CC BY
19Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 3(18) 2017 ■ http://oilgasjoumal.ru
О ВОЗМОЖНОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
С.А. Пунанова, В.Л. Шустер Институт проблем нефти и газа РАН e-mail: [email protected]; [email protected]
В основном нефтедобывающем регионе России - Западной Сибири запасы углеводородов (УВ) сосредоточены в юрско-меловом комплексе на глубине 2-4 км, реже 5 км. Современная тенденция сокращения запасов и добычи УВ, в первую очередь нефти, вызывает необходимость изучения и последующего освоения нефтегазовых ресурсов доюрских отложений, включая образования фундамента, залегающих на больших глубинах. В доюрских отложениях Западной Сибири открыт целый ряд мелких и (в меньшем количестве) средних по запасам нефти месторождений на границе фундамента и осадочного чехла; несколько месторождений открыто в триасовых отложениях. Имеются благоприятные геологические условия для формирования средних и крупных по запасам месторождений УВ, такие как наличие структурных и неструктурных ловушек, коллекторских интервалов в разрезе, региональных и локальных флюидоупоров, благоприятных геохимических и гидрогеологических условий. Однако два вопроса вызывают дискуссию среди геологов-нефтяников.
Первый вопрос касается распространения в разрезе доюрской толщи Западной Сибири пород коллекторов, их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), особенно в образованиях фундамента. Авторы достаточно детально изучили материалы как по Западной Сибири, так и по Республике Татарстан и Вьетнаму, где глубокозалегающие отложения вскрыты на значительную глубину: в Сибири в скважинах СГ-6 и СГ-7 на 7-8 км, в Татарстане до 3 км, во Вьетнаме (месторождение Белый Тигр) фундамент вскрыт на 2-3 км и детально изучен (керн, данные ГИС, материалы сейсморазведки). И в триасовых, и в палеозойских отложениях, включая образования фундамента, выявлены интервалы разреза с высокими ФЕС пород, в толще фундамента трещинно-кавернозная пустотность зафиксирована по керну, материалам ГИС, а на Белом Тигре получен промышленный приток нефти на глубине 2 км от поверхности фундамента [1, 2]. Таким образом, геологический фактор - наличие в разрезе пород-коллекторов с хорошими ФЕС может быть оценен как благоприятный.
Второй дискутируемый вопрос - достаточен ли был масштаб нефтегенерации в этих глубокопогруженных отложениях для образования высокопромышленных месторождений нафтидов. Для ответа на этот вопрос рассмотрены особенности УВ и микроэлементного (МЭ) состава палеозойских и постпалеозойских нефтей в целях генетической и геохимической типизации флюидов и выявления их источников, стадийность катагенетических преобразований органического вещества (ОВ) и прогноз фазового состояния, а также оценка нефтегенерационного потенциала нефтематеринских доюрских и вышележащих отложений как возможного самостоятельного очага нефтеобразования [3].
Дифференциация нефтей по МЭ составу проводилась нами на основе сопоставления концентраций «биофильных» МЭ - V, №, Fe, Си, Zn и Мо, идентифицированных атомно-абсорбционным методом на спектрофотометре «ААS-3», а также металлопорфириновых комплексов (МПК), определяемых на приборе <^ресо^».
Особенности УВ и МЭ состава нафтидов свидетельствуют о двух возможных источниках генерации нефти:это сингенетичное ОВ осадочного палеозоя и ОВ, генерируемое юрскими осадочными и триасовыми вулканогенно-осадочными отложениями. На самостоятельный очаг нефтеобразования в палеозойских отложениях Нюрольской и Ханты-Мансийской впадин указывает отличие нафтидов (нефтей и битумоидов) палеозоя и коры выветривания от юрских и триасовых по содержанию МЭ (рис. 1, 2).
Рис. 1. Типы нефтей Нюрольской впадины по распределению МЭ: Jз - 2950 м; Т - 3270-3286 м; Pz - 4072-4080 м[4]
1x10 7
№ V Р5 2п Си
В нефтях палеозойского возраста Ханты-Мансийской впадины содержание изученных МЭ (кроме Fe) существенно ниже, чем в юрских и триасовых, содержание V в
них уменьшается более чем на порядок, а МПК вообще отсутствуют. Различаются нефти и по соотношениям V/Ni и V/Fe: в палеозойских нефтях они ниже 1, а в нефтях из отложений юрского возраста значительно выше 1. Такие различия могут быть связаны как с более высокой катагенетической преобразованностью палеозойской нефти, о чем свидетельствуют и УВ соотношения [4], так и с различным типом исходного ОВ. Нефти подавляющего большинства месторождений юго-востока Западной Сибири сингенетичны вмещающим отложениям и имеют свой характерный геохимический облик. Обнаружение самостоятельных очагов генерации нефтей в палеозойских отложениях на территории Нюрольской впадины значительно повышает перспективы нефтегазоносности этого региона.
