЦИИ УВ, НА БАЗЕ ПРОГРАММНОГО ПАКЕТА «GENEX», КАК ОСНОВЫ ДЛЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОМСКОГО ПРИИРТЫШЬЯ
На сегодняшний день, Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (ЗСНГП) занимает первое место объему геологоразведочных работ (ГРР) и добычи УВ в России. И хотя, наиболее перспективная центральная часть этого осадочного мегабассейна полностью оценена и вовлечена в сферу региональных ГРР, периферийные территории, такие как Омская или Новосибирская области до сих пор остаются недоизученными.
За последние 25 лет, практика ГРР показывает, что количество разбуриваемых в настоящее время перспективных площадей в различных регионах Западной Сибири превышает количество открываемых залежей. По периферии Западно-Сибирского мегабассейна глубоким бурением изучены десятки антиклинальных структур и лишь в единичных случаях в них выявлены промышленные и непромышленные скопления УВ.Еще в середине 50-х гг. стало известно, что отложения осадочного чехла периферийной части Западно-Сибирского бассейнамало перспективны для поисков месторождений нефти и газа.Возобновление в последнее время региональных ГРР в Западной Сибири, привело к необходимости поиска оптимальных методик, позволяющих по минимальному количеству информации, давать наиболее достоверные и надежные прогнозы.
Для мезозойского чехла Западной Сибири районирование по перспективности обычно базировалось на двух группах факторов. Первая группа включает анализ качества органического вещества и степень его катагенетической преобразованности в нефтегазоматеринских отложениях. Вторая группа факторов позволяет выявлять время формирования и степень сохранностивыявленных залежей УВ.
Территория, которая рассматривается в качестве примера, в
административном отношении располагается на юге Западной Сибири и
относится к периферийной части Западно-Сибирского мегабассейна. Основные перспективы связываются с четырьмя стратиграфическими комплексами: меловым (ачимовская толща), верхнеюрским (васюганская свита - горизонт Ю1), среднеюрским (тюменская свита - пласты Ю2-4) и НГГЗК (пласт М). Согласно количественной оценке перспектив
нефтегазоносности выполненной в ИНГГ СО РАН в 2003 г., территория Омского Прииртышья относится к малоперспективным землям, где открытие крупных залежей мало вероятно. Однако, есть вероятность открытия значительного количества мелких залежей, которые могут разрабатываться для местных нужд населения. В настоящий момент, в этом регионе уже открыто мелкое газоконденсатное месторождение - Тевризское, где
добываемый газ используется для отопления поселков в северной части Омской области.
Среди различных теорий происхождения нефти, наибольшим признанием пользуется теория нефтематеринских свит, в основе которой лежат представления о том, что УВ образуются из органического вещества (ОВ), разбавленного в минеральной массе осадка, накапливающегося в субаквальных условиях. При погружении осадков под воздействием нарастающей температуры в недрах происходит преобразование ОВ и генерация УВ.
Степень катагенетической превращённости ОВ и минеральной части пород определяется не только интенсивностью воздействия этих основных факторов, но и продолжительностью эффективного времени их воздействия. Генерация углекислого газа на этапе протокатагенеза при температуре до 60-80 °С сменяется в начале мезокатагенеза (градации МК1-МК2, температура до 150-160 °С) вследствие интенсивной термической деструкции липидных компонентов ОВ образованием преимущественно жидких нефтяных УВ. Затем на градациях МК3-АК2 при температуре до 200250 °С проявляется интенсивное газообразование, на первом этапе которого
1 9
(градация МК3 ) образуются газоконденсаты, а на втором (МК3 -АК2) - сухой метановый газ. При дальнейшем погружении отложений (градации АК3-АК4, температура >250 °C) интенсивность метанообразования резко снижается до минимума, а в составе газов значительную роль начинают играть CO2 и H2S.
Если степень катагенеза ОВ в нефтегазоматеринских отложениях не превышает градации протокатагенеза ПК3 (главная фаза нефтеобразования (ГФН)) считается, что нефтегазовый потенциал в бассейне не реализован, и бассейн может быть оценен как бесперспективный или с весьма низкими перспективами нефтегазоносности. Если степень катагенеза ОВ в предположительно нефтегазоматеринских отложениях достигла градаций мезокатагенеза МК1-МК2 (глубины 1 800-3 300 м), и в эту зону катагенеза вошёл значительный объём осадочных пород, ГФН в бассейне реализована, что является основанием для прогноза промышленной нефтегазоносности бассейна. При преобладании в материнских отложениях сапропелевогумусового и, тем более, гумусового РОВв зонах проявления ГФН на градациях МК1-МК2 следует ожидать промышленной нефтегазоносности с различным соотношением нефти и газа, с преобладанием газоносности в случае распространённости существенно гумусового РОВ. Если степень катагенеза ОВ в нефтегазоматеринских отложениях достигла градаций МК3 и более высоких и в эту зону катагенеза вошёл при погружении большой объём осадочных пород, в нём после реализации ГФН должна была осуществиться главная фаза газообразования (ГФГ) следовательно, имеются все основания для прогнозирования промышленной нефтеносности.
