CC BY
110
УДК 553.984
РЕЗЕРВУАРЫ НЕФТИ И ГАЗА В ДОЮРСКИХ ОБРАЗОВАНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ГЕОСИНЕКЛИЗЫ
А.Е. Ковешников
Томский политехнический университет ТФ Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, г. Томск E-mail: [email protected]
В результате проявления вторично-катагенетических преобразований доюрских отложений Западно-Сибирского региона сформировались резервуары нефти и газа следующих типов: массивные гидротермальные тектонически ограниченные; метасомати-ческие зон трещиноватости; трещинные, предполагается развитие карстово-трещинных и метасоматически-карство-трещинных резервуаров, что значительно расширяет перспективы обнаружения месторождений нефти и газа в доюрском карбонатном комплексе не только Западной Сибири, но и Восточно-Сибирского региона, при условии поиска там подобных резервуаров нефти и газа.
Ключевые слова:
Резервуары нефти и газа, доюрские отложения, Западно-Сибирская геосинеклиза, метасоматоз, трещинообразование.
Key words:
Oiland gas tanks, prejurassicadjournment, Western-Siberian geosineclise, metasomatism, formation of cracks.
Применяемая в настоящий момент классификация природных резервуаров [1] описывает преимущественно терригенные отложения, сформированные в шельфовых частях морей и океанов и не в полной мере подходит для описания резервуаров нефти и газа, сформированные в карбонатных и карбонатно-кремнисто-глинистых образованиях Западной Сибири. Кроме этого, существующие классификации резервуаров нефти и газа затрагивают не все возможные проявления литогенетических преобразований пород. Это касается доюрских образований не только Западной, а возможно, и Восточной Сибири, породы-коллекторы которой также представлены карбонатными породами. В связи с тем, что в последние десятилетия традиционные для Западной Сибири терригенные месторождения нефти и газа в значительной степени разведаны, все более актуальным становится вопрос поиска новых перспективных объектов, к каковым и относятся доюрские образования Западной Сибири, и, тем важнее, понять пути миграции углеводородов в толще палеозойских пород.
В связи с этим в предлагаемой работе рассмотрены следующие аспекты данной проблемы: краткое рассмотрение стадий литогенеза, рассмотрение имеющихся в настоящее время представлений о природных резервуарах нефти и газа и отнесение их к проявлению той или иной стадии литогенеза, описание истории формирования Западно-Сибирской гео-синеклизы, и, наконец, выделение типов природных резервуаров, связанных с проявлением вторичных процессов преобразования доюрских пород. Данное направление развивалось нами ранее [2, 3].
Типы литогенеза
В настоящее время в теории литогенеза рассматриваются следующие стадии литогенеза: гипергенез; перенос и седиментация; диагенез; катагенез (эпигенез); метагенез (метаморфизм); ультраметаморфизм. Гипергенезу соответствует стадия по-
верхностного выветривания пород, составляющих поверхность Земли с формированием обломочных пород (преимущественно горы и возвышенности) и кор выветривания (пониженные участки). Перенос и седиментация, это процесс транспортировки обломочного материала к конечному водоему стока в виде обломков, взвесей и растворов и формирование в конечных водоемах стока (морях и озерах) терригенного осадка, отложение на акваториях морей и океанов химическим или биохимическим путем карбонатных и кремнистых, карбонатно-кремнисто-глинистых пород. Диагенез - это постепенное окаменение осадка в связи с перекрытием его следующими порциями осадков, ввиду чего наблюдается погружение слоя, сопровождаемое повышением температуры и давления и прекращением доступа растворенного в воде кислорода. Катагенез (эпигенез) - перекристаллизация и гидротермальная проработка уже породы, завершающаяся изменением его структуры. Метагенез (метаморфизм) - частичное переплавление неустойчивых компонентов породы с формированием метаморфических минералов. Ультраметамор -физм - переплавление или гранитизация породы.
Краткая история развития
Западно-Сибирской геосинеклизы
К приведенному выше перечню стадий литогенеза, по нашему мнению, на примере доюрских отложений Западной Сибири, следует прибавить посткатагенетическую стадию, включающую оро-генный этап или горообразование на данной территории (формирование холмисто-увалистого рельефа и поверхностное выщелачивание), и вторич-но-катагенетический этап, когда описываемые породы, включая коры выветривания, были последовательно подвержены диагенезу (с поверхности), и далее катагенезу (эпигенезу), выразившемуся в нескольких стадиях проявления гидротермального процесса: метасоматаза (доломитизация, окрем-
нение), выщелачивания, с объединением сформированного в результате комплексного влияния перечисленных процессов пустотного пространства пород-коллекторов в единый резервуар в результате проявления процессов трещинообразования.
