CC BY
19
УДК 548.1:662.276
ТЕРМОБАРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ТРАНСФОРМАЦИИ ПОРОД НЕОКОМА БОЛЬШЕХЕТСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)
© 2012 г. В.Н. Труфанов1, А.И. Сухарев2, А.В. Труфанов1, Ю.Г. Майский1
1Южный федеральный университет, 1Southern Federal University,
ул. Зорге, 40, г. Ростов-на-Дону, 344090, Zorge St., 40, Rostov-on-Don, 344090,
dek_geo@sfedu.ru dek_geo@sfedu.ru
2Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти, 2Kogalym Research and Design Institute of Oil,
ул. Дружбы народов, 15, г. Когалым, Тюменская область, 628481, Druzhba narodov St., 15, Kogalum, Tyumen Region, 628481, couteug@nipi. ws. lukoil. com couteug@nipi. ws. lukoil. com
Рассмотрены вариации термобарических условий минералообразования и состава компонентов флюида. Вариации РТ-параметров определяет разнообразие глинистых парагенезисов, полистадийность их образования. Глинистые минералы могут играть роль индикаторов ранних стадий гидротермального литогенеза. Термобарические условия минералообразования и состав компонентов флюида зависят от структурно-тектонической позиции исследуемого объекта. Разнообразие минеральных парагенезисов отражается на характере распределения углеводородов и на интенсивности нефтегазоотдачи из продуктивных горизонтов.
Ключевые слова: Большехетская синеклиза, Западно-Сибирская плита, Колтогорско-Уренгойский рифт, гидротермальный литогенез, метасоматоз.
The paper deals with the variations of thermobaric conditions of mineral generation and fluid's component s composition. Variations of thermobaric characteristics define variety of clay paragenesis and polystaging of their generation. Clay minerls may be indicator of early stages of hydrothermal lithogenesis. Thermobaric conditions and fluid's components composition depend on structure-tectonic position of analyzed object. Variety of mineral paragenesis is reflected in character of hydrocarbon distribution and intensity of oil and gas emission from productive stratum.
Keywords: Bolshehet Syneclise, West-Siberian Plate, Koltogorsk-Urengoy Rift, hydrothermal lithogenesis, metasomatism.
Проблема трансформации терригенно-осадочных г. Москва [5], однозначно доказали определяющую
пород была поднята еще в 60-е гг. XX в. в связи с не- роль геофлюидных систем в формировании месторо-
обходимостью разработки общих подходов к реше- ждений углеводородов и сопровождающих их эпиге-
нию проблемы их литификации. Уже в 70-е гг. с це- нетических изменений осадочного чехла нефтегазо-
лью отразить роль гидротермального метасоматоза в носных бассейнов. Основные выводы этих исследова-
данном процессе [1, 2] был предложен термин «гид- ний получили свое дальнейшее развитие в работах
ротермальный литогенез» [3, 4]. Исследования, про- П.Ф. Иванкина и Н.И. Назаровой [6], где решение
веденные в Институте проблем нефти и газа РАН, проблемы трансформации терригенно-осадочных по-
род в процессе гидротермального метасоматоза и его роль, в частности, в нефтеобразовании рассматривалась с позиций глубинной флюидизации земной коры.
Новые данные по этой проблеме получены в результате термобарогеохимических исследований сотрудниками ростовской школы исследователей флюидных включений при изучении месторождений углеводородов Северного Кавказа. Впервые были получены данные о термобарогеохимических параметрах нефтеобразующих флюидов, особенностях эпигенетических изменений вмещающих пород, этапах и стадиях гидротермального литогенеза [7]. В процессе исследования терригенно-осадочных пород неокома чехла Большехетской синек-лизы были уточнены и детализированы особенности формирования месторождений углеводородов ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. Установлен комплекс парагенетических минеральных ассоциаций и их влияние на формирование залежей углеводородов. На основе результатов вакуумной декриптации и газовой хроматографии температурных интервалов декриптации шлама 2 стволов скважины 2020 Пякяхинского месторождения выделены прогрессивный, экстремальный и два регрессивных этапа минералообразования, рассчитаны их термобарические параметры [8].