На юге Западной Сибири в мезозойской толще основным нефтепроизводящим комплексом является баженовская свита, возраст которой от верхов нижней волги до низов нижнего берриаса. Породы баженовской свиты имеют морской генезис и представлены черными глинистыми высокоуглеродистыми сланцами с большим количеством рыбного детрита, пелеципод и аммонитов. Тогурская свита, имеет озерный
генезис. Литологически представлена глинистымиотложениями, обогащенными гумусовой органикой (остатки высших наземных растений), возрастной диапазон которыхнижняя юра.
Для оконтуривания зоны генерации УВ, использовался программный пакет <^епех», который предназначен для моделирования преобразования пород одномерного вертикального разреза одной или нескольких скважин. Программа позволяет воссоздавать историю осадконакопления и погружения, увязывая их с историей деформации литосферы, термальную историю и историю реализации нефтегазового потенциала нефтематеринских пород. При этом учитывается, большое количество факторов, таких как палеоклиматические условия, уплотнение пород, пористость, проницаемость, давление и т.д.
Располагая данными глубинной зональности нефтеобразовательного процесса в осадочном чехле юга Западной Сибири, путем реконструкции глубин, на которых находится главная нефтепроизводящяя толща (баженовская свита)в разные промежутки времени развития бассейна седиментации, было установлено, когда осадочные толщи проходили через ту или иную зону, и началась генерация УВ. Используя <^епех» была обработана серия скважин, в разных точках северной части Омского Прииртышья. Специфика выбора была продиктована приуроченностью скважин к различным тектоническим элементам (восточный борт Старосолдатского мегавала, Наталинский вал, Верхнедемьянский мегавал и Каймысовский свод) (рис. 1).
Расчет степени зрелости нефтематеринских пород в северо-западной части Омского Прииртышья (скв. Бичинская-1) показал, что вхождение баженовской свиты в этом районе в главную зону нефтеобразования началось в палеогене. Если даже учесть, что часть УВ успела образоваться к настоящему времени, маловероятно, что они успели мигрировать в ловушки. Расчет этих же параметров по линии скважин в восточном направлении (Наталинская-2, Тай-Тымская-3, Кулайская-2) до Каймысовского свода (Крапивинская-191) показал, что в отличие западных районов (район Красноленинской мегамоноклизы), баженовская свита уже вошла и находится в главной зоне нефтеобразования, а миграция углеводородов происходит предположительно в течение 70-80 млн. лет.
В отличие от Старосолдатского мегавала, на склонах Верхнедемьянского мегавала, в юрское время существовали благоприятные условия для накопления песчаных пластов. Этому благоприятствовал ряд предпосылок: во-первых, небольшие перестройки структурного плана, способствовавшие образованию ловушек нефти и газа, во-вторых, имела место генерация УВ. Поэтому, восточной склон Верхнедемьянского мегавала является наиболее предпочтительным для поисков залежей нефти и газа на территории Омского Прииртышья. Глубины, палеобассейна на которых находилось ОВ нефтепроизводящего комплекса в той или иной зоне нефтеобразования, определены приблизительно. Точность их определения зависит от многих факторов: точности реконструкций мощности осадочных
толщ, размытых в периоды инверсионного этапа развития региона, палеотермического режима недр, литологии вмещающих отложений.
Рис. 1. Схема палеотектонической реконструкции температурного фактора в
скважинах Омского Прииртышья
Естественно, учесть многие из этих факторов сейчас трудно, что снижает точность палеогеохимических реконструкций времени формирования залежей нефти и газа в мезозойских толщах осадочного чехла территории Омского Прииртышья. В дальнейшем при изучении данного вопроса целесообразно комплексное использование палеогеохимического, палеотектонического, литологического и палеобарического методов. Совместное их применение позволит более надёжно установить основные моменты истории формирования и разрушения залежей УВ.
Результаты, проведенного палеотектонического моделирования в пределах Омского Прииртышья позволили уточнить зону очага генерации УВ, тем самым, сузив территориально районы возможного поиска.
Наиболее перспективная область выделена на карте (рис. 2) серой заливкой. В эту зону попали локальные структуры, располагающиеся восточнее западной границы Смоленского наклонного мезовала и западной границы Муромцевской мезовпадины.
Рис. 2. Выделенная зона генерации УВ на территории Омского Прииртышья
Выявленная зона генерации УВ на территории Омского Прииртышья имеет важное значение при решении вопросов формирования залежей нефти и газа, оценке нефтегазоносности и фазового состояния новых геологических объектов и может служить основой для дальнейшего прогноза нефтегазоносности на этой территории.
© О.В. Елишева 2007
