CC BY
11
УДК 553.38
Выделение и обоснование Арктической газоносной провинции на севере Западно-Сибирского мегабассейна
М.А. Лобусев1*, А.В. Бочкарев1, А.В. Лобусев1, Л.Н. Салахова1
1 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, к. 1 * E-mail: Lobusev.M@gubkin.ru
Тезисы. В работе с привлечением тектонодинамического фактора дано объяснение преимуще- Ключевые слова:
ственной исключительной (в отдельных районах) газоносности северных и арктических областей Западная Сибирь,
Западной Сибири на онтогенетической основе. Выделена новая Арктическая газоносная провинция Арктика,
в составе Ямальской, Гыдано-Енисейской и Южно-Карской областей газонакопления (по меловым газ,
комплексам пород). В юрском комплексе пород узко локально сформировались отдельные нефте- нефть,
газоносные зоны (Новопортовская, Пайяхская), которые в целом не нарушают исключительности катагенез,
газа в арктической части мегабассейна и одноименной провинции. запасы.
Россия добыла в 2019 г. 739 млрд м3 газа (2-е место в мире), из которых 259,4 млрд м3 экспортировала (1-е место в мире). Чтобы добычу газа обеспечить на дальнюю перспективу, нужен гигантский по объему ресурсов и надежный источник желательно в одном месте. И такой источник в России есть: Арктика (суша и шельф).
Арктический регион Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (ЗСМП) в XXI в. приобрел государственное значение и стал важнейшим направлением реализации стратегических инициатив Российской Федерации в сфере развития топливно-энергетического комплекса. Энергетической стратегией России в качестве одной из приоритетных задач развития нефтегазового комплекса предусматривается формирование новых центров добычи газа в Арктике, что позволит удовлетворять не только внутренние потребности, но и диверсифицировать экспортные поставки углеводородов (УВ) [1-5]. Для этого региона, отличающегося высокой успