CC BY
24
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОБРАЗОВАНИЙ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
А.Н.Задоенко, И.С.Муршаев, О.Б.Дмитриева, В.Г.Савин, М.А.Соснина (ОАО "Хантымансийскгеофизика"), А.А.Задоенко (ГУП НАЦ им. В.И.Шпильмана)
Согласно Карте нефтегеологи-ческого районирования территории ХМАО (под ред. Шпильмана В.И. и др., 2000) район исследований расположен в Пайдугинской нефтегазоносной области на землях со средней плотностью потенциальных ресурсов УВ. На исследуемой территории и сопредельных площадях месторождений УВ и признаков нефтегазоносно-сти непосредственно не выявлено.
В бассейне обособляется несколько перспективных стратиграфических комплексов, разделенных надежными флюидоупорами, возможно выявление разнообразных по природе структурно, тектонически и литологически экранированных залежей, а также рифоген-ных ловушек нефти и газа.
Комплексная геохимическая характеристика проявлений нафти-дов, выявленных в скв. Лемок-1, была проведена для пяти интервалов: 2114-2138 м (аналоги ангарской свиты, нижний кембрий), 2190-2199 м (ангарская свита), 2995,0-2965,5; 3161,0-3179,1; 3560-3570 м (аналоги бельской свиты, нижний кембрий) (Конторович А.Э. и др., 2000). Наличие двух типов нафтидов в разрезе скв. Лемок-1 позволяет предполагать существование двух типов нефтепроизводящих пород с несколько различной биохимией исходной органики. Геохимические исследования показали, что в районе имеются благоприятные предпосылки для генерации нефти и газа.
В мезозойской части разреза выделяются следующие возможно перспективные нефтегазоносные комплексы (НГК): доюрский, юрский (нижний, средний, верхний) и меловой.
Рассмотрим перспективы до-юрских образований.
С доюрским комплексом связываются основные перспективы восточной части Ханты-Мансий-ского АО. Проведение поисковых работ в Западной Сибири показало, что нефтегазоносность доюр-ских отложений может быть связана как с глубинными участками их разреза, так и с его верхней частью (таблица). Приведенные результаты испытаний доюрских образований показывают, что в палеозойских породах нефть, газ и битумы встречены в зоне вторичного преобразования по разным типам пород: магматическим (граниты, базиты, ультрабазиты), метаморфическим (филлиты, сери-цитовые, альбит-хлоритовые, аль-бит-кварц-серицитовые сланцы), а также в кавернозно-трещинных коллекторах по известнякам, глинистым известнякам и доломитам. Промышленные залежи УВ в породах фундамента приурочены к эрозионно-тектоническим выступам, где коллекторы экранируются аргиллитами юры и нижними горизонтами мела. Таким образом, формируются залежи нефти и газа стратиграфического типа. По разным
данным, в доюрских отложениях Западной Сибири открыто от 60 до 135 месторождений УВ.
Как показывают последние исследования (Дашкевич H.H., Каштанов В.А, Степанов С.А., 1992; Трофи-мук A.A. и др., 1998; Конторович А.Э. и др., 2000, 2001; Филиппов Ю.Ф., 2001), наиболее перспективен доюрский нефтегазоносный комплекс из-за широкого развития платформенных верхнедокембрий-нижнепа-леозойских отложений, представленных преимущественно карбонатными разностями. На временных разрезах ОГТ интервал этой части разреза характеризуется субгоризонтальным залеганием. Литологи-ческий состав пород свидетельствует о широком развитии в регионе карбонатных и соленосно-карбо-натных пород, возможно развитие рифогенных тел, что позволяет предполагать наличие как высокоемкостных коллекторов, так и надежных региональных флюидоупо-ров. Изучение кембрийских отложений в скв. Тыйская-1 и Лемок-1 свидетельствует о том, что породы имеют неплохие фильтрационно-емкостные свойства. Так, в скв. Тыйская-1 при фоновом значении пористости 1-6 % выделяются участки с пористостью до 10-20 %, в скв. Ле-мок-1 отмечаются прослои с повышенными значениями пористости (до 20 %), проницаемость изменяется от 0,01 • 10"3 до 0,1 • Ю-3 мкм2, редко -(1-10) Ю"3 мкм2.