Прогрессивный этап ограничивается температурным интервалом 180 - 280 °С. Давление среды минера-лообразования фиксируется в интервале от 25-30 МПа на глубине 1700 м до 40-45 МПа на 3500 м. Экстремальный этап характеризуется температурным интервалом 360-450 °С. В 1-м стволе скважины на данном этапе давление изменяется от 40-50 МПа на глубине 1700 м до 60-70 МПа на 3500 м. Максимальное давление флюида до 80-90 МПа отмечено во 2-м стволе
скважины. Температурный интервал 1-го регрессивного этапа составлял 350-240 °С. В 1-м стволе изменение давления флюида при модальном значении температуры 280-300 °С варьирует от 30-35 МПа на глубине 1700 м до 45-50 МПа на 3500 м. Для 2-го регрессивного этапа при модальном значении температуры 80-100 °С - от 15-20 МПа на глубине 1700 м до 25-30 МПа на 3500 м. Здесь давление среды минералообразования близкие гидростатическому.
При сопоставлении РТ-параметров в 1 и 2-м стволах установлено следующее. Во 2-м стволе на глубине 2100-2800 м 1-й регрессивный этап характеризуется повышенной температурой до 360-320 °С и давлением до 60-70 МПа, что на 15-20 МПа и 60-40 °С выше по сравнению с РТ-параметрами в 1 -м стволе на этом же гипсометрическом уровне, а на глубине 3000-3500 м давление на 10-15 МПа ниже. Подобный разброс значений РТ-параметров отмечается и для экстремального этапа. Давление на прогрессивном и экстремальном этапах во 2-м стволе в интервале глубин 22003400 м практически не меняется. На регрессивном -на глубине 2100-2800 м давление на 30 МПа больше, чем на 3000-3500 м. Есть основание утверждать, что на глубине 3000-3500 м 2-м стволом была вскрыта зона дилатации.
Разброс термобарических параметров среды минера-лообразования в 2 стволах одной скважины позволяет говорить об активной трансформации пород на локальных интервалах разреза и увязывать ее с наложенным эпигенезом. Следует отметить, что расстояние между 2 стволами на глубине 2500 - 3500 м составляет 100 - 130 м [9]. Наглядно степень трансформации пород определяется по структуре декриптограмм (рис. 1).
О 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480 520
0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480 520 560 600
Температура, °С
1 ! I I Г 0 40 80 120 16« 20П 24П 2ЯП ЦП ЗАО 400 440 480 520 560
в Температура, °С
б 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Температура, °С
0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480 520 560
г Температура, °С
Рис. 1. Декриптограммы песчаников м/з алевритовых. Пякяхинская площадь: а - проба № 2020-47, гл. 2199,6 м; б - проба № 2020-472, гл. 3276,8 м; в - проба № 2020-519, гл. 3410,7 м; г - проба № 2008-83, гл. 3270,1 м
а
Выделяется два основных типа. 1-й тип характеризуется практическим отсутствием низкотемпературных эффектов, слабо выраженными эффектами в среднетемпературной области и флюидоактивностью в интервале температур выше 350-400 °С (рис. 1а, в). По результатам петрографического анализа эти породы не претерпели вторичные изменения. 2-й тип представлен 2-3-, реже 4-модальной структурой с четко выраженными пиками в низко-, средне- и высокотемпературных интервалах декриптации (рис. 1б, г). По данным результатов петрографического анализа по этим породам интенсивно развивается вторичное окварце-вание, альбитизация, цеолитизация. Отмечается эпигенетический эпидот. На этом основании можно говорить, что этот тип декриптограмм представляет породы, претерпевшие определенную степень наложенного эпигенеза.
Система глубинных разломов, связанная с гетерогенностью фундамента Западно-Сибирской плиты, определенным образом сопряжена с дизъюнктивными нарушениями осадочного чехла, что обусловливает их высокую транзитную проницаемость, в том числе и для гидротермальных растворов. Их активное участие в трансформации пород подтверждается выделением как латеральной зональности флюидного режима, так и вертикальной. По характеру распределения значений показателя флюидоактивности (Б) в разрезе мелового комплекса отчетливо выделяются локальные зоны, классифицируемые как зоны наложенного эпигенеза. В частности, в разрезе, вскрытом скважиной 2020 на Пякяхинском месторождении, отчетливо выделяются пять локальных зон.