Итак, в позднепалеозойский тектонический этап развития Земли (конец докембрия, венд) на территории Западной Сибири в восточной части формировались морские доломитовые отложения, а центральная и западные участки представляли собой сушу.
Раннепалезойскому тектоническому этапу (кембрий-силур) соответствует формирование Западно-Сибирского палеозойского моря с накоплением карбонатных отложений.
Позднепалезойскому тектоническому этапу (девон-пермь) соответствует расцвет и завершение существования палеозойского моря. В конце этапа началось проявления герцинской складчатости, приведшей к орогенному этапу преобразования палеозойских отложений Западной Сибири. Этот период и соответствует началу предложенной нами вторично-катагенетической стадии литогенеза Западной Сибири, а именно - орогенному этапу, когда в триасе вся территория региона претерпела складкообразование. Доюрские породы сформировали горы, которые длительное время подвергались поверхностному выветриванию в условиях засушливого климата. В результате по карбонатно-кремнисто-глинистым породам сформировался комплекс обломочных пород, а по поверхности карбонатных пород - выраженная в той или иной степени кора выветривания. В этих образованиях, при их формировании, был заложен определенный пустотный потенциал.
В этап мезозойской складчатости (триас-мел) на территории Западной Сибири сформировалось море, в пределах которого накапливались отложения юрского и мелового возраста, которым соответствуют васюганская, баженовская свиты юры и ачимовская толща раннего мела, в которых сформировались терригенные коллекторы и резервуары нефти и газа пластового типа.
В этап кайнозойской складчатости (палеоген-антропоген), на территории Западной Сибири существовало море, которое в конце палеогена закрылось, и в дальнейшем эта территория развивалась как материк.
Итак, относительно доюрских образований Западно-Сибирской геосинеклизы можно сказать, что в орогенный этап литогенеза осуществлялись процессы гипергенеза с заложением кор выветривания и формированием комплекса обломочных пород, сформированных в условиях засушливого климата.
Наиболее важным является вторично-катагене-тический (метасоматически-гидротермальный) этап, в течение которого происходили метасомати-ческие изменения известняков (молекула кальцита на молекулу доломита или на молекулу кварца). Гидротермальные преобразования проявились в виде
вторичной доломитизации, наложенной на осуществленную еще при формировании осадков диа-генетическую доломитизацию. Отдельно проявилась каолинит-сидеритовая минерализация, развитая по образованиям кремнисто-глинистого и карбонатно-кремнисто-глинистого состава верхнедевонского возраста, преобразованных в орогенный этап развития региона процессами гипергенеза.
Окончательный облик доюрских отложений сформировали процесс выщелачивания и трещи-нообразования, сопровождавшимися миграцией в породах углеводородов. Этот, заключительный, процесс трещинообразования объединил пустоты (поры и каверны), сформированные ранее при проявлении описанных выше гидротермальных процессов и сформировал сегодняшнюю картину пустотного пространства доюрского комплекса Западно-Сибирской геосинеклизы.
Современное представление о «природных
резервуарах» и классификация их типов
применительно к стадиям литогенеза
Под природными резервуарами мы принимаем следующее классическое определение: «Природные резервуары нефти и газа, это естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых они могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами» [1].
Принятая на настоящее время классификация природных резервуаров нефти и газа включает три их типа: пластовый, массивный (литологически однородный и литологически неоднородный) и литологически ограниченный.
Если рассмотреть эти три типа резервуаров исходя из условий их формирования с отнесением их к той или иной стадии литогенеза, то получается, что перечисленные выше типы резервуаров относятся: пластовый к стадии седиментогенеза, ибо его основа - литологическая выдержанность по площади при относительно малой мощности. Такие пласты, сформировавшись в стадию седиментогенеза, в дальнейшем почти не претерпевают изменений. Литологически ограниченные, как и пластовые, относятся к стадии седиментогенеза, так как сформированы при осадконакоплении и дальнейшего преобразования почти не претерпели.
