Научная статья на тему 'Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф)'

Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф) Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
594
119
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ / ГЕОТЕМПЕРАТУРЫ / ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ / АНОМАЛЬНО ВЫСОКОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ / WESTERN SIBERIA / GEOTEMPERATURE / FORMATIONAL PRESSURE / ABNORMAL-HIGH FORMATION PRESSURE

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Соин Дмитрий Александрович, Скоробогатов Виктор Александрович

Рассмотрена характеристика геотермического поля юрско-меловой части осадочного чехла северных районов Западной Сибири. Выделены основные факторы, оказывающие влияние на распределение величин пластовых температур и давлений в природных резервуарах. Установлено определяющее влияние термоглубинной характеристики залегания пород-коллекторов на их фильтрационно-емкостные свойства.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Соин Дмитрий Александрович, Скоробогатов Виктор Александрович

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

Pressure and temperature conditions of gas-and-oil occurence of northern regions of Western Siberia (land and shelf)

The characteristic of a geothermal fi eld of Jurassic and cretaceous part of a sedimentary cover of northern regions of Western Siberia is considered. The major factors having impact on distribution of sizes of sheeted temperatures and pressure in natural tanks are allocated. Defi ning infl uence of the thermodeep characteristic of a bedding of reservoir quality rocks on their formation reservoir properties is established.

Текст научной работы на тему «Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф)»

УДК 550.361:553.98(571.121)

ДА Соин, В.А. Скоробогатов

Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф)

Изучением термобарических условий в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты (ЗСП) в связи с нефтегазоносностью занимались многие исследователи: В.С. Бочкарев, Н.А. Васин, В.В. Гордиенко, А. Д. Дучков, В.И. Ермаков, О.А Калятин, В.Е. Киченко, А.Р. Курчиков, И.И. Нестеров, А.А. Плотников, В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин, Л.С. Соколова, Б.П. Ставицкий и др. [1-8]. Тем не менее, на сегодняшний день остаются недостаточно освещенными некоторые актуальные вопросы, касающиеся в первую очередь изучения особенностей распределения и прогнозирования пластовых давлений (ПД) и геотемператур в слабоизученных районах и комплексах пород северных районов Западной Сибири (Ямальской, Гыданской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях (НГО), а также акватории Обской и Тазовской губ и Карского моря). Наименее изученными являются акватории, особенно открытый шельф Карского моря. Глубокопогруженные юрские отложения на севере ЗСП слабо изучены и характеризуются весьма сложным распределением геотермического и флюидобарического полей.

Плотность теплового потока (ПТП), распределение в разрезе пород с различными теплофизическими свойствами, вариации климата в постраннеолигоценовое время и сформировавшаяся мощная криолитозона определяют основные параметры современного геотермополя - средний современный геотермоградиент (ССГ), частный современный геотермоградиент (ЧСГ) и современную температуру (СТ) пород.

По данным А.Р. Курчикова и др. [5], в арктических районах ЗСП величины ПТП изменяются в диапазоне 44^61 мВт/м2. Установлено уменьшение напряженности теплового поля с запада на восток, что связано с увеличением возраста консолидации подстилающего фундамента от п-ова Ямал к Енисей-Хатангскому мегапрогибу и древней Сибирской платформе.

Распределение величин ЧСГ в отдельных литолого-стратиграфических комплексах пород арктических районов Западной Сибири изучено по наиболее хорошо разбуренным месторождениям (Бованенковскому, Новопортовскому, Уренгойскому, Ямбургскому, Харасавэйскому).

Распределение ЧСГ в меловой части разреза соответствует величинам теплопроводности отдельных литолого-стратиграфических толщ. Минимальные величины зафиксированы в существенно опесчаненной водонасыщенной толще пород альба и сеномана, ниже по разрезу происходит закономерное увеличение ЧСГ в связи с ростом глинистости от апта к неокому. В низах неокома продолжается рост величин ЧСГ вследствие развития мощной верхнеюрско-валанжинской глинистой покрышки, которая затрудняет отток тепла из юрской части разреза.

О характере распределения геотемператур в юре судить сложно, так как достоверной геотермической информации мало. По-видимому, в юрской толще также продолжается рост ЧСГ, что может быть связано с высоким насыщением песчано-глинистой толщи множеством скоплений УВ, а также с возможной вертикальной фильтрацией высоконагретых флюидов из доюрских пород, которые распространяются в проницаемой части юры под региональной покрышкой. Распределение величин ЧСГ в юрской части разреза прослежено на хорошо разбуренных Бованенковском и Уренгойском месторождениях. Отмечается, что геотермоградиенты в нижне-среднеюрских отложениях превышают их значения в нижнемеловых на 15^20 % и более. В районах, где мощность изолирующей покрышки сокращена, величины ЧСГ юрско-меловой

Ключевые слова:

Западная Сибирь,

геотемпературы,

пластовые

давления,

аномально

высокое пластовое

давление.

Keywords:

Western Siberia, geotemperature, formational pressure, abnormal-high formation pressure.