Наиболее флюидоактивной является 4-я зона, выделенная на глубине 2500-2700 м с максимальным значением суммарного F-показателя ^общ) до 656,4 усл. ед. Но особый интерес представляет 1 -я зона на глубине 1400 - 1500 м, где Fобщ составляет до 430,2 усл. ед. при среднем по разрезу 316,0. Есть основание полагать, что данная зона локальной флюидоактивности представляет собой верхнюю часть зоны дилатации, выделенную на глубине 3000-3500 м. Косвенным основанием для данного предположения является специфический литологический состав пород нижнечасельской свиты [9], что указывает на выход высокоминерализованных флюидов на поверхность турон-кампанского осадочного палеобассейна. Турон-кампанское время активизации данной зоны совпадает с позднеальпий-ским этапом тектоно-гидротермальной активизации, зафиксированным в процессе исследования керна скважины Тюменская-СГ6. Возраст метасоматитов по раннетриасовым базальтам согласно ЯЪ-8г-изохрон-ному датированию составил 90-91 млн лет [10]. Тю-менская-СГ6, как и Пякяхинская-2020, пробурена в границах сближенных интракратонных структур 2-го порядка Большехетской синеклизы, имеющих общую историю геологического развития. Данные структуры сформировались в пострифтогенные этапы развития севера Западно-Сибирской плиты над Колтогорско-Уренгойским погребенным рифтом.
Процессы флюидизации отражаются и на газо-творной способности трансформированных пород, которая определялась дифференциальным термовакуумным методом. Объем газовыделения варьирует от
15,2 до 102,6 м /м . Максимумы газотворной способности совпадают с максимумами флюидоактивных зон. На вариационных диаграммах отношения Б-показателя к объему газовыделения четко выделились три группы точек с высокой степенью линейной корреляции в каждой. Каждая группа точек характеризует термобарогеохимические параметры прогрессивного и двух регрессивных этапов трансформации пород неокома. Экстремальный этап не выделяется в связи с тем, что пробы нагревались только до 300 °С.
В составе флюида основную долю занимают Н2О, СО2, N и углеводороды, в меньшей степени Н2 , СО и И28. Катагенетическое преобразование пород, связанное с увеличением глубины их захоронения, четко фиксируется по линейному изменению содержания в составе флюида ^ СО2 и Н2О. В интервале глубин 1700-2700 м, в температурном интервале декриптации 40-180 °С отмечается плавное падение парциального давления Н2О и повышение парциального давления N при практически нулевом значении СО2. В температурном интервале 200-360 °С в этом же интервале глубин Н2О и СО2 также ведут себя паритетно: 30 и 60 % соответственно. На фоне стадиальной катагенетиче-ской трансформации пород четко выделяются зоны наложенного эпигенеза. Наиболее наглядно это видно в разрезе, вскрытом скважиной 2051 на Северо-Хальмерпаютинской площади, где на глубинах 2980 и 3250 м в низко- и среднетемпературном интервалах декриптации выделяются локальные зоны с резким повышением парциального давления Н2О до 95 % и понижением СО2 до 5 % [11]. Литологически данные зоны представлены аргиллизитами.
Полистадийность минералообразования отражается и на химическом составе чешуйчатых агрегатов вторичного цемента песчаников неокома. Широко развиты Ре-гидрослюды и псевдоморфозы кремнезема по чешуйчатым агрегатам (рис. 2а).
HS
Рис. 2. РЭМ-снимки порового пространства терригенно-
осадочных пород (берриас-валанжин К!). Увеличение х2000. Пякяхинская площадь: а - песчаник м/з алевритовый, проба № 2000-24, гл. 3053,7 м; б - алевролит кр-м/з песчанистый, проба № 2003-44, гл. 3133,1 м; в - алевролит кр-м/з песчанистый, проба № 2003-102, гл. 3153,1 м; г -песчаник м/з алевритовый, проба № 304-5, гл. 3575,8 м
Реже отмечаются Тьгидрослюды (рис. 2г), Т1-8ь, №- (рис. 2в) и Са-метасомы. Фиксируются переходные
формы метасом к полным псевдоморфозам кремнезема. В зоне развития метасом обязательно присутствуют «базовые» минералы. Например, в зоне развития метасомы выделяются микропрожилки таблитчатых кристаллов альбита. В Са - минералы из группы цеолитов: шарообразные (томсонит?) и таблитчатые (гей-ландит?) агрегаты. Тьгидрослюды, как и Т1-Б1-метасомы, отмечены только в зоне развития литогео-химической аномалии К2О, 8г и Б.
Полистадийность подтверждается и сменой пара-генетических минеральных ассоциаций. Как уже отмечалось, по чешуйчатым агрегатам развиваются
псевдоморфозы кремнезема, №- и Са-метасомы. Отмечается и обратный процесс: в зонах вторичного окварцевания и альбитизации кристаллизуются высокожелезистые гидрослюды (рис. 2б): на таблитчатых кристаллах альбита зафиксирована начальная стадия кристаллизации Ре-гидрослюд в виде единичных чешуйчатых образований (таблица, проба 2003-44). Наиболее наглядно полистадийность минералообра-зования представлена контрастной вариацией химического состава агрегатов с одинаковыми кристаллографическими формами в пределах одного образца (таблица, пробы № 2015-163 и 2020-318).
