Научная статья на тему 'Нефтеносность юрских отложений арктических районов Западной Сибири'

Нефтеносность юрских отложений арктических районов Западной Сибири Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
3827
306
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Киченко Владимир Евгеньевич, Подгорнов А. В.

В кровельной части юрских отложений на севере Западной Сибири до глубины 4500–4700 м продолжается генерация жидких углеводородов. Современные термобарические условия залегания юрских отложений позволяют давать прогноз открытия нефтегазоконденсатных месторождений в арктических районах Западной Сибири до пластовой температуры 130–140 0С (глубина 4500–5000 м).

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Киченко Владимир Евгеньевич, Подгорнов А. В.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Нефтеносность юрских отложений арктических районов Западной Сибири»

НЕФТЕНОСНОСТЬ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АРКТИЧЕСКИХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В.Е. Киченко, А.В. Подгорнов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В среднеюрских отложениях севера Западной Сибири открыты нефтяные, нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи. На большинстве открытых залежей пробурено несколько разведочных скважин. В среднем площадь выявленных структур более 300 км2. При дальнейшем проведении разведочного бурения на крыльях структур на ряде залежей получены притоки нефти. Вопрос о природе нефтеносности среднеюрских отложений в слабоизученных арктических районах Западной Сибири к настоящему времени не решен.

На глубине залегания среднеюрских отложений (более 2500 м) значения температурного градиента, за исключением района Бованенковской площади, не превышают 3-3,5 °С на 100 м (рис. 1) [1, 2, 3]. С учетом замеров температур в скважинах, где был получен приток флюида, глубины залегания кровли отложений и предлагаемых значений градиентов были составлены карты термобарических условий залегания неокомских, среднеюрских и триасовых отложений северных районов Западной Сибири (рис. 2). В кровле среднеюрских отложений, а на ряде площадей и в

Рис. 1. График изменений пластовых давлений и температур в неокомских, юрских, триасовых и палеозойских отложениях

северных районов Западной Сибири

Табл. к рис. 1.

№ Площадь Номер мважины Интервал пефорации/ Глубина замера (м) Температура С С) Давление (кгс/см2)