Оценка нефтегенерационного потенциала юрских и нижележащих доюрских отложений [5] на основе комплексного изучения геохимии ОВ пород и уровней его термической зрелости не показывает в северных регионах Западной Сибири высокого нефтегенерационного потенциала ОВ палеозойских отложений. В основу прогнозных оценок нефте- и/или газоносности были положены геолого-геохимические данные по результатам бурения Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 и глубоких скважин, пробуренных на Уренгойской, Геологической и Самбургской площадях.
На рис. 3 представлен график зависимости показателя отражательной способности витринита %) и палеотемператур (Т, °С) от глубины залегания пород. На графике видно, что нижняя граница ГЗН находится на глубинах от 4250 м (на Уренгойской и Тюменской СГ-6 площадях) до 4750 м (на Самбургской и Геологической площадях).
г/г КО
Рис. 2. «Поля» концентраций элементов в битумоидах и нефтях Ханты-Мансийской впадины [4]
Положение «мертвой линии», определяющей затухание процессов генерации жирных
газов и газоконденсатов, соответствует величине R0 = 1,8% и характеризуется глубинами 4750-5450 м. В СГ-6 эта глубина составляет около 5000 м. Здесь вскрыта котухтинская
Рис. 3. Изменение показателя отражательной способости витринита и палео-температур в зависимости от глубины залегания пород на различных площадях (аналитические данные [6]).
1. Скв. 266, Уренгойская;
2. Скв. 700, Самбургская;
3. Скв. 3 и 35, Геологическая;
4. Скв. СГ-6, Тюменская. МК1-АК2 - стадии преобразования ОВ; ГЗН - главная зона нефтеобразования; ЗЖГ и ГК - зона жирных газов и газоконденсатов; ЗГ - зона сухих газов
ИК1 МК; мк* мк4 мк* АК1 АК;
На основе различной интенсивности процессов палеопрогрева осадочных толщ Западно-Сибирского НГБ с глубиной в зависимости от возраста консолидации фундамента [7, 8] нами прогнозируются глубины протекания процессов генерации УВ в соответствии с показателем отражательной способности витринита R° (таблица). Наиболее высокие генерационные характеристики нефтегазопроизводящих толщ и большие глубины обнаружения нефтяных скоплений (до 4200 м) можно ожидать в областях с добайкальским фундаментом, а в областях жесткого палеопрогрева основными нефтегенерационными толщами будут юрские. Здесь глубины обнаружения в триасовых отложениях нефтяных скоплений ограничиваются 3200 м.
свита нижней юры.
Цикл консолидации фундамента [7, 8] Основные области распространения^, 8] Температурный градиент Вероятные нижние границы генерации, м
нефти легкой нефти и газоконденсатов
Добайкальский Приенисейская, часть Мансий-скойсинеклизы, Сургутский и Нижневартовский своды Низкий 4200 5200
Герцинский, каледонский Центральная и юго-восточная части Западной Сибири Средний 3650 4400
Триасовые рифты, гранитоидные массивы и флюидопро-водящие разломы в фундаменте Шаимский, Красноленинский и другие своды Интенсивный 3200 4050
Наличие зон высокой преобразованности ОВ в доюрских отложениях, приуроченных к линейно вытянутым триасовым рифтам в фундаменте и к крупным гранитным блокам и/или к флюидопроводящим разломам, вероятно, привело к существенным различиям в накоплении биофильных (V, №, Fe, Мо, Си, Zn) и редкоземельных (РЗЭ) элементов в нефтях месторождений Шаимского региона Западной Сибири по всему осадочному разрезу. Это объясняется, вероятно, полигенным характером поступления элементов в нефть - за счет биоты для биофильных элементов и глубинным характером для РЗЭ (рис. 4).
Рис. 4. Микроэлементный состав нефтей из разновозрастных нефтегазоносных комплексов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) [9] (данные по РЗЭ [10])
При использовании математического моделирования нами предложены наиболее перспективные, первоочередные объекты для ввода их в разведочное бурение. На карте-схеме (рис. 5) приведены 78 объектов, выбранных для сравнения и их оценки.
