CC BY
53
ВРЕМЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ НЮРОЛЬСКОЙ ВПАДИНЫ
М.С.Данилкин (МГУ им. М.В.Ломоносова)
Рис. 1. ОБЗОРНАЯ СХЕМА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НГБ (Абросимова О.О. и др., 2000)
ЛугинецкоеI
IV
, Северо-Останинское
Яхское ^^ Г — Западно- ; *
ягыляхское . ч i \ Останинское Селимхановское
ч . ? \ 6 ТамбчевСКл» мШГ С Останинское \ i v J fJ \ Урманское ф , Герасимовское с - ,а -4 . /' Северо-Калиновое I Еллеи-Игаиское • / Ж-ж', «Калиновое \ • Л '---Арчинское / f £~¡ |
У Нижне-Табаганское "¿...Верхне-Комбарское -___ _ _Южно-Табаганское '¿"у "5
• к Глппилвп/по ^вчзилипа
ОМСКАЯ ОБЛАСТЬ I
8 \
•чСолоновское Казанское
\ чт-Сл'»";
НОВОСИБИРСКАЯ ") ОБЛАСТЬ
I Верхтарское \\
. ^ Межовское Ч.» •——' ^
Восточное \
IS3i
Нюрольская впадина, расположенная на юго-востоке Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ), является объектом поисков залежей нефти и газа не только в мезозойских отложениях, но и в палеозойских толщах. В ее пределах в палеозойских природных резервуарах выявлены месторождения нефти и газа на Урманской, Арчинской, Нижне-Табаганской, Южно-Табаганской, Солоновской, Лугинецкой, Елей-Игайской, Мало-ичской, Верхнетарской, Герасимов-ской, Северо-Калиновой, Калиновой, Южно-Тамбаевской, Севе-ро-Табаганской, Верхне-Комбар-ской, Селимхановской, Останин-ской, Южно-Останинской, Севе-ро-Останинской и других площадях (рис. 1).
Возраст нефти, обнаруженной в карбонатных палеозойских отло-
-н
1 - структуры I порядка (/- Каймысов-ский свод, П- Средневасюганский ме-гавал, III - Парабельский мегавал, IV-Пудинский мегавал, V - Межовский свод, VI - Колтогорский мегапрогиб, VII- Усть-Тымская впадина, VIII- Нюрольская впадина); 2 - структуры II порядка (1 - Черемшанское куполовидное поднятие, 2-Межозерный вал, 3-Фестивальный вал, 4 - Соболиный вал,
5 - Игольское куполовидное поднятие,
6 - Лавровский наклонный вал, 7- Ге-расимовский структурный мыс, 8 - Ка-мышинский вал, 9 - Таволгинский структурный мыс, 10 - Олимпийское куполовидное поднятие); 3 - месторождения УВ
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ, СВЯЗАННОГО С АНТИФОРМОЙ (геологическая основа по Смирнову Л.В., 1986)
жениях Нюрольской впадины Западно-Сибирского НГБ, дискутируется с момента открытия первых залежей.
В 1954 г. В.А.Успенский [3] при исследовании притока нефти из нижней части отложений платформенного чехла в Колпашевской опорной скважине предположил ее палеозойское происхождение. А.Э.Конторович, О.Ф.Стасова и А.С.Фомичев (1964) считали, что палеозойская нефть генетически связана с нефтематеринскими породами озерных образований то-гурской свиты нижней юры.
Следует заметить, что геологическое строение толщи палеозоя юго-восточной части Западной Сибири изучено слабо, в связи с чем дискуссия о генезисе нефтей в палеозойских отложениях продолжается до наших дней. Н.П.Запивалов и др. (1997) на основании геолого-геохимических материалов активно отстаивают точку зрения о палеозойском происхождении и генетической самостоятельности нефтей в эрозионно-тектонических выступах палеозойских пород юга Западной Сибири.
Специальные исследования биомаркеров нефтей и нефтемате-ринских толщ палеозоя и мезозоя, проведенные Е.А.Костыревой (2004) по инициативе А.Э.Конторовича, подтверждают точку зрения о том, что источником нефти в эрозионно-тектонических выступах палеозойских пород являются преимущественно палеозойские нефтемате-ринские породы. Вместе с тем допускается миграция мезозойской нефти в палеозойские эрозионные выступы, перекрытые толщей юрского возраста.