Содержание петрогенных окислов в минералах (по данным микрозондирования в растровом электронном микроскопе)
№ пробы Глубина, м Содержание окислов, %
SiO2 TiO2 Al2O3 FeO + Fe2O3 MgO CaO Na2O K2O
304-5-2/3 3 575,8 87,97 4,91 2,89 1,46 2,06
2000-24-2/6 3 033,7 88,29 11,09
2003-44-2/5 3 133,1 46,70 10,95 41,47
2003-44-2/7 3 133,1 72,06 20,05 3,87 3,09
2003-102-2/7 3 153,1 76,20 18,88 4,19
2015-85-1/9 3070,6 61,45 8,36 18,37 5,61 1,68 4,25
2015-119-1/3 3 081,6 79,04 2,41 12,29 3,66 0,68 1,92
2015-139-1/4 3 158,8 61,02 4,53 15,61 8,72 1,08 4,41 4,38
2015-163-1/7 3 230,6 61,78 20,19 15,82 1,66
2015-163-2/3 3 230,6 43,07 14,97 38,43 3,53
2015-163-3/5 3 229,3 51,63 7,12 17,67 16,48 2,90 3,62
2020-318-1/7 3 141,4 35,26 20,18 36,12 8,44
2020-318-2/9 3 141,4 100,00
2020-318-3/6 3 141,4 59,12 15,83 18,55 1,99 3,71
Примечание. В знаменателе - количество точек микрозондирования в пробе.
Вариации термобарогеохимических параметров в системе порода-флюид приводят к формированию зон, представленных различными парагенетическими минеральными ассоциациями, которые в силу своих
петрофизических свойств играют роль в одних случаях вторичных флюидоупоров, в других - вторичных коллекторов, что в свою очередь отражается на характере распределения залежей углеводородов (рис. 3).
Рис. 3. Литолого-стратиграфическая колонка 2 стволов скважины № 2020 с результатами термобарогеохимии. Пякяхинская площадь: 1 - угли; 2 - аргиллиты; 3 - алевролиты, песчаники; 4 - смектит - гидрослюдистые метасоматиты; 5 - кальцит -кварцевые флюидизиты; 6 - нефть; 7 - газ+газоконденсат; 8 - вода; 9 - «сухой»; 10 - БЮ2; 11 - Ре0+Бе203; 12 - К20
Эти новообразования имеют определенные геохимические характеристики. В частности, в Пякяхинской-2020 вторичные флюидоупоры характеризуются высоким парциальным давлением Н2О, аномально высоким содержанием FeO+Fe2O3 и аномально низким - 8Ю2. Вторичные коллекторы - высоким парциальным давлением СО2, аномально высоким содержанием К^ при фоновых значениях FeO+Fe2O3 и 8Ю2. Наиболее важным фактом в формировании залежей углеводородов является наличие вторичных флюидоупоров, представленных глинами из группы монтмориллонита или с высокой долей разбухающих пакетов в смешанослойных образованиях. В отличие от Пякяхинской-2020 в Северо-Хальмерпаютинской-2051 аргиллизиты, которые представлены минералами из группы каолинита, характеризуются низким содержанием (до 2 %) FeO+Fe2O3 и повышенным (до 75 %) 8Ю2 [11]. Северо-Хальмер-паютинская-2051 имеет отличную от Пякяхинской структурно-тектоническую позицию, характеризуется пониженными в низкотемпературном и повышенными в высокотемпературном интервале декриптации значениями показателя флюидоактивности. Имеются отличия и в составе компонентов флюида.
Состав парагенетических минеральных ассоциаций определяет петрофизические параметры трансформированных пород, что в свою очередь определяет продуктивность залежей углеводородов. Показательными являются сближенные скважины Пякяхинская-2020 и 2015. При более высоких (на 25-30 %) значениях коэффициентов пористости и проницаемости дебит пласта БУ18 в скважине 2015 в 2,5 раза ниже, чем в 2020. Отличительной особенностью скважины 2015 является более высокое (на 45 %) значение емкости катионного обмена (ЕКО) пелитовой фракции при более низком (на 20 %) значении удельного электрического сопротивления (УЭС). Повышение значения ЕКО можно увязать с увеличением доли смектитовой составляющей в смешанос-лойных образованиях, а УЭС - с преобладанием высокожелезистых гидрослюд в скважине 2015. В 2020 преобладают псевдоморфозы кремнезема и переходных форм к ним. Высокожелезистые гидрослюды в силу своих петрохимических характеристик в поровом пространстве коллекторов играют роль природных кольма-тантов, а псевдоморфозы кремнезема по тем же причинам увеличивают устойчивость порового пространства.
