CC BY
20
УДК 551.8: 553.98 (571.16).
FORMATION CHARACTERISTICS OF THE PRODUCTIVE STRATA OF THE SE WEST-SIBERIAN PLATE
A.V. EZHOVA
The results of lithic facies investigations showed the history of sedimentation during the oil-bearing strata formation of SE West-Siberian plat. The photos of cores and sections identified the main genetic features of piedmont, alluvion, lake-marsh, delta, coastal sea and shallow water shelf deposits. This has been confirmed by new data of faunaI relics in rocks of the Jurassic period. The oil-bearing shelf deposits from Lower Cretaceous are also described.
УДК: 550.8:553.98
НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ТОЛЩ
C.B. ЗИМИНА, H.A. СВАРОВСКАЯ, i.A. ГАЙДУКОВА
Применен системный подход к прогнозированию нефтегазоносности глубокопогруженных толщ Западной Сибири. Проанализирована Саймовская площадь на возможность нефтегазопроявления. Отмечены особенности геологического строения- наличие мощной толщи терригенных пород триасового возраста, благоприятные условия для нефтегазонакопления.
Задача освоения больших глубин по мере истощения недр на малых и средних глубинах приобретает все большую практическую значимость, особенно для старых нефтегазодобывающих регионов страны. Информация о геологических условиях формирования залежей нефти и газа на больших глубинах и условиях их нахождения постоянно уточняются благодаря возрастанию степени геологической изученности малых, средних и больших глубин. Нефтегазонос-ность глубоких горизонтов промежуточного комплекса изучена к настоящему времени единичными параметрическими скважинами и недостаточно. Стратиграфический диапазон промежуточного структурного комплекса окончательно не установлен [1]. Для глубокопогруженной зоны (более 4,5 км) в целом по Западной Сибири, в которую входят кроме отложений промежугочного комплекса и мощные терригенные толщи нижней юры, верхнего и среднего триаса, соотношение основных типов пород меняется: терригенные породы составляют 76 %, карбонатные 24 % [2]. Можно предположить, что карбонатные отложения палеозоя представляют несомненный интерес с точки зрения поисков в них залежей нефти и газа. Это подтверждается многочисленными нефтегазопроявлениями и наличием залежей промышленного значения в широком стратиграфическом диапазоне - от силура до триаса включительно. Значительная рассредо-точенность по площади известных нефтегазопроявлений в промежуточном комплексе, приуроченность их к отложениям различного литологического состава и широкому стратиграфическому диапазону - все это представляет интерес для проведения исследований с целью выявления зон улучшенных коллекторов юго-восточной части Западной Сибири.
В данной работе использован системный подход для прогнозирования нефтегазоносности глубокопогруженных толщ на территории Западной Сибири. Исследованы основные критерии для прогнозирования нефтегазоносности при поисках нефти и газа, и сохранности сформировавшихся залежей.
Применимость системного подхода к оценке промышленной нефтегазоносности глубокопогруженных толщ на территории Западной Сибири подтверждается стратиграфическими исследованиями. Значительную, а нередко и основную часть разреза глубокопогруженных толш составляют образования низов осадочного покрова, выделяемые в самостоятельный, промежуточный комплекс между фундаментом и осадочным платформенным чехлом, что характерно для Саймовс-кой площади. Промежуточный комплекс сложен палеозойскими отложениями и осадками нижнего триаса. Верхняя, или ортоплатформенная часть чехла сложена мезозойскими и кайнозойскими отложениями, которые несогласно залегают на переходном комплексе. Ортоплатформенная часть чехла обнаруживает увеличение мощности к северу за счет появления в разрезе среднего и верхнего отделов триаса, в связи, с чем подошва этой части чехла погружается на севере плиты до 7-8 км. Объем осадков промежуточного комплекса в глубокопогруженной зоне в целом по Западной Сибири достигает 2,4 млн км3, тогда как объем отложений ортоплатформенного чехла в этой зоне составляет лишь 1,3 млн км1.
На Саймовской площади в скважине №1 вскрытая толщина отложений промежуточного комплекса составляет 544 м (рис. 1). В северном и восточном направлениях этот комплекс выклинивается на образования палеозойского фундамента.
Мощность этого комплекса по данным сейсморазведки в южной и юго-восточных частях плиты составляет 1,5-5,0 км. Значительный объем осадков промежуточного комплекса увеличивает возможность выявления большого количества зон коллекторов.
На больших глубинах господствуют в основном высокие пластовые давления. В сфере гидростатического напора они характеризуются градиентами 10-11 Па/м, а в аномальных условиях более 20 Па/м. Нередко градиент в таких случаях оказывается равным геостатическому (22,6 Па/м) и даже превышает его.
1 - битуминозные аргиллиты; 2 - подошва осадочного чехла; 3 - туфогравелит, туфобрекчия; 4 - туф базальтовый; 5 - водонефтяной контакт; б- карбонатные породы; 7— габбро-диабазы; 8~ тектонические нарушения
В глубоких горизонтах температура обычно превышает 100 °С, отложения находятся в зоне перегретых вод, нижняя граница которой близка к изотерме 374 °С - критической температуре пресной воды на глубинах 15-20 км. С ростом глубины температура возрастает с интенсивностью, определяемой значением геотермического градиента, который в свою очередь зависит от теплового потока и теплопроводности горных пород.