По данным Е.А.Косты ревой (2004), использовавшей метод кластерного анализа и единый диагностический набор биомаркерных показателей, нефти и битумоиды в палеозойских и мезозойских отложениях разделены на три семейства:
1 - платформенный комплекс; 2 - глинистая юрская покрышка; 3 - песчаник; 4 -массивные дислоцированные известняки доюрского складчатого основания; 5- зона выщелачивания и дезинтеграции; 6 - залежи нефти; 7- интервалы опробования
Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ СТРУКТУРНАЯ КАРТА (А) И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (Б) СОЛОНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ (по Елисееву В.Г., 1987)
1 - изогипсы кровли палеозоя, м; .2- разломы; 3— биоморфные, глинистые, слабопроницаемые известняки; 4 - песчаники; 5 - залежь нефти (вверху глинистые породы-покрышки); 6 - водонефтяной контакт; 7- граница литологического замещения; 8 - скважины: а - давшая нефть, б- с нефтепризнаками, в - сухая, г - давшая воду, л - не испытывала»; 9 - линия профиля
Ш
Скв. 2
mêm
Скв. 1
Скв. 4
-3000
-3100
-3200 Мм
ЕЯ-
I — генетически связанные с морскими нефтегазоматеринскими породами палеозойского возраста;
II — имеющие полигенную природу и сформированные в результате смешения в ловушках нефтей
из палеозойских и мезозойских нефтематеринских пород;
III — озерно-континентального генезиса, их источником явилось рассеянное ОВ (РОВ) пород тогур-ской и тюменской свит нижней
юры, захоронившееся в озерных, озерно-болотных и озерно-аллюви-альных условиях.
Таким образом, можно считать твердо установленным факт, что большинство нефтей в палеозойских ловушках имело своим источником нефтематеринские свиты в самих палеозойских отложениях. Однако проблема времени формирования самих залежей в палеозойских отложениях остается открытой в связи с их слабой геологической изученностью.
Нефтяные залежи в палеозойских отложениях Нюрольской впадины были обнаружены и изучались на различных площадях (рис. 2-7).
Анализируя геологическое строение выявленных залежей (см. рис. 2-7), очевидно, что большинство залежей вскрыто в эрозионно-тектонических выступах, а также в коре выветривания в кровле палеозойских пород. Большую роль в формировании таких резервуаров нефти и газа здесь сыграли перерыв в осадконакоплении и тектоническая перестройка на рубеже палеозоя — мезозоя. Важной особенностью является проявление редких небольших залежей нефти внутри палеозойских отложений (Малоичское месторождение в Новосибирской области). Залежи нефти приурочены к широкому возрастному спектру палеозойских пород от силура до карбона в отличие от залежей в эрозионно-тектониче-ских выступах и корах выветривания, которые могли формироваться только после того, как коллекторы были перекрыты нижне-среднеюр-ским флюидоупором, т.е. начиная с раннеюрского времени.
По данным геологических исследований, выполненных в СНИИГГиМСе, девонские образования Нюрольского палеобассейна сложены в основном известняками, аргиллитами, мергелями, содержащими биокластические разности.
Рис. 4. МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МАЛОИЧСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (Клещев K.A.U др., 2004)
1 - аллохтонная пластина; 2 - параавтохтон; 3- надвиги; 4 - сбросы; 5- флюидо-упор; 6 - залежь нефти
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, б'2005
FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS
Рис. 5. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ НИЖНЕ-ТАБАГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, СВЯЗАННОГО С АНТИФОРМАМИ В ПРЕДЕЛАХ скв. 4, 3, 8 (геологическая основа по Смирнову Л.В., 1986)
Скв. 4
É
Скв. 3
É
Скв. 8
Скв. 5
ÉiaaasÉ
шшш
s
S, км
d 6F-----^ 7
о о о о
о о о о о о о о
10
14
1 - платформенный комплекс; 2 - аргиллиты, 3 - пласт песчаника (Ю9 - индекс пласта); 4- известняки глинистые; 5-известняки массивные; 6-мергели; 7-тер-ригенные отложения с туфогенным материалом кислого состава (рэт - лейас?); 8-глинисто-кремнистые отложения; 9 - туфы кислого состава; 10- песчаники; 11-залежи нефти; 12-зона дезинтеграции пород палеозоя; 13-сейсмическая граница; 14 - интервалы опробования
Рис. 6. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ОСТАНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, СВЯЗАННОГО С АНТИФОРМАМИ (геологическая основа по Смирнову Л.В., 1986)
-2600
-2700
Скв. 425 Скв. 439 -i—ï..........