Результаты испытания доюрских образований
Номер Площадь Испытания Вмещающие породы Примечание
сква-
жины интервал, м результаты
1 2 3 4 5 6
252 Ай-Кагальская 3064-3100 Промышленный приток нефти Серпентинизированные ультраосновные породы, Совместное испытание
3016-3100 перекрытые тогурской свитой
1 Александровская 2580-2596 Нефтепроявления, нефть Кора выветривания
2592,0-2637,7 (3„< 2т/сут Слабометаморфизованные терригенные породы
3 Александровская Нефтепроявления
Арчинская Промышленные притоки нефти Кавернозно-трещинные коллекторы по толщам
карбонатных пород
162-И6ис Ваньеганская 3335-3340 0„ = 28,8 м3/сут Без отбора керна
Ог = 16 тыс. м3/сут
330 Вартовская 0„< 2т/сут Сланцы, гранитогнейсы
952 Варьеганская 3455-3474 Он = 2,5 м3/сут Известняк оолитовый
Верхне-Комбарская 2790-2902 Приток пластовой воды и газа Графитизированные углисто-глинистые сланцы Совместное испытание с ниж-
с конденсатом ними горизонтами юры
3 Верхне-Тарская Промышленный приток нефти Зона дезинтеграции и выщелачивания известня-
ков, перекрытых аргиллитами средней юры
6 Калиновая (Томская 2990-3005 Притоки нефти и газа Серые и темно-серые трещиноватые известняки Вскрыты палеозойские обра-
обл.) зования толщиной 180 м
3 Квартовая 2986-3000 0„ = 0,25 м3/сут с водой Известковистая порода с обломками мраморов
и известняков
20 Коттынгская 2734-2738 Ог = 40 м3/сут Без отбора керна Глубже 2778-2785 м эффузи-
вы основного состава
23 Котыгьеганская 3026-3042 <2В = 53,1 м3/сут Кровля доюрского комплекса, представленного Глубже тонкозернистые доло-
Он = 18,4 м3/сут интенсивно доломитизированным ксенотуфом с митизированные известняки
крупными обломками известняка
301 Кошильская 2764-2776 0„ = 0,6 м3/сут Палеозойская кора выветривания: конгломерато-
(Северо-Вахская) Эмульсия нефти 1 % видная сыпучая порода,состоящая из кварцевой
гальки,сцементированной карбонатным материа-
347 Кошильская 2644-2656 0„= 4,8 м3/сут Без отбора керна. 2675-2681 м — известняк тол-
0„ = 6,9 м3/сут щиной 0,6 м
Пара- Кульеганская Он< 20 т м3/сут Метаморфизованные трещиноватые породы
метри- Газосодержание 30 % (базальты)
ческая
1 Мегионская 2727-2737 Ов = 18,3 л Керн толщиной 0,1 м представлен угловатыми об-
Ог = 13,5 л ломками метаморфических пород
6 Медведевская 2690-2734 0„ = 90,4 м3/сут Кавернозные, карбонатные породы
Межовская Ог = 1,502 тыс. м3/сут Контакт порфировидных катаклазированных гра- Экраном являются аргиллиты
Притоки нефти нитов и алевролиты куломзинской СВИТЫ
1 Мыл ьджи некая 2507,0-2566,3 Нефть Палеозойские комплексы представлены изменен- Испытано вместе с породами
ными порфиритами,выветрелыми органогенными нижней юры
известняками
6-
Окончание табл.