1 2 3 4 5 6

1 Восточно-Тазовская 3040-3054 (БТ0) 81 380

2 Ямбургская 142 3350 (БУ02) 87 345

3 187 3946-3954+ 3954-3969 104 572

4 Северо-Уренгойская 430 3040 (БУ01) 305

5 426 4213-4237 118 428

6 Южно-Мессояхская 12 3330 86 348

7 Уренгойская 668 3224-3237 (БУ16) 94 366,6

8 678 3830 (Ач) 114 596,4

9 273 3676-3746 106 670

10 677 3856-3864 107 662

11 676 3980-3987(Ю1) 3970 115 603

12 Танусалинская 17 3260 (Ю„) 78 292

13 Ныдинская 68 3400 (Ю„) 97 403,2

14 Самбургская 700 3800 (Ач) 110 542

15 Юбилейная 1001 2650 (БУ„0) 80 265

16 2710 (БУ„) 84 275,6

17 3185 (БУ,„) 95 338,5

18 1002 3329-3339 (Ач) 102 488

19 1001 3500-3507 102 617

20 200 3746-3758 97 618

21 4626-4643 122 758

22 5031-5055 834

23 Арктическая 11 3098-3120 108 337,2

24 Западно-Яротинская 301 2256-2264+ 2270-2280 69 226,2

25 302 2448-2456 72 246

26 Сюнай-Салинская 43 1938-1941 57 193,7

27 Усть-Юрибейская 30 2192-2199 73 219,1

28 2335-2343 78 233,8

29 Северо-Тамбейская 18 3538-3544 99 528,1

30 Южно-Тамбейская 79 3500-3520+ 3545-3550+ 3555-3560+ 3570-3580 576

31 Геофизическая 41 3235-3243 89 399,6

32 Харасавейская 45 3285-3290 120 664,9

33 Бованенковская 203 2770-2777 104 417,2

34 Малыгинская 33 3521-3535 104 617,4

35 3747-3756 103 710,6

36 Ныдинская 68 3393-3401+ 3406-3412+ 3415-3421 99 403,2

37 Заполярная 57 3350-3363 88 442

38 83 3627-3645 99 779

39 3883-3896 104 789

40 Белоостровная 1 3200 (Кя|) 93 360

41 Тазовская 52 3496-3536 (Ю„) 105 531

42 58 3615-3630 105 611,7

43 90 3702-3711 108 529

44 Семаковская 50 3450 103

45 Утренняя 275 3020 86 299

46 Сред. Мессояхская 2 3076-3085 85

47 Бованековская 203 Пал 3460 134 645

48 Медвежье 1001 Триас 4310 644 132

49 Медвежье 1001 Пал 4520 648 136

50 Юбилейн 200 Пал 5400 883 148

51 ТСГ6 Триас 6650 1270 185

52 Пермь 7500 1400 210

53 ТСГ7 Триас 5800 1240 155

54 Триас 7024-7163 1316

55 Сев. Самбург 101 (Ач) 4020 649,5 115

56 Медвежья 1001 4000 616 122

57 3315 480,5 102

58 3100 353 95,5

59 Ямбургская П 411 3800-3840 629 103

60 185 3940 626 107

61 Песцовая 210 3884-3890 780 108

62 Юж. Песцовая 1 4193-4204 818 132

63 Тазовская 92 Ач 3790-3805 570 98

64 Сев. Пуровское 809 Ач 3852-3874 593 114

65 Штормовая 122 3460-3466 97

66 3830-3836 107

67 3902-3907 115

68 Самбургское 700 5480 150

69 Ямбургское 180 4331-4349 787,4 115

70 3875-3916 (Ач) 584 104

Окончание табл. к рис. 1.

1 2 3 4 5 6

71 Новоуренгойское 444 3B75 6B1,B 119

72 Ен-Яхинское 501 4B52-4B40 746,7 137,5

73 5247-5200 B67,5

74 Непонятное 706 3B90-3910 (Ач) 671 109

75 Едейская 1 4036-4046 (Ач) 723,3

76 Зап. Песцовое 300 39B5-3995+4000-4001 B13

77 Песцовое 20B 4200 B30

7B Геологическое 14 4990-5016 6B7 132

79 9 3707-3765 726,7 100

B0 Ево-Яхинская 3 сл с» 5210 929 159

B1 Уренгойское 674 44B0 137

B2 673 4B40 B65,B 145,5

B3 414 4B60 136

B4 411 4410 693 136

B5 5400 151

B6 336 5295 B1B 147

B7 4B90 7B3 143,5

BB 279 4920с B20 146

B9 5100с 137

90 265 4200 639

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

91 264 4450 617

92 Самбургская 700 4600 796,7 133

93 Сев. Уренгойская 426 4565-45B0 12B

94 Медвежье 1001 4310-4316 644,1 132

берриасс-валанжинских отложениях наблюдается резкое увеличение значений давления (см. рис. 1). Основными причинами возникновения зон аномально-высокого давления являются: наличие мощной глинистой верхнеюрской-мегионской покрышки, приток глубинных флюидов и тектоническая напряженность в районе региональных тектонических нарушений.

Температура пласта в кровле среднеюрских отложений на северо-востоке и востоке Ямала не превышает 1Q5 оС, а на Гыданском п-ве - S5-9Q оС при коэффициенте аномальности пластового давления (Кд) 1,5 (рис. 2). На основе разработанного рядом исследователей [4] графика зависимости фазового состояния УВ в залежах от термобарической обстановки условий залегания (рис. 3) можно сделать вывод, что в ачимовской толще неокома и в среднеюрских отложениях на территории полуостровов могут быть открыты нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения.

Анализируя термическую обстановку залегания платформенного чехла на севере Западной Сибири, следует отметить особенности распределения плотностей теплового потока. В районах распространения более древнего фундамента значения плотности теплового потока меньше по сравнению с районами более молодой складчатости. На Гыданском п-ве, на северо-востоке Ямальского п-ва, в центральной и восточной частях севера Западной Сибири (в том числе и на Тазовском п-ве) значения плотности теплового потока не превышают 5Q мВт/м2. На западе Ямальского п-ва и в западной части севера Западной Сибири (район герцинской складчатости) значения плотности превышают 6Q мВт/м2 (рис. 4) [5, б].

С районами наибольших значений плотности теплового потока связаны районы максимальных значений отражательной способности (ОС) витринита среднеюрских отложений (рис. 2). Степень катагенеза органического вещества (ОВ) в кровельной части среднеюрских отложений на севере Западной Сибири не превышает МК4.