Массивный однородный тип резервуара также относится к стадии седиментогенеза, ибо более всего применим к карбонатным массивам, сформированным на морском дне в виде обособленных тел. В таких карбонатных телах пустотное пространство заложилось уже в стадию седиментогенеза.
Часть массивных однородных и массивные неоднородные типы резервуара относятся к стадии гипергенеза, так как представляют собой собственно коры выветривания, развитые по поверхности выступов кристаллического фундамента и остан-цов, перекрытых глинистыми отложениями (будущие покрышки).
Из приведенного анализа видно, что из пяти стадий литогенеза прозвучали только две стадии, а именно гипергенез и седиментогенез. После се-диментогенеза осадки претерпевают окаменение (диагенез) и преобразование вещественного состава, перекристаллизацию в стадию катагенеза. Метагенез уже относится к частичному переплавле-нию пород. Эти стадии литогенеза сопровождаются повышением температуры и давления и новое пустотное пространство в них не формируется.
Рассматриваемые нами доюрские отложения Западно-Сибирской геосинеклизы последовательно претерпели этап орогенеза с выведением на доюрскую поверхность и формированием холмисто-увалистого рельефа и с образованием по выходам палеозойских пород площадных кор выветривания (массивный литологически однородный тип резервуара). В случае тектонической активности, при которой надоюрскую поверхность были выведены блоки различного состава, по которым в результате гипергенных процессов сформировалась единая кора выветривания, формируется массивный литологически неоднородный тип резервуара. В настоящее время общепринятая точка зрения состоит в том, что в палеозойских отложениях породы-коллекторы сформировались в связи с формированием кор выветривания в орогенный этап развития региона. Такие резервуары имеют площадное распространение, и их мощность и сплошность зависят только от состава пород палеозойского возраста подвергающихся разрушению процессами выветривания.
Этот геологический объект в литературе [4] именуется НГГЗК (нефтегазоносный горизонт зоны контакта доюрских и мезозойских отложений). Поскольку коллекторы развиты преимущественно в кремнисто-карбонатных породах, смятых в складки, разбитые разломами на блоки, испытавшие различное смещение, но представляющие поле близких по составу кремнисто-глинистых пород, то и резервуар будет массивными литологически однородными. При общепринятой точке зрения корообразование рассматривается как конечная стадия формирования резервуаров, и согласно ей, переотложенные коры выветривания, сложенные обломками глинисто-кремнистыми пород, являются наиболее перспективными объектами для обнаружения резервуаров нефти и газа. В данной схеме вторично-катагенетический или метасома-тически-гидротермальный этап преобразования доюрских отложений не рассматривается, так как считается, что все гидротермальные преобразования доюрских пород осуществились до орогенной стадии развития региона.
Резервуары нефти и газа, сформированные
в доюрских отложениях во вторично-катагенетиче-
ский этап развития Западно-Сибирского региона
При изучении керна скважин, их первичного вещественного состава, вторичных преобразований, коллекторских свойств пород по разрезу сква-
жин нами были установлены зоны повышенных коллекторских свойств окруженные слабо проницаемыми и соответственно слабо измененными вмещающими породами [5]. Подобные образования имеют трещинную природу. Это зоны трещи-нообразования, сопровождаемые выщелачиванием карбонатного материала вмещающих известняков, их доломитизацией или окремнением. Такие зоны встречены в различных по возрасту отложениях, от силура до раннего карбона.
Изучив коллекторские свойства палеозойских отложений по значительной части Нюрольского осадочного бассейна, территорию которого в последнее время именуется Чузикско-Чижапской зоной нефтегазонакопления [4], нами установлен [2] достаточно изменчивый характер проявления зон коллекторов в доюрских отложениях, связанных с проявлением гидротермальных процессов и тре-щинообразования, которые можно выделить в новые типы резервуаров. Это массивные гидротермальные тектонически ограниченные; метасома-тические зон трещиноватости; трещинные; предполагаемые карстово-трещинные и метасоматиче-ски-карстово-трещинные типы резервуаров. Особенностью их проявления является наложение на резервуары массивного типа, сформированные ранее в образованиях НГГЗК (или кор выветривания, включая переотложенные) с формированием общего пустотного пространства.
Массивные гидротермальные тектонически орга-ниченные резервуары будут иметь массивное распространение, в пределах отдельного блока, но будет ограничен разломами близкого простирания, ограничивающими зону воздействия гидротермальных процессов на измененные карбонатные породы. Пустотное пространство будет сформировано в результате проявления гидротермальных процессов, таких как доломитизация и выщелачивание, которые могут налагаться на зону проявления процессов поверхностного выщелачивания, сформированную в орогенную стадию развития региона, а могут и не накладываться, и проявляться самостоятельно, в зависимости от интенсивности проявления гидротермальных процессов. Подобный тип резервуара мы можем видеть на рисунке. (Урманская площадь, блок со скважиной 11).
В палезойских породах широко развит трещинный тип коллектора, который проявляется по всем карбонатным и кремнисто-карбонатным породам палеозойского возраста. Этот тип резервуаров мог бы быть отнесен к резервуарам, литологически ограниченным со всех сторон, если бы ограничения носили литологический характер, связанный со стадией накопления осадков или седиментоге-незом. Здесь же мы имеем дело с ограничением, вызванным проявлением гидротермальных процессов, таких как метасоматоз (доломитизация) и выщелачивание, проявившихся в стадию вторич-но-катагенетического преобразования пород. Такие резервуары можно наименовать «метасомати-ческие зон трещиноватости». От массивных гидро-
Рисунок. Типы резервуаров, развитых в палеозойских породах Томской области. Метасоматические, зон трещиноватости - Арчинская площадь; Массивные литологически однородные - Урманская площадь (скважина 5); Массивные гидротермальные тектонически ограниченные - Урманская площадь (скважина 11) [2] сдобавлениями. ГНК - газо-нефтяной контакт; ВНК - водо-нефтяной контакт. Условные знаки: 1) силурийско-нижнедевонские карбонатные породы; 2) средне-верхнедевонские известняки; 3) породы переотложенной коры выветривания; 4) проявление процессов поверхностного выщелачивания; 5) Проявление вторично-катагенетической гидротермальной доломитизации: 6) линии палеорельефа доюрской поверхности; 7) направления миграции флюидов (нефти и газа) в резервуаре
термаьных тектонически ограниченных они отличаются наличием зон слабо измененных пород, где коллектор не сформировался.
Метасоматические зон трещиноватости резервуары имеют развитие в породах, подвергшихся гидротермальным процессам, которые сопровождаются выносом первичного материала породы и образованием вторичного пустотного пространства (территория Арчинской площади). Это может быть метасоматоз (доломитизация или окремнение известняков), завершающийся выщелачиванием с последующим трещинообразованием, в результате проявления которых произошло формирование пустотного пространства пород.
Резервуары подобного типа будут иметь распространение, связанное с проявлением разломов и оперяющих их трещин, часто ориентированные под определенным углом к плоскости напластования пород. Пространственные очертания таких резервуаров будут всегда линейно-вытянутые. Данные резервуары будут иметь непостоянство проницаемости и пористости по простиранию и изменчивость направления проявления повышенных значений фильтрационно-емкостных свойств пород (ФЕС).
Плюсом таких резервуаров является их возможное развитие в породах любого состава и генезиса. Это могут быть как осадочные породы, так и магматические и метаморфические породы, минусом - изменчивость значений ФЕС вплоть до полного исчезновения коллектора.
Трещинные резервуары проявляются в плотных породах, испытавших тектоническое дробление со смещением блоков один относительно другого с образованием зазора между блоками, позволяющего проявиться свободной циркуляции флюидов, таких как вода, нефть и газ. Особенностью таких
резервуаров будет их малая протяженность, слабое проявление гидротермальных процессов, и малая пропускная способность для флюида. Но могут быть и серии сближенных трещин одной направленности, которые в совокупности могут составить достаточно проницаемый резервуар значительной протяженности. Трещинный резервуар установлен по всей скважине Арчинской 40, где проницаемые участки разделены непроницаемыми (таблица).