Максимальные и минимальные значения градиента температуры колеблются в широких пределах и составляют соответственно 4 и 1 °С на 100 м [2].
В последнее время установлена зависимость между геотермическим градиентом и глубиной погружения фундамента в областях молодых платформ: чем больше погружение, тем меньше геотермический градиент [2].
Глубина начала процессов образования углеводородов нефтяного ряда из захороняемого в осадке органического вещества и первичной миграции их из нефтегазопродуцирующих толщ в коллекторы в значительной мере контролировалась палеогеотермическими параметрами бассейна седиментации. В различных частях даже единого бассейна седиментации, которые характеризовались разными показателями интенсивности теплового потока и палеогеотерми-ческого градиента, процессы нефтегазообразования и первичной миграции нефтяных УВ в коллекторы протекали на различной глубине. В бассейнах седиментации со слабым тепловым потоком падеогеологические условия были сравнительно менее благоприятными для развития процессов нефтеобразования и начальной (первичной) миграция нефтяных УВ из продуцирующих отложений в коллекторы [2]. Установлено, что во многих нефтегазоносных областях геотермические условия - одни из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной региональной геоструктурной зональностей размещения скоплений УВ, а также изменений их физических свойств в пространстве и разрезе.
На примере параметрической скважины № 1 Саймовской площади прослеживается закономерность изменения температуры с глубиной (табл. 1). Резкое повышение температуры на глубине 3740 м можно объяснить интенсивным воздействием на породу химических процессов.
Важную роль в увеличении фильтрашонно-емкостных характеристик осадочных пород на больших глубинах в условиях неравномерно напряженного состояния толщ играют процессы разуплотнения [3], сопровождающиеся интенсивными процессами растворения и выщелачивания: (Урманская, Южно-Фестивальная площадь Томской области). Аналогичные процессы, по материалам ОАО "Томскнефтегазгеология", проявляются в образцах керна и на Саймовской площади.
Таблица 1. Закономерность изменения температуры с увеличением глубины
Глубина, м Температура, 'С Глубина, м Температура,°С
2840 98 3740 1 36
346 1 1 08 3766 1 1 8
3610 109 3829 1 22
3672 1 1 5 389 1 1 23
3698 1 17 396 1 1 24
Анализ кернового материала, полученного из параметрической скважины № 1 Саймовской плошади, (интервал отбора 3494 м и ниже) дает основание считать нижне-средне-триасовые отложения потенциальным коллектором. Для этой зоны характерны туфогенно-карбонатные, разнозернистые, брекчеевидные породы зеленовато-серого цвета. Туф базальтов определяется как зеленовато-темно-серый, миндалекаменный, трещиноватый, с зеркалами скольжения. Рифтовый комплекс представлен переслаивающимися между собой лавами, лавобрекчиями, туфами и пластовыми интрузиями основного состава. Мощность отдельных лавовых покровов колеблется от 5 до 50 м, изредка достигает 100 м. Покровы разделены тонкими пластами туфов мощностью 3-35 м. В интервале 3527-3627 м выявлены известко-во-туфогенные и кремнисто-карбонатные с прослоями туфогравелита и туфоалевролита породы. Ниже 3660 м залегают темно-серые базальты с зеленоватым оттенком, присутствует плагиоклазовый андезитовый порфирит. Перечисленные выше породы сильно изменены. В них хорошо сохранились только первичные структуры и текстуры, в то время как минеральный состав изменился вплоть до полного замещения вторичными минералами, и только в пластовых интрузиях еще встречаются участки, где сохранился первичный минеральный состав. Так, на глубинах 3688-3719 м наблюдается неизмененный плагиоклаз, а в интервале 3801-3960 м - титаноавгит буровато-фиолетового цвета. В основном это уже интенсивно измененные породы с совершенно иным химическим и минеральным составом. Изменение первичных минералов выражается, в первую очередь, наблюдающимися процессами: замещения, растворения, выщелачи-вания, что приводит к образованию дополнительного емкостно-пустотного пространства.
Таким образом, породы в зоне рифта подверглись значительным вторичным процессам, что привело к их полному химическому и минеральному изменению. Судя по ассоциации вторичных минералов, они обусловлены низкотемпературными гидротермальными растворами, насыщенными диоксидом углерода С02, сероводородом Н^, хлором С1 и др. Сильно развитые процессы карбонатизаиии, окварцевания, хлоритизации, оталькования и другие указывают на большую подвижность и частичный привнос щелочей М^, Са, Ре, 51, А1 и конечно, большого количества термальных вод.