По данным В.И. Ермакова и В.А. Скоробогатова, «нефтяное окно» в генерационном плане по шкале катагенеза ограничено следующими интервалами:

• в гумусовом ОВ (восковые компоненты, витринит плюс фюзинит) - от Q,55 до 1,2-1,25;

• сапропелевом РОВ - от Q,45 до 1,3-1,35;

• сапропелевом полуконцентрированном ОВ морского и особенно озерного генезиса и в лейп-тинитовых компонентах (исключая воск и резинит) - от Q,65-Q,7 до 1,35-1,4 (рис. 5) [7].

Анализируя фациальные обстановки осадконакопления, можно сделать вывод о морских и прибрежно-морских условиях в юрское время на территории Гыданского п-ва, северной части Ямальского п-ва и северной части Пур-Тазовского междуречья [8]. Состав ОВ юрских отложений на севере Западной Сибири смешаный [9].

«Мертвая линия» (dead line) нефти на древних блоках фундамента проходит на большей глубине по сравнению с блоками герцинской складчатости. На рис. б и 7 представлены зависимости ОС витринита от глубины залегания отложений в Западной Сибири. На ряде площадей Надым-Пур-

в

А - площади, Б - изолинии коэффициентов аномальности, В - номер площади, в скобках - максимальные значения коэффициентов аномальности в нижнемеловых отложениях, 102 — пластовая температура в отложениях ачимовской толщи, Г - область распространения пластов песчаника ачимовской толщи.

Условные обозначения:

______ границы зон катагенеза ОВ

среднеюрских отложений

■ 80 - ■ изотермы кровли среднеюрских

отложений (С°)

_2,0 _____ изолинии коэффициентов

аномальности пластового давления в кровле среднеюрских отложений Структуры:

1 - Малыгинская 15 - Сандибинсхая

2 - Северо-Тамбейская 18 - Ныдинская

3 - Южно-Тамбейская 17 - Дельтовая

4 - Пяседайская 18 - Лензитская

(104-107;],

0 \* X

(93-10111 ,в1;ВЯ170)

31 - Западно-Тамбейская

1 ■ —1,5

32 - Восточно-Бованенковская

(101 ;1,8;

(117:1,69^

э19

(93; 1,5;-;-)' (10

Рис. 2. Термобарические особенности залегания (и катагенез): а - триасовых; б - среднеюрских; в - неокомских отложений севера Западной Сибири

СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

50

70

90

110

130 150

Т

170 190

1---------Г"

£

0,8"

1,0-

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

.43

(Е) ..б------^43

ч X Чч

^ 'ч X

• \ ‘ +\

• 4 х ч' ® ч®.

\ ч£а£***>^ ^34^:

\ "<ч@г

X 9, 11?°х$0^ "<_32

®

©

ч+*-'*р

*1&Г

\

N

\

— \

^.‘10 ^

«V 33

45 ".

О*-

Ч. 22 20

48

41.

24

гб^и^И) °

2Й'

@Г"-.

Г " — зс

°@ °

\

Щ

Условные обозначения:

01020304 05

Значения параметров в интервале залегания: 1 - палеозойских 2 - пермских, 3 - триасовых, 4 - нижнесреднеюрских,

5 - ачимовских отложений на севере Западной Сибири.

Зоны распространения углеводородных скоплений:

I - газоконденсатов (первичных) и газов, II - нефти,

III - газоконденсатов (вторичных).

Соотношение газа (Г), нефти (Н), конденсата (К) в разных подзонах, %: а - Г-100; б - Г-99, К-1; в - Г-98, К-2; г - Г-93.К-3; д - Г-20, Н-80; е - Г-5, Н-95; ж - Г-75, Н-10,

К-15; з - Г-85, Н-5, К-10; и - Г-92, К-8; к - переходная зона

о 1 .2 -ф- 3 + 4

Залежи углеводородов: 1 - газовые,

2 - нефтяные, 3 - газоконденсатные (первичные),

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

4 - газоконденсатные (вторичные)

№№ Месторождение Скважина

1 Уренгойское 256

2 Самбургское 700

3 Тазовское 90

4 Тазовское 90

5 Ево-Яхинское 350

6 Уренгойское 650

7 Ямбургское 180

8 Ямбургское 185

9 Северо-Ямбургское 458

10 Уренгойскощ 264

11 Уренгойское 262

12 Новопортовское 98

13 Арктическое 11

14 Геофизическое 46

15 Лензитское 72

16 Уренгойское 262,404

17 Тазовское 58

18 Бованенковское 135

19 Северо-Тамбейское 18

20 Мал ыги некое 33

21 Ямбургское 180

22 Юбилейное 1001

23 Бованенковское 116

24 Геологическое 9

25 Песцовое 210

№№ Месторождение Скважина

26 Харасавейское 45

27 Заполярное 83

28 ЕСГ 7

29 ТСГ 6

30 ТСГ 6

31 Медвежье 1001

32 Юбилейное 200

33 Бованенковское 203

34 Медвежье 31

35 Мал ыги некое 33

36 Бованенковское 203

37 Южно-Песцовое 1

38 Восточно Уренгойское 804

39 Самбургское 250

40 Северо Самбургское 101

41 Заполярное 112

42 Средне Надымское 80

43 Танловское 16

44 Восточно Марьинское 63

45 Новоуреногойское 444

46 Непонятное 706

47 Ямбургское 180

48 Геологическое 9

49 Уренгойское 282

50 Сев. Самбургское 101

Рис. 3. Модель изменения фазового состояния УВ в ачимовских, юрских, триасовых и палеозойских отложениях севера Западной Сибири в зависимости от давления (Кан) и температуры

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

Условные обозначения:

-------- изолинии плотности теплового потока - А.Р. Курчиков, 1992 (мВт/м2)

________ изолинии плотности теплового потока-А.Д. Дучков, 1994; B.C. Бочкарев, 2003 (мВт/м2)

территории, характеризующиеся величиной теплового потока менее 50 мВт/м2 территории, характеризующиеся величиной теплового потока более 60 мВт/м2 Рис. 4. Карта плотности теплового потока севера Западной Сибири

Тазовского междуречья глубина «линии» изменяется от 4250 до 4750 м, что может косвенно указывать на древнее время консолидации фундамента. Глубины 4500-4700 м на территории ЯНАО можно принять как глубины кровли интервала «подавляющей» генерации газообразных УВ [1, 10, 11, 12]. Следует отметить, что, по мнению Г. Л. Беляевой, «мертвая линия» нефти проходит по интервалу перехода степени катагенеза МК4/МК5 (R0 = 1,5) [1].

По тем же данным на территории Российской Федерации «линия» прослеживается на глубине 4,5-5,0 км при пластовой температуре 110-145 °С (120-133 °С по ТСГ-6 и ЕСГ-7).

Апокатогенез І Мезокатагенез І протшатогшз I Литогенетическая стадия

главная зона нефтеобразования

Условные обозначения: зона генерации газового конденсата | | главная зона поздней генерации газа

Рис. 5. Распространение главных зон нефте- и газообразования в отложениях ачимовской толщи, юры и триаса на севере Западной Сибири (идея ВА Скоробогатова)

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

0.5 -

2.0 -

2.5 -

3.0 -

4.5 —

Изменение ОС витринита в мезозойских отложениях Западной Сибири в зависимости от глубины и возраста фундамента: 1 - добайкальский, 2 - герцинский, каледонский,

3 - гранитные массивы с тектоническими нарушениями; триасовые рифты

(А.Н Фомин, 2005)

*4---- глубина нижнего значения «нефтяного окна» для сапропелевого ОВ

(по В.А. Скоробогатову)

5.0 -

6.0 і і

0 0.5 1

глубина нижнего значения «нефтяного окна» для сапропелевого ОВ

«Нефтяное окно» для сапропелевых (I) и гумусовых (II) ОВ (В.А. Скоробогатов, 2003)

Условные обозначения:

° Уренгой

• Уренгой, 282 в самбург - 700

+ территория Большого Уренгоя

^ Пур ■ Тюменская СГ-6

Рис. 6. Определение максимальной глубины генерации нефтяных УВ на севере Западной Сибири

СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

Тюменской сверхглубокой скважины северо-восточной части Западной Сибири В) изменение палеотемператур с глубиной

залегания юрских и триасовых отложений

Рис. 7. Современные данные об интервале глубин главной зоны нефтеносности на севере Западной Сибири - определение усредненной глубины «мертвой линии» нефти сверхглубоких скважин: а, б - по графикам Л.Н. Болдушевской, А.Н. Фомина, Ю.А. Филипцова (2001); в - по графику ВА Чахмахчева, СА Пунановой, ТЛ. Виноградовой (2003);

г - по графику Г.Л. Беляевой (2005)

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

Приток глубинных газов по региональным тектоническим нарушениям и подъемы территории в меловое и палеогеновое времена привели к изменению термобарических условий в залежах УВ и к формированию в отложениях ачимовской толщи и в юрских отложениях севера Западной Сибири нефтегазоконденсатных залежей. Применение различных геохимических критериев определения фазового состояния УВ подтвердило присутствие нефтяных подгазовых оторочек в открытых поисковыми скважинами юрских газоконденсатных залежах [13].

В заключение следует отметить, что в арктических районах Западной Сибири в отложениях ачимовской толщи неокома и в среднеюрских отложениях на глубине 2500-4700 м нефтяные УВ генерируются. Термобарические условия залегания отложений благоприятны для сохранения жидких УВ в виде подгазовых нефтяных залежей. При проведении геолого-разведочных работ в среднеюрских отложениях на территории Гыданского, Тазовского и северной части Ямальского п-вов следует ожидать открытия нефтегазоконденсатных залежей. На глубине более 5000 м (Кш = 1,6-1,7; Тпласт = 150-160 °С и более) будут открыты только газоконденсатные и газовые залежи (рис. 3).

Список литературы

1. Беляева Г.Л. Закономерности изменения степени катагенеза ОВ пород больших глубин в связи с прогнозом нефтегазоносности. На примере глубоких и сверхглубоких скважин: дис. канд. геол.-мин. наук / Г.Л. Беляева. - Пермь, 2005. - 188 с.

2. Есипенко О.А. Физические свойства пород Тюменской сверхглубокой скважины по данным геофизических исследований / О. А. Есипенко, В.И. Горбачев, Т.Н. Соколова // Геология и геофизика. -2000. - № 6. - С. 905-919.

3. Шпильман В.И. Уточнение количественной оценки суммарных начальных потенциальных ресурсов нефти, конденсата, газа и попутных компонентов, переоценка прогнозной их части в Западной Сибири на 1.01.88 / В.И. Шпильман, А.В. Рыльков, Г.И. Плавнин и др. - Тюмень: ГлавТюменьгеология и ЗапСибНИГНИ, 1988. - 747 с.

4. Ермолкин В.И. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочной толще земной коры / В.И. Ермолкин, Э.А. Бакиров, Е.И. Сорокова и др. - М.: Недра, 1998. - 320 с.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

5. Дучков А.Д. Температура, криолитозона и радиогенная теплогенерация в земной коре севера Азии / А. Д. Дучков, В.Т. Балобаев, Б.В. Володько и др. // Труды ОИГГиМ. - Вып. 821. - Новосибирск. 1994. - 141 с.

6. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности / А.Р. Курчиков. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1992. - 231 с.

7. Ермаков В.И. Палеотемпературная шкала катагенеза. Условия нефтегазообразования на больших глубинах / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Наука, 1998. - 221 с.

8. Красноярова Н.А. Условия седиментации и катагенез рассеянного ОВ нижней юры Западной Сибири / Н.А. Красноярова, О.В. Серебренникова, С.П. Зайцева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 3. - С. 11-17.

9. Кирюхин Т.А. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений севера Западной Сибири / Т.А. Кирюхин, М.С. Зонн, А. Д. Дзюбло // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - № 8. - С. 22-30.

10. Болдушевская Л.Н. Зональность катагенеза ОВ мезозойских отложений Енисей-Хатангского и Пур-Тазовского нефтегазоносных областей по данным пиролиза и ОС витринита. Критерии нефтегазоносности ниже промышленного освоения глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: сб. науч. тр. / Л.Н. Болдушевская, А.Н. Фомин, Ю.А. Фи-липцов - Кн. 2. - Пермь: Кам НИИКИГС, 2000. - С. 99-106.

11. Фомин А.Н. Катагенез ОВ и нефтегазоносность мезозойских (юрских, триасовых) и палеозойских отложений Западной Сибири: дис. докт. геол.-мин. наук / А.Н. Фомин. - Новосибирск, 2005. - 351 с.

12. Чахмахчев В.А. Геолого-геохимический прогноз нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / В.А. Чахмахчев, С. А. Пунанова, Т. Л. Виноградова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. -№ 6. - С. 4-10.

13. Киченко В.Е. Прогноз нефтеносности нижнесреднеюрских отложений на севере Западной Сибири: дис. канд. геол.-мин. наук / В.Е. Киченко. - М.: ВНИИГАЗ, 2004. - 200 с.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.