Д R
X
20
в
н S
> £
NJ
о о
1 2 3 4 5 6
6 Назинская Открытый забой Qr = 2,6 тыс. м3/сут Кора выветривания слабометаморфизованных терригенных пород,диабазы Совместное испытание
7 Назинская Нижневартовская 2069-2126 Q„= 0,1 м3/сут Он< 2т/сут Биотитовые гнейсы Мраморизованные известняки,сланцы
3 Нижнетабаганская 2995-3010 Промышленные притоки нефти Органогенные трещиноватые известняки
119 Новонежинская 440-540 Приток тяжелой смолистой нефти Нефтегенерирующими толщами являются терригенно-карбонатные образования нижнего карбона
429 Останинская Полуденная Залежь нефти <ЭН< 2т/сут Кора выветривания глинисто-кремнистых.глини-сто-карбонатных сланцев и карбонатов толщиной до 124 м Метаморфические породы
800 Саемтахская 4210-4226 Нефтесодержащий пласт Туфы хлоритизированные,ожелезненные
1-11 Северо-Варьеганская 3423-3435 Qr = 180 тыс. м3/сут с конденсатом и водой Без отбора керна, по ГИС — кора выветривания Промышленная залежь нефти с растворенным газом
2-11 Северо-Варьеганская 3455-3460 3476-3480 Qh+b = 120 м3/сут QB = 37 % Кора выветривания
3 Северо-Останинская 2793-2842 Приток нефти и газа Кавернозные серые и светло-серые доломиты, слагающие фундамент
20 Советская 2696 Растворенный газ 43,3 м3/сут Кора выветривания, пермотриас Промышленная залежь
16 Соснинская Стрежевая 2713-2717 QH< 2т/сут Q„< 2т/сут Сланцы, известняки Метаморфиты
2 Тай-Тымская 2600,0-2619,6 Нефть Зона дезинтеграции сланцев
3 Тамбаевская Незначительное нефтепрояв-ление и большое содержание растворенного газа Зона трещиноватых известняков Получены на глубине 560 м от поверхности палеозоя
Тургайский прогиб Интенсивное нефтепроявление Терригенно-карбонатная толща нижнего карбона До 200-250 м от эрозионной поверхности присутствуют твердые и мазеобразные битумы, глубже — густая нефть, а на глубине 450-500 м нефть имеет почти нормальную консистенцию
1 Урманская 3060-3073 Промышленный приток нефти Известняки
2 Урманская Пласт диаспоритов.залегающий на известняках
4 Урманская Незначительный приток водо-нефтяной эмульсии Песчаники юры, прилегающие к карбонатному выступу фундамента
217 Чебачья 1955-2160 Q„= 17,3 м3/сут Выветрелая часть гранитного массива
218 Чебачья Челябинский, Анохинский грабены Южно-Назинская 2131-2158 Нефть Нефтепроявление QH > 20 тыс. м3/сут Породы фундамента и юры Эффузивно-осадочная толща триаса Метаморфиты Совместное испытание
> И
i
Рис. 1. ФРАГМЕНТ ВРЕМЕННОГО РАЗРЕЗА ПО ПРОФИЛЮ 26 В РАЙОНЕ скв. 23 (по данным СП 6/96-97)
В разрезе нижнего кембрия в скв. Лемок-1 наблюдались многочисленные нефтепроявления, свидетельствующие о том, что в палеозойских отложениях левобережья Енисея происходили процессы миграции и аккумуляции УВ, в первую очередь нефти.
На глубине 2190 м в керне, представленном кавернозными доломитами, была зафиксирована "живая" нефть, а в интервале 3145-3200 м по керну отмечался запах нефти. Геохимические исследования битумоидов из пород нижнего кембрия в скв. Тыйская-1 также свидетельствуют о наличии в районе процессов нефтегазообразова-ния и миграции.
Полученные результаты, а также предполагаемое по аналогии с Сибирской платформой (Юрубчено-Тохомская зона, Енисейский кряж) развитие в регионе высокоуглеродистых рифейских толщ свидетель-
ствуют о том, что концентрации битумоидов в изучаемом разрезе в среднем могут быть одного порядка, что и для разрезов кембрия Сибирской платформы. Сульфатсо-держащие карбонатные отложения и мощные соляные пласты в разрезе нижнего кембрия и венда могут служить надежными флюидоупорами.
Кроме того, следует отметить, что скв. Лемок-1 вскрыта только верхняя часть соленосной толщи, отождествляемой с усольской свитой Сибирской платформы. В нижней части этой свиты установлен регионально развитый пласт-коллектор (осинский горизонт), представленный органогенными известняками и доломитами. Его развитие возможно и в данном районе.