№ 5 (16) / 2013

60

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

части месторождения практически не меняются (например, на Новопортовском месторождении, где в низах неокома развита существенно песчанистая новопортовская дельтовая толща).

Суша севера Западной Сибири относится к области сплошного распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Толщина ММП на большей части суши района исследований составляет 200+400 м. Криолитозона контролирует распределение геотемператур в верхней части разреза, в связи с чем на глубинах до 1000 м на многих площадях наблюдаются повышенные геотермоградиенты (4,0+5,0 °С/100 м).

Распределение ССГ в общих чертах соответствует вариациям величин глубинных тепловых потоков (рис. 1). Величины ССГ в интервале от подошвы криолитозоны до кровли средней юры (горизонт Ю2) изменяются в диапазоне 2,6+4,3 °С/100 м. На большей части территории величины ССГ изменяются в пределах 3,0+3,3 °С/100 м, минимальные значения (2,6+2,8 °С/100 м) зафиксированы в районах Мессояхского и Ванкорского месторождений, а также в центральной части п-ова Гыдан, повышенные значения ССГ (3,5+3,8 °С/100 м) фиксируются в южных частях Надым-Пур-Тазовского региона (ареал Восточно-Таркосалинского, Еты-Пуровского, Вынгаяхинского, Комсомольского, Мерето-яхинского месторождений), а также на месторождениях Нурминского мегавала. Локальный максимум (3,8 °С/100 м) наблюдается в районе Лензитского месторождения. Максимальные величины ССГ отмечаются в районе Хара-савэйского и Крузенштернского месторождений (4,1+4,3 °С/100 м). Здесь расположена крупнейшая в ЗСП положительная геотермическая аномалия, которая, по-видимому, продолжается в акваторию Карского моря.

Исходя из особенностей распределения ССГ, ЧСГ и глубинного положения пород средней юры авторами настоящей статьи составлена схема геотемператур в кровле горизонта Ю2 (рис. 2). На большей части территории рассчитанные геотемпературы составляют 100+120 °С. Минимальные значения геотемператур (40+80 °С) соответствуют периферийным областям бассейна, где юрские отложения погружены на небольшие глубины, максимальные значения (140+170 °С) ожидаются в центральных, наиболее погруженных частях Южно-Карской впадины.

Величины ПД в природных резервуарах мела и юры севера Западной Сибири распределены неравномерно и меняются от условно гидростатических (Рш / P ~ 1,0) до аномально высоких.

Верхняя часть разреза в объеме кайнозойских и меловых природных резервуаров в большинстве случаев характеризуется нормальными пластовыми давлениями с коэффициентом аномальности Ка ~ 1,00, за исключением самых нижних песчаных пластов неокома, где на некоторых месторождениях отмечаются повышенные давления (Ка = 1,05+1,15, редко до 1,40). Отдельно обособляются ачимовские отложения (берриас - валанжин), где Ка достигает 1,4+1,8. Исключение составляет Харасавэйское месторождение, характеризующееся отличными от большинства месторождений ЗСП термобарическими условиями [8].

Наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в нижней части неокома в общем случае объясняется повышенной изолированностью валанжинских природных резервуаров, которая обусловлена высокой глинистостью нижних частей мелового разреза.

В объеме юрского продуктивного комплекса ПД изменяются от нормальных до аномально высоких, в ряде случаев приближаясь к геостатическим (Ка = 2,0+2,05) (рис. 3).

Гидростатические ПД развиты в районах, близких к обрамлению осадочного бассейна, с глубинами залегания, как правило, не превышающими 2,5 км. На остальной части севера Западной Сибири развиты АВПД. На большинстве месторождений Ка ПД колеблется в пределах 1,1+1,7, однако на Харасавэйском, Ямбургском, Песцовом, Ен-Яхинском, Заполярном и Хальмерпаютинском зафиксированы ПД с Ка = 1,9+2,1.

Скачок ПД в нижне-среднеюрских отложениях по сравнению с нижнемеловыми определяется наличием разделяющей нижнемеловой и юрский комплексы глинистой толщи неоко-ма и подстилающей ее верхнеюрской глинистокремнистой толщей.

Четкой зависимости коэффициента аномальности от мощности изолирующей толщи и глубин залегания пород установить не удается. Видимо, распространение АВПД связано с особенностями герметичности толщи, которые зависят от минералогического, катагенетического, тектонического (разломы) и других факторов. Кроме того, необходимым условием нали-

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

61

Рис. 1. Схема распределения средних современных геотермоградиентов в интервале разреза от подошвы криолитозоны до кровли средней юры (горизонт Ю2)

чия АВПД является достаточная удаленность от зон выклинивания нижне-среднеюрских отложений на границах осадочного бассейна.

Так, развитие зон АВПД в нижне-среднеюрских отложениях предполагается в центральных частях Карского моря, а также в ак-

ваториях Обской и Тазовской губ, там, где кровля средней юры погружена на глубины 3 км и более. Кроме того, наличие АВПД в нижне-среднеюрских отложениях можно достаточно уверенно предполагать на ряде площадей, где не было произведено замеров ПД,

№ 5 (16) / 2013

62

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Рис. 2. Схема изменения геотемператур в кровле средней юры (горизонт Ю2)

например на месторождениях, где зона АВПД встречена выше, - в неокомских (ачимовских) пластах (Ростовцевское, Хамбатейское месторождения).

Исследование особенностей распространения и прогнозирование пластовых давлений и температур в слабоизученных природных

резервуарах, разработка единых термобарических и катагенетических критериев раздельного прогноза газо- и нефтеносности не утратили своей актуальности и в настоящее время. Такие исследования были проведены Д.А. Соиным в 2010 г. для Ямальской НГО, и результаты позволили установить четкие границы размещения за-

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

63

Рис. 3. Схема изменения аномальности пластовых давлений (горизонт Ю2)

лежей УВ различного фазового состава и выполнить раздельный прогноз нефтегазоносности.

Вопрос влияния термоглубинных условий залегания пород на нефтегазопродуктивность больших глубин особенно актуален для юрских и доюрских отложений арктических частей бассейна, погруженных на глубины более 3,5 км.

На рис. 4 представлен график зависимости результатов испытаний юрских отложений арктических областей Западной Сибири от глубины их залегания и величин современных пластовых температур. Для построения графика использованы результаты, полученные на различных объектах нижне-среднеюрской толщи

№ 5 (16) / 2013

64

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

80

90

Современная температура пород, °С 100 110 120 130 140

150

160

Рис. 4. Зависимость результатов испытаний юрских отложений арктических областей Западной Сибири от глубины их залегания и величин современных пластовых температур

Современная температура пород, °С

80 90 100 110 120 130 140 150 160

Рис. 5. Зависимость результатов испытаний юрских отложений Уренгойского месторождения от глубины их залегания и величин современных температур

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

65

Ямальской и Гыданской НГО, а также севера Надым-Пур-Тазовского региона (Семаковское, Парусовое, Ямбургское и Северо-Уренгойское месторождения). На графике прослеживается зависимость результатов испытаний от определенных значений температур и глубин залегания, причем отмечается взаимозаменяемость глубин и температур. Так, Ямбургское месторождение характеризуется относительно невысокой напряженностью геотермополя: величина ССГ составляет около 3,0 °С/100 м. Здесь из среднеюрских горизонтов получены высокодебитные притоки газа с конденсатом на глубинах до 4,0^4,2 км, в то время как на Харасавэйском месторождении, где величина ССГ составляет около 4,2 °С/100 м, все испытанные объекты на глубинах более 3350 м оказались в зоне развития плотных коллекторов.

Для прогноза зон распространения коллекторов с удовлетворительными добывными возможностями предлагается использовать термоглубинный параметр, равный произведению глубины залегания предполагаемых коллекторских горизонтов на величину современной пластовой температуры (км • °С). Величина, огра-

Список литературы

1. Нестеров И.И. Основные особенности геотемпературного поля Западной Сибири / И.И. Нестеров, А.Р. Курчиков,

Б.П. Ставицкий // Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. - Тюмень, 1988.

2. Дучков А.Д. Тепловой поток и температура литосферы Западной Сибири / А.Д. Дучков, Л.С. Соколова // Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. - Тюмень, 1988, - С. 41-57.

3. Ермаков В.И. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири /

В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 1988. - № 11. - С. 17-22.

4. Ермаков В. И. Тепловое поле

и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1986.

ничивающая зону распространения нетрадиционных (плотных) коллекторов, соответствующая значению около 460 км • °С термоглубинных единиц (ТГЕ), нанесена на график.

Подобная зависимость (рис. 5) прослежена также для юрских отложений в районе Уренгойского месторождения (Уренгойское, Песцовое, Ен-Яхинское). Высокодебитные притоки получены в объектах, характеризующихся значениями менее 460 ТГЕ, при более высоких величинах отмечаются низкодебитные притоки газа с конденсатом и водой.

Таким образом, критерии прогноза нефтегазоносности, основанные на термобарической характеристике пород, целесообразно применять при оценке перспектив слабоизученных нижне-среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений всего севера ЗСП, в том числе акватории Карского моря. При этом использование термоглубинного параметра позволит выделить зоны развития традиционных и нетрадиционных (плотных) низкопроницаемых коллекторов и произвести оценку их ресурсного потенциала.

5. Курчиков А.Р. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири / А.Р. Курчиков,

Б.П. Ставицкий. - М.: Недра, 1987. - 134 с.

6. Скоробогатов В.А. Геотермические

и катагенетические условия нефтегазоносности Ямало-Карского региона Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин // Геология нефти и газа. - 2011. - № 2.

7. Скоробогатов В.А. Геотермические условия газонефтеносности Ямальской области Западной Сибири / В. А. Скоробогатов,

Д.А. Соин // Геология нефти и газа. - 2009. -№ 5. - С. 25-29.

8. Соин Д.А. Сверхгидростатические пластовые давления в геофлюидальной системе природных резервуаров нижнего мела и юры Ямальской нефтегазоносной области Западной Сибири / Д.А. Соин // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. ст. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 63-67.

№ 5 (16) / 2013

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.