Прослеживается определенная связь дисгармоничных поднятий: структур типа ПКД-ИКС, широко развитых в осадочном чехле севера Западно-Сибирской плиты [12] с зонами дилатации. Есть основание считать, что инверсионные кольцевые структуры (ИКС) формируются геотермальными флюидами, выводя по зоне дилатации на поверхность палеобассейна осадки. Сама зона дилатации формирует погруженную кольцевую депрессию (ПКД), являющуюся результатом трансформации горнопородного массива в процессе дренирования по данной зоне геотермальных флюидов. По мнению многих исследователей [12, 13], дисгармоничные поднятия рассматриваются как один из
Поступила в редакцию_
основных критериев оценки перспективности площадей на обнаружение залежей углеводородов.
Отмеченные в данной статье представления и основные выводы согласуются с представлениями ряда исследователей [5, 6, 14] о роли геофлюидных систем в формировании залежей углеводородов. Решение проблемы трансформации терригенно-осадочных пород с позиции гидротермального литогенеза, основанное на комплексном анализе с учетом истории геологического развития региона, позволяет формулировать дополнительный ряд критериев оценки нефтегазоносности перспективных площадей, что дает более обоснованный прогноз залежей углеводородов. Особенно это актуально в зонах развития погребенных рифтовых систем.
Литература
1. Тимофеев П.П., Щербаков А.В. Проблемы гидрохимии
литогенеза // Литология и полезные ископаемые. 1972. № 2. С. 24-31.
2. Особенности современного гидротермального литогене-
за / П.П. Тимофеев [и др.] // Литология и полезные ископаемые. 1979. № 6. С. 3-15.
3. Байков А.А., Седлецкий В.И. Гидротермально-осадочный
тип литогенеза // Осадочные формации Юга России и связанные с ними полезные ископаемые. Ростов н/Д, 2011. С. 15-20.
4. Петрова В.В. Низкотемпературные вторичные минера-
лы и их роль в литогенезе // Тр. геолог. ин-та РАН. М., 2005. 246 с.
5. Дмитриевский А.Н. Фундамент новых технологий неф-
тегазодобывающей промышленности // Вестн. РАН. 1997. Т. 67, № 10. С. 893-904.
6. Иванкин П.Ф., Назарова Н.И. Глубинная флюидизация
земной коры и ее роль в петрорудогенезе, соле- и неф-теобразовании. М., 2001. 206 с.
7. Сианисян Э.С. Термобарогеохимия и палеогидрогеотер-
мия нефтегазовых отложений: автореф. дис. ... д-ра геол.-минерал. наук. М., 1994. 61 с.
8. Гидротермальный литогенез и его влияние на распреде-
ление залежей углеводородов / В.Н. Труфанов [и др.] / Осадочные формации Юга России и связанные с ними полезные ископаемые. Ростов н/Д, 2011. С. 21-27.
9. Сухарев А.И. Метасоматиты по отложениям мелового
комплекса Верхнеиндикъяхской впадины Большехет-ской синеклизы. Екатеринбург, 2010. С. 105-110.
10. Кременецкий А.А., Гладких В.С. Низкокалиевые толеи-
товые базальты - индикатор эволюции палеогеодина-мических обстановок и прогноза глубинного углеводородного сырья (по данным Тюменской сверхглубокой скважины СГ6) // Геохимия. 1997. № 6. С. 609-617.
11. Сухарев А.И. Тектоно-гидротермальные системы Севе-
ро-Хальмерпаютинской площади. Екатеринбург, 2009. С. 128-132.
12. Гиршгорн Л.Ш. Дисгармоничные поднятия в осадочном
чехле севера Западно-Сибирирской плиты // Сов. геология. 1987. № 4. С. 63-71.
13. Инверсионные кольцевые структуры как один из крите-
риев локального прогноза нефтегазоносности / В.Н. Бородкин [и др.] // Горные ведомости. 2006. № 10. С. 24-38.
14. Прикладная термобарогеохимия / В.Н. Труфанов [и др.].
Ростов н/Д, 1992. 270 с.
7 декабря 2011 г.