Отложения девона в нефтегазоносном отношении изучены крайне слабо. Исследования проводились только на Вездеходной площади (скв. 1, 2, 3, 4). В апикальных
частях выявлен ряд горизонтов с повышенной пористостью (до 20 %). При испытании в скв. 1, 2, 3 получены хорошие притоки пластовой воды (до 77,2 м3/сут) с минерализацией 40-80 мг/дм3. Однако в отложениях девона надежные флюи-доупоры, которые могли бы быть экранами для потенциальных залежей УВ, не обнаружены.
Наибольший интерес в доюр-ском основании представляют тер-ригенно-карбонатные и карбонатные отложения палеозоя, с которыми в Томской области связаны промышленные залежи нефти.
На востоке Ханты-Мансийского АО в палеозойских отложениях в скв. 23 Котыгьеганская, вскрытой на глубине 3032 м (забой 3200 м), при испытаниях интервала 3026-3042 м получен смешанный приток нефти и пластовой воды дебитом 53,1 м3/сут при Р— 3,91 МПа, в том числе нефти 18,4 м3/сут (см. таблицу, рис. 1-2).
Рис. 2. ВРЕМЕННЫЕ СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ ПО ПРОФИЛЯМ 72880560 (А) и 06970260 (Б) В РАЙОНЕ скв. 23
-Л „ф „6.0
„ий1- „л О*- „ой!7 ^ ^
к *
ккккккк к к к
12В50 14В50 16850 18В50 20В50 22850 24850 26В50 28850 30850 32850 34850 ПК 230 270 310 350 390 01 430 470 510 550 590 630 670
2000-
ю
л*
«3>
Л ¡к
700 4200 5700
10 70 130
1900
2500-
2600-
2700-
>1с *
7200 В700 190 250
10200 . 11700 310 & 370
13200 14700 16200 17700 430 490 550 610
•к к
19200 20700 22200
К7П 7-ЗЛ
А к
25200 26700 ПК 910 970
Рис. 3. КАРТА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСГИ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АО
1 - антиклинальные структуры; зоны: 2 - нефтегазоперспективные в верхнеюрских отложениях, 3 - отсутствия кембрийских отложений, 4 - предположительно карбонатао-терригенных отложений с возможным рифогенно-аккумулятивным генезисом пород; 5- пробуренные скважины; границы: 6- предполагаемая выклинивания нижнеюрского (а) и среднеюрского (б) комплексов, 7 - областей; 8 - линия выклинивания проницаемых верхнеюрских отложений; 9- региональные профили
Результаты структурного и сейс-мофациального анализов, выполненных как на территории Красноярского края, так и сопредельных площадях Томской области и Хан-ты-Мансийского АО, позволяют отметить, что в исследуемом районе существуют благоприятные условия для формирования различных типов ловушек, способных аккумули-
ровать значительные залежи УВ: антиклинальные, структурно-стра-тиграфические, структурно-текто-нические, связанные с рифовыми фациями, соляными куполами и т.д. (рис. 3, 4).
Как отмечалось, в доюрском комплексе региона выделяются два крупнейших нефтеперспективных объекта: зоны вторичного преобра-
зования гранитоидных тел, диабазов, базальтов, сланцев и глубокие горизонты доюрских образований.
Мировой опыт изучения фундамента осадочного чехла весьма убедительно свидетельствует о его высокой перспективности. По решению Международной научно-прак-тической конференции (Москва, 2001) проблема нефтегазоносности
Рис. 4. СХЕМА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОЮРСКИХ ОБРАЗОВАНИЙ С ЭЛЕМЕНТАМИ ПРОГНОЗА
ДЛЯ РАННЕЮРСКОГО КОМПЛЕКСА (по В.Н.Воронову)
восточно;
с1веро-"ъеганс!
гГГАН
Итыньярский V
ч,.. ) карлики
—vвосточнот® кулыньигольский
'сгь-ко/ткьЕглй\
■гооск!
ЛАРЬЯКСКИЙ
аегяёп
}АЛП(СЛНДРвВСКа£ 1
Влртои-ская
г
ш.
1 ИзЕЬ I I I 5 |(Г----- | в , Iо\* О
10 ® I 11 I А I 1? I ^ 13 т и!^ ,, 18 ^ 17
63*20'
60*00'
Границы: 1 - структурно-формационных зон доюрских образований, 2- рифтогенных структур, 3-территорий, перспективных в верхней части доюрских образований, 4 - перспективных терригенно-карбонатных отложений, слагающих палеозойский платформенный чехол, 5-терригенно-карбонатных отложений с возможной нефтегазоносностью в карбонатных рифо-генных и антиклинальных перегибах глубинных частей палеозойского разреза, 6-развития преимущественно перспективных терригенных отложений, 7- отсуствия раннеюрских отложений (по А.А.Нежданову); контуры: 8 - интрузивных тел кислого и среднего составов, 9 - контрастных (высокоамплитудных эрозионно-тектонических выступов) доплитных образований, 10 -средне- или малоамплитудных эрозионно-тектонических выступов доплитных образований; 11- схематическое положение залежей УВ в отложениях доюрского комплекса; скважины: 12 с установленной нефтегазоносностъю доплитных образований, 13 - рекомендуемые параметрические; 14 - наиболее углубленные в раннеюрское время зоны лентовидной формы; 15 - контрастные эрозионно-тектонические уступы; 16-предполагаемое направление сноса обломочного материала; 17 -направление палеводотока; 18 разломы: а - глубинного заложения, б- оперяющие
OIL AND OAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS
Рис. 5. КРИВЫЕ ГРАВИМАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ (А) И ФРАГМЕНТ ВРЕМЕННОГО РАЗРЕЗА ПО ПРОФИЛЮ XII (Б) (по В.Н.Воронову)
1 - интрузивные тела (габброиды); 2 - вмещающие отложения палеозоя; 3 - разрывные нарушения; 4 - положение скважин относительно профиля
фундамента осадочного чехла считается одной из актуальных и важных в области современной нефтегазовой геологии и геофизики. Фундамент осадочных бассейнов следует рассматривать в качестве нового регионального нефтегазоносного этажа литосферы, потенциальные запасы которого соизмеримы с залежами УВ в осадочном чехле.
Кембрийские отложения по мощности, фациям и степени катагенеза можно уверенно отнести к платформенным образованиям. Особенности волновой картины на региональных профилях свидетельствуют о фациальной неоднородности отложений палеозоя, где можно предполагать замещение соле-носных толщ на органогенные карбонатные по латерали и смену снизу вверх соленосно-карбонатных образований на сульфатно-карбо-натные и карбонатные. На ряде сейсмических разрезов отмечаются признаки солевых подушек и соляного диапиризма.
Вдоль западной границы Енисейской складчатой системы протягивается Верхнекаралькинский предгорный прогиб, сложенный терри-генно-карбонатной ассоциацией пород, в разрезе которой возможно присутствие горизонтов вулканогенного (андезитобазальтового) состава и прослоев, сложенных кремнистыми либо кремнисто-глинисты-ми сланцами.
Площадь развития описываемых отложений достаточно уверенно прослеживается в гравимагнит-ных полях. Гравитационное поле в целом имеет однородное строение с отрицательными значениями низкой напряженности, что согласуется с данными физических свойств пород района (рис. 5, 6). Магнитное поле - знакопеременное, нередко с интенсивными максимумами, обусловленными глубокозалегающими интрузивными массивами. На участках, где магматические образования развиты ограниченно, а страти-
фицируемый комплекс пород доминирует, поле А Га спокойное и преимущественно отрицательное.
По мнению исследователей Института геологии нефти и газа СО РАН (Конторович А.Э. и др., 2002) на этой окраине Северо-Азиатского кратона неоднократно формировались высокоуглистые толщи с
огромным нефтегазогенерацион-ным потенциалом. Таким образом, бурением скв. Л емок-1 доказано присутствие нефтепроизводящих пород в доюрских образованиях востока Западной Сибири и выявлены первые достоверные признаки нефтегазоносности палеозоя этой территории.