Таблица. Данные ФЕС по скважине Арчинской 40
Интервал,м Проницаемость, Кпр, 10-3 мкм2 Пористость открытая Кп, % Тип коллектора
3031,5...3039,5 32,7 0,4 -
3039,5...3042,7 - 0,3 -
3042,7...3045,7 11,5 2,4 БУ!(Т)
3048,0...3050,0 24,8 0,9 -
3053,1...3056,5 17,8 0,9 БУ!(Т)
3059,3...3061,6 0,35 1,1 -
3065,6...3069,6 10,6 0,4 -
3069,6...3073,6 22,5 1,7 БУ!(Т)
3073,6...3077,6 20,1 0,4 -
3077,6...3 0 81,6 14,7 1,4 БУ!(Т)
3081,6...3085,9 6,9 1,9 БУ!(М,Т)
3085,9...3090,0 13,2 0,4 -
3104,4...3107,0 16,0 0,2 -
Если рассмотреть данные ФЕС поинтервально, то в скважине устанавливается развитие трещиноватых зон, где проявлен коллектор трещинного типа [5]: ВУ1 класса с буквенными индексами (Т) -проницаемость по трещинам; (М,Т) - проница-
емость по трещинам и по матрице породы. Из этих трещинных коллекторов при испытании получены притоки конденсата, газа и нефти. Соответственно, коллекторы с индексом ВУ1(Т) будет соответствовать проявлению трещинного типа резервуара, ВУ1(М,Т) - метасоматическому типу зон трещиноватости.
Как частный случай трещинного резервуара можно предположить наличие в природе резервуаров карстово-трещинного и метасоматически-кар-стово-трещинного типа.
Карстово-трещинные и метасоматически-карсто-во-трещинные резервуары являются разновидностью трещинных. Этот тип резервуара также связан с проявлением трещинной тектоники и выщелачиванием карбонатного материала пород агрессивными растворами. Отличие - наличие на пути миграции растворов участков, в которых формируются карстовые полости, и даже карстовые пещеры. Открытые до сегодняшнего дня бурением на территории Западной Сибири предполагаемые карстовые пещеры оказались выполненными глинистым материалом, что не мешает нам ожидать нахождения пещер и карстовых полостей заполненных нефть или газом при дальнейшем разбурива-нии доюрских образований как Западной Сибири, так, возможно, и Восточной Сибири.
Выводы
1. Для доюрских отложений Западно-Сибирской геосинеклизы предложено выделить кроме об-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бакиров А.Э., Ермолкин В.И., Ларин В.И. и др. Геология нефти и газа. - М.: Недра, 1990. - 240 с.
2. Конторович А.Э., Иванов И.А., Ковешников А.Е. и др. Геологические условия нефтегазоносности верхней части палеозойского разреза Западной Сибири (на примере Межовского срединного массива) // В кн.: Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа / под ред. И.С. Грамберга и др. -Новосибирск: Наука, 1991. - С. 152-171.
3. Ковешников А.Е. Геология нефти и газа. - Томск: Изд-во ТПУ, 2010. - 114 с.
щепринятого орогенного этапа развития (пермь-триас), вторично-катагенетическим этап преобразования доюрских отложений.
2. В орогенный этап сформировались коры выветривания, в том числе переотложенные, во вто-рично-катагенетический проявились процессы метасоматоза (доломитизация, окварцевание) по карбонатным породам, и каолинизация с сидеритизацией по карбонатно-кремнистоглинистым образованиям. Завершились преобразование доюрских пород выщелачиванием и трещинообразованием.
3. В палеозойских породах сформировались резервуары нефти и газа: в орогенный этап по корам выветривания и по измененным карбонатно-кремнисто-глинистым образованиям -массивные литологически однородные, участками - литологически неоднородные; во вто-рично-катагенетический этап по карбонатным породам: массивные гидротермальные тектонически ограниченные, метасоматические зон трещиноватости, трещинные, предположительно карстово-трещинные и метасоматически-карстово-трещинные.
4. Резервуары, сформированные во вторично-ка-тагенетический этап, могут быть наложены на резервуары, сформированные в орогенный этап с суммированием пустотного потенциала пород-коллекторов, но могут проявляться и самостоятельно, с формированием резервуаров нефти и газа соответствующего типа.
4. Kонторович В.А. Сейсмогеологические критерии нефтегазо-носности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири (на примере Чузикско-Чижапской зоны нефтегазонакопления) // Геология и геофизика. - 2007. - Т. 48. - № 5. - С. 538-547.
5. Свешников А.Е. Ловушки нефти и газа в доюрских отложениях Западно-Сибирской геосинеклизы (Томская область) // Известия Томского политехнического университета. - 2011. -Т. 319. - №1. - С. 152-155.
Поступила 04.03.2011 г.