Рис. 5. Схема перспективных территорий по результатам математического моделирования [11, 12] и зон проявления высокопреобразованногоэпигенетичного миграционного битумоида (разработан автором) (использованы материалы: Запивалов, 2002, 2004; Клещёв и Шеин, 2004; Сурков и др., 2004)
Условные обозначения: 1 - граница Западно-Сибирского мегабассейна в верхнем (Т-^) этаже нефтегазоносности; 2 - границы нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов в нижнем (доюрском) этаже нефтегазоносности; 3-5 - залежи в нижнем (доюрском) этаже: 3 -нефти, 4 - конденсата, 5 - газа; 6 - нефтепроявления; 7 - газопроявления; 8 - первоочередные объекты (по результатам оценки перспектив фундамента по 78 объектам - месторождения с указанием типа флюидов (н - нефть; нгк - нефтегазоконденсат; г - газ; гк - газоконденсат) и стратиграфической приуроченности (Р2 - палеозой; к.в. - кора выветривания) и площади: 8 -Рогожниковское, н, Р2; 9 - Средненазымское, н, Р2; 38 - Ханты-Мансийское, н, Р2; 44 - Горелая; 65 - Унлорская; 68 - Айторская; 69 - Каменная); 9 - вероятная зона проявления миграционного высокопреобразованного битумоида
Показаны границы НГБ и возможно НГБ в доюрском этаже нефтегазоносности Западной Сибири, а также зона высокопреобразованного ОВ из отложений баженовской свиты, характеризующаяся низкими содержаниями ванадия и ванадилпорфиринов или полным отсутствием последних [13], что характерно для высокопреобразованного ОВ, каковым не является ОВ самих баженовских отложений. Битумоиды в этой выделенной зоне, вероятно, мигрировали из нижних высокопрогретых горизонтов бассейна. Протягивается зона через Юганскую впадину, Колтогорский прогиб, Салымское поднятие и далее на северо-запад. Территория высокопреобразованного ОВ соответствует распространению триасовых рифтов, гранитоидных массивов и флюидопроводящих разломов в фундаменте [8]. По данным бассейнового моделирования, проведенного А.В. Ступаковой и др. [14], триасовый рифтогенез и последующее развитие бассейна привели к наличию глубинных региональных разломов, благоприятных для вертикальной миграции флюидов. Эта зона практически совпадает с перспективной зоной нефтеносности доюрских отложений по результатам математического моделирования и с существующей нефтеносностью Ханты-Мансийского и Нюрольского регионов.
Принимая во внимание большую состоявшуюся продуктивность нижне-среднеюрских отложений и благоприятную геохимическую обстановку доюрских отложений Западно-Сибирского НГБ (относительно высокое содержание Сорг и ХБА, высокий реализовавшийся генерационный потенциал, умеренная и достаточная катагенетическая прогретость недр, с учетом МЭ характеристикинафтидов и в комплексе с другими геологическими предпосылками - коллекторами и покрышками), изучаемые отложения можно рассматривать как высокоперспективный объект для открытия в нем месторождений нефти и газа.
Таким образом, нами обоснованы благоприятные условия для формирования скоплений нефти и газа в глубокозалегающих доюрских отложениях Западной Сибири и выделена перспективная зона для поисков месторождений нефти и газа.
Статья написана в рамках выполнения Программы Президиума РАН на 2017 г.
ЛИТЕРАТУРА
1. Муслимов Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании и развитии месторождений углеводородного сырья // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ. Казань, 2006. С. 3-9.
2. Шустер В.Л.Проблемы нефтегазоносности кристаллических пород фундамента. М.: Геоинформцентр, 2003. 48 с.
3. Дмитриевский А.Н., Шустер В.Л., Пунанова С.А. Доюрский комплекс Западной Сибири - новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поисков, разведки и освоения месторождений углеводородов. Saarbrücken: Lambert Acad. Publ., 2012. 135 с.
4. Пунанова С.А. Геохимические особенности палеозойских нефтей ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна // Нефтехимия. 2002. Т. 42, № 6. С. 428-436.
5. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Прогноз фазового состояния углеводородных скоплений в мезозойских отложениях севера Западной Сибири // Геохимия. 2006. № 9. С. 983-995.
6. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Нефтегенерационные свойства и катагенез глинистых пород мезозойско-пермских стратотипов, вскрытых Тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6 // Геология, геофизика и разраб. нефт. месторождений. 1999. № 7. С. 9-19.
7. 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., 2008. С. 68.
8. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности осадочных отложений триаса Западно-Сибирского мегабассейна // Горн. ведомости. 2011. № 9. С. 11.
9. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской платформы // Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. 2012. № 6. С. 20-26.
10. 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. М., 2010. С. 586.
11. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Вероятностная оценка перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса Западной Сибири с помощью геолого-математической программы «Выбор» // Нефт. хоз-во. 2014. № 1. С.16-19.
12. Шустер В.Л., Пунанова С.А., Нго Л.T. Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Западной Сибири и Южно-
Коншонской впадины (Вьетнам) // Новые идеи в геологии нефти и газа - 2017. М., 2017. С.240-244.
13. Чахмахчев В.А., Пунанова С.А. К проблеме диагностики нефтематеринских свит на примере баженовских отложений Западной Сибири // Геохимия. 1992. № 1. С. 99-109.
14. Ступакова А.В., Соколов А.В., Соболева Е.В., Кирюхина Т.А., Курасов И.А., Бордюг Е.В. Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений Западной Сибири // Георесурсы. 2015. № 2(61). С. 63-75.