Рис. 6. КАРТА ЛОКАЛЬНЫХ ГРАВИМЕТРИЧЕСКИХ АНОМАЛИЙ (по данным ВСП-74, отработка ЦАГГИ)
1 - участки развития предполагаемых карбонатных отложений; 2 - скважина глубокого бурения
Поскольку район работ имеет очень сложное строение и слабо изучен, необходимо продолжить региональные сейсморазведочные работы и бурение параметрических скважин.
В качестве первоочередных необходимо провести работы по фрагментам профилей XIV (175 км), С1Х (170 км) и СУП (270 км). На этих профилях рекомендуется провести следующий комплекс работ: сейсморазведку MOB ОГТ или комбинацию MOB ОГТ - MOB МПВ, га-
зохимическую съемку как по профилям, так и по водотокам региона, гамма-спектрометрическую съемку, магнитотеллурическое зондирование с шагом 1,0-0,5 км, аэромагнитную съемку на трех высотах, аэроэлектроразведку (верхняя часть разреза), гравиметрическую съемку масштабов 1:100 000, 1:50 000, где это необходимо. Таким образом, эти профили как трансрегиональные позволят изучить характер сочленения тектонических элементов Западной и Восточной Сибири и по-
служить основой для последующих площадных работ.
Для получения более информативных материалов для постановки площадных работ с целью поисков залежей УВ и рекомендации размещения скважин поисково-разведочного бурения необходимо пробурить 2-3 скважины, вскрывающие доюрское основание, и провести в них полный комплекс ГИС, ВСП. Также необходимо доработать стыковочные фрагменты, составляющие 10-20 км, по про-
филям XI, XII, СУШ и С1Х, что можно осуществить на поисковом этапе проведении работ при планировании площадной сейсморазведки. На данной территории согласно "Территориальной программе геологического изучения нераспределенного фонда недр Ханты-Манси й-ского автономного округа" рекомендуется пробурить три параметрические скважины (Верхнесым-ская-29, Западно-Сабунская-24 и Сугмутская-28).
В заключение рассмотрим перспективы освоения восточной части Ханты-Мансийского АО и сопредельных территорий и их влияние на социально-экономическое развитие территорий.
Проведение геолого-разведочных работ и последующее промышленное освоение восточной части Западной Сибири станет важным элементом широкомасштабного комплексного освоения ресурсов УВ Красноярского края. В долгосрочной перспективе освоение этой территории будет иметь существенное социальное, финансовое и геостратегическое значение для всей Сибири и станет важным элементом "Программы формирования новых крупных центров нефтяной и газовой промышленности России на востоке страны" с учетом реализации перспективных международных проектов.
О Коллектив авторов, 2004
Exploration activities conducted and subsequent commercial development of the eastern part of West Siberia will become an important element of wi-de-sc led complex development of HC resources of Krasnoyarsky area. In long term prospect, production development of this territory will have a significant social, financial and geostrategic role for all Siberia and become an important element of "The development program of new large centres of oil and gas industry of Russia in the east of the country considering a realization1' of prospective international projects.
б-я Международная выставка
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И АВТОМАТИЗАЦИЯ
совместно с:
Неразруигаощий контроль и техническая диагностика в промышленности
Лабораторный
контроль в промышленности
ГЕИВЧТОР сйтмо НММШСТОТмЫМ гз-юг
XIII МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА
ГАЗ. НЕФТЬ-
Congress of Oil and Gas Producers of Russia
ООО "Башкирская выставочная компания'
Оргкомитет
450080, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 158, 3 павильон Тел./факс: (3472) 53-09-88, 53-14-33 E-mail: vkb_expo@mail.ru www.vkbexpo.ru
Bashkirian exhibition company
Organizing Committee
Mendeleed Str., 158, 3 pav. UFA 450080 Bashkortostan, Russia Phone/Fax: (3472) 53-09-88, 53-14-33 E-mail: vkb_expo@mail.ru www.vkbexpo.ru
Конгресс неф те г аз о промышленников России
Х111 INTERNATIONAL EXHIBITION