Представленные выше описания кернового материала использовались нами при построении схематического геологического профиля по линии площадей: Верхне-Колтогорская - Квартовая - Саймовская - Куль-Еганская. Наиболее погруженная часть Колтогорского прогиба сложена триасовым комплексом, который встречается и на других площадях. Вверх по склону Нижневартовского свода и с востока Александровского мегавала получены притоки нефти (рис. 1). На Квартовой площади в скважине № 7 из песчаного пласта Ю,1 дебит нефти составил 9 м'/сут, в остальных скважинах этой площади нефть не обнаружена. На Куль-Еганской площади в скважине № 1, пробуренной в западной присводовой части структуры получен незначительный приток нефти с дебитом 1,5 м'/сут.
Приколтогорский врез, как поисковый объект, выявлен на юго-восточном глубокопогруженном склоне Нижневартовского свода, представляет собой неантиклинальную ловушку, сложенную песчаниками триас-нижнеюрского возраста (мощность 70-80 м). При поисково-разведочных работах на этом объекте с глубины 3290-3308 м получен непромышленный приток нефти, что свидетельствует о нефтеперспективности отложений нижней части осадочного чехла и промежуточного комплекса. Анализ кернового материала подтверждает низкие значения емкостно-фильтра-ционных свойств терригенных коллекторов подошвы ортоплатформенного комплекса. Температура на глубине 3280 м - 115 °С, что соответствует температуре на глубине 3672 м в скважине № 1 Саймовской площади. В зоне региональных нарушений и в приразломных зонах породы имеют весьма низкие коллекторские свойства. При удалении от разломов за счет тектонических трещин незаполненных минеральным веществом происходит значительное увеличение проницаемости пород (как по вертикали, так и по горизонтали).
Критерии нефтегазоносности, рассмотренные нами, благоприятны для нефтеобразования и на Саймовской площади. Отсутствие прямых признаков нефтегазоносности можно объяснить сложностью геологического строения отложений промежуточного комплекса, для которого поисковые критерии, применяемые к отложениям платформенного чехла, не приемлемы.
При прогнозировании нефтегазоносности недр изучаемой территории наряду с факторами, определяющими возможность образования зон нефтегазонакопления, совершенно необходимо учитывать факторы, контролирующие их сохранность. К числу их относятся прежде всего направленность и режим тектонических движений и характер их изменений в пространстве и во времени. Разрушение скоплений УВ особенно интенсивно происходит в фазы развития восходящих вертикально колебательных движений. Последние часто сопровождаются развитием дизъюнктивных нарушений, которые могут вызвать усиление движения трещинных вод и активизацию внерезервуарной фильтрации УВ по системе вновь образовавшихся трещин или при раскрытии существовавших нарушений.
Наиболее благоприятное условие для сохранности скоплений нефти и газа глубоко-погруженных толщ является преимущественное развитие устойчивого погружения территории, сопровождающееся накоплением мощных слоев осадочных образований, что характерно для Саймовской площади (544 м). Термобарические условия и отсутствие водообмена для этой зоны благоприятны для нефтегазонакопления [4]. В совокупности с наличием зональных покрышек, таких например как тогурская пачка, значительной толщиной осадков и хороших фильтрационно-емкостных свойств, промежуточный комплекс можно рассматривать в качестве нового нефтегазопоискового объекта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты./Под ред. В.С.Суркова - М.: Недра, 1986, - 149 с.
2. Условия нефтегазообразования на большихглубинах./Под редакцией В.В.Семенович, С.Г.Неручева, О.К.Баженовой. - М.: Наука, 1988, - 200 с.
3. Прогноз и оценка нефтегазоносности недр на больших глубинах./Под редакцией С.Н.Симакова. - Л. Недра, 1986, - 245 с.
4. Сиротенко Л В., Сиротенко О.И.// Геология нефти и газа. — 2001. — № 5. - С. 13-15,
УДК 550.83
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ВВОДА В РАЗРАБОТКУ МАЛЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ,
НА ПРИМЕРЕ СТОЛБОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Г.Ф. ИЛЬИНА
Рассмотрены геологическое строение, характеристики неоднородности продуктивных пластов Столбового месторождения, на основании которых сделаны выводы: а) нефтяные залежи в меловых и юрских отложениях рассматривать как один объект разработки; б) большая площадь и малые значения средних нефтенасыщенных толщин не позволят расположить эксплуатационные скважины по равномерной сетке.
Столбовое месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию расположенному в восточной части Катыльгинского куполовидного поднятия, осложняющего северо-восточную часть Каймысовского свода.
Согласно структурно-тектоническому районированию мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты [3]. Столбовое месторождение нефти расположено в северо-восточной части Каймысовского свода - крупной положительной тектонической структуры I порядка юго-восточной части плиты. По палеозойскому складчатому фундаменту своду соответствует южная часть Верхневасюганского антиклинория - крупной структуры складчатой системы герценид [4], северо-восточная часть Каймысовского свода в плане соответствует зоне сочленения Верхневасюганского, Нижневартовского антиклинориев и зоны Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта.
Месторождение расположено в восточной части Катыльгинского куполовидного поднятия, осложняющего северо-восточную часть Каймысовского свода. По горизонту На (подошва баженовской свиты) Столбовое месторождение приурочено к нескольким локальным поднятиям; Столбовому, Лобному, Северо-Столбовому и Новоозерному [2]. На-