5 10 15
a б
ш 1 ----- ? 3 шш
S, км
1 - глинистые сланцы; 2 - кора выветривания (переотложенная?); 3 - пласты песчаника; 4 - залежи: а - газа, б - нефти; остальные усл. обозначения см. на рис. 5
Стратиграфически они составляют (снизу вверх) кыштовскую, арми-чевскую, солоновскую и надеждин-скую свиты, охватывающие суммарно более 1000-м толщу нижнего девона, лугинецкую и табаганскую свиты среднего и верхнего девона и нижнего карбона с суммарной почти 2000-м толщей, вскрытой скважинами на разных площадях. В связи с этим нет оснований отрицать, что палеозойская карбонатно-тер-ригенная толща, несомненно, содержащая РОВ, подвергшееся катагенезу, не генерировала УВ.
Другой важной особенностью палеозойских отложений является характеристика самих природных резервуаров. Палеозойские отложения в целом являются непроницаемыми или малопроницаемыми. Залежи в них приурочены, как правило, к небольшим зонам или линзам трещиноватости и выщелачивания преимущественно карбонатных пород в непосредственной близости от разломов. Кора выветривания играет двоякую роль. Она может быть как коллектором, так и флюидоупором. Вероятно, что первичная пористость, сформировавшаяся на этапе отложения и диагенеза палеозойских пород, в значительной степени была утрачена в результате последующих процессов перекристаллизации и не играла существенной роли при формировании залежей. Некоторые исследователи (Запивалов Н.П. и др., 1997; [2]) выделяют рифогенные тела в палеозойских породах. Однако и их нефтегазоносность носит в значительной мере вторичный характер и обусловлена трещиноватостью и выщелачиванием определенных непротяженных зон и линз внутри предположительно рифогенных тел.
Описанные особенности палеозойских природных резервуаров относятся также и к редким залежам нефти, обнаруженным внутри палеозойских толщ (Малоичское месторождение). Вероятно, что вто-
ричная пустотность формировалась на этапе катагенеза и, очевидно, приурочена ко времени тектонической активизации Нюрольской впадины на рубеже палеозоя и мезозоя.
Складчатость и продолжительный перерыв на рубеже палеозоя и мезозоя не позволяют смоделировать прогрев палеозойских толщ. Известна лишь максимальная сте-
Рис. 7. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ АРЧИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, СВЯЗАННОГО С АНТИФОРМОЙ (геологическая основа по Абросимовой О.О., 1997)
Кровля палеозоя по данным: 1 - бурения, 2 - сейсморазведки; 3 - породы: а - газонасышенные, б -нефтенасышенные; дислоцированные породы: 4 -известняки, 5 - доломитизированные известняки; 6 - доломиты; 7 - разломы; 8 - номер скважины и глубина забоя, м
пень катагенетическои зрелости палеозойских отложений. По данным А.Н.Фомина [4] степень катагенеза палеозойских отложений Нюроль-ской впадины отвечает градации МК^. Лишь на отдельных участках в восточной части впадины катагенез достигает начальных значений ста-диии МК2. По данным НЛ.Никульшиной [1] с учетом размыва верхней части палеозойских отложений в ран немезозойское время катагенетиче-ское несогласие на рубеже мезозоя и палеозоя имеет минимальное значение и региональный катагенез мезозойских отложений легко экстраполируется на палеозойские отложения (рис. 8).
Очевидно, что максимальные значения катагенеза ОВ в палеозойских отложениях Ню-рольской впадины достигнуты на мезозойском
этапе прогибания. При этом нефтегазогенера-ционный потенциал неф-тематеринских толщ палеозоя не был до конца исчерпан.
Анализ геолого-геохимических материалов убеждает, что нефтегазоносность палеозойских отложений Нюрольской впадины формировалась и на мезозойском этапе геологической истории, т.е. на главном этапе становления всего Западно-Сибирского НГБ. При этом источником нефти были в основном палеозойские нефтега-зоматеринские толщи при минимальном участии тогурской нефтема-теринской свиты нижней юры. Вероятно, что нефтематеринский потенциал палеозойских пород начал реализовы-ваться еще в палеозойское время. Однако в эпоху тектонической активизации на рубеже
палеозоя и мезозоя часть залежей подверглась разрушению. Залежи, сформировавшиеся внутри палеозойских пород на Малоичском месторождении, несомненно, связаны с палеозойским этапом. Однако их редкость и приуроченность к линзам вторичной трещиноватости и выщелачивания, скорее, свидетельствуют о том, что они также формировались на мезозойском этапе прогибания Нюрольской впадины, как и большинство залежей в эро-зионно-тектонических выступах и коре выветривания палеозойских пород. Это подтверждается геохимическими данными: нефти как внутренних горизонтов палеозоя Малоичского месторождения, так и зон контакта палеозоя и мезозоя относятся к одной геохимической группе (Костырева Е.А., 2004). Залежи, сформировавшиеся на палеозойском этапе, очевидно, не сохранились из-за тектонической перестройки района, и только в результате процессов их формирования в мезозойское время большинство залежей палеозойской толщи Нюрольской впадины сохранились и представляют сегодня важный объект поисков новых месторождений.
Рис. 8. ГРАФИК ИЗМЕНЕНИЯ ОТРАЖАТЕЛЬНОЙ СПОСОБНОСТИ ВИТРИНИТА В ЮРСКИХ (1) И ПАЛЕОЗОЙСКИХ (2) ОТЛОЖЕНИЯХ
- ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, б'2005 -
В заключение следует отметить, что эффективность поисков новых залежей в палеозойских отложениях до сих пор остается низкой. Это связано с тем, что залежи приурочены к зонам и линзам разуплотнения палеозойских пород, выявить которые даже самыми современными средствами трудно.
Литература
1. Найденов О.В. Геолого-геохи-мические особенности формирования залежей нефти и газа в Нюрольской впадине и на сопредельных территориях / О.В.Найденов, Н.Л.Никульшина // Зональный и локальный прогноз нефте-газоносности пород осадочного чехла. - М.: 1990.
2. Славкин B.C. Новые данные о литолого-фациальной модели палеозойских отложений юга Нюрольской
впадины (Западная Сибирь) // Геология нефти и газа. — 2001 — № 1.
3. Успенский В.А. Опыт материального баланса процессов, происходящих при метаморфизме угольных пластов // Изв. АН СССР. Сер. геол. — 1954. - № 6.
4. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-Си-бирского мегабассейна // Геология и геофизика. — 2004. — № 7.
ОМ.С.Данилкин, 2005
The article deals with results of studying oil and gas pools formation conditions in Paleozoic sequence of south of West Siberian plate. On the basis of analysis of geological structure features and geological and geochemical materials of Nurol depression the author as opposed to many known publications proves that oil and gas potential of Paleozoic deposits was formed due to the own oil-source sequences where organic matter catagenesis attained maximum values at Mesozoic stage of depression formation. The author's conclusions expand the range of fields prospecting in Paleozoic of West Siberia.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА
www.geoinform.ru
Цены указаны с учетом НДС
Отметьте месяцы - И
Просьба выставить счет за журнал
"ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА"
2006 г. 1 II III IV V VI
Цена за 6 выпусков (годовая подписка) в издательстве:
РФ - 849,60 р. / СНГ - 1274,40 р. / дальнее зарубежье - 1486,80 р.
И нде кс_
Город (поселок)_ Улица_
область
дом
корп.
кв.(офис)
Название организации ИНН/КПП _
ФИО получателя_ Телефон_
_факс
НГЕО
ИНФОРММАРК
6 выпусков В год
Издается с 1957 г.
ПОДПИСКА
На нашем сайте: www.geoinform.ru
Подписка принимается на любой срок
ЗАКАЗ
О О
< и
■ Заполненный бланк Вы можете отправить по факсу: (495) 915-67-24
■ Подписаться на журнал на нашем сайте: www.geoinform.ru
■ Отправить заявку в любой форме: ¡[email protected]; [email protected]
Для получения дополнительной информации обращаться: Тел: (495) 915-67-24, 915-60-86. Факс: (495) 915-67-24
ИНФОРМАЦИЯ
115172 Москва, ул. Гончарная, 38
ООО "Геоинформмарк"
а □
OIL AND GAS GEOLOGY, 6'2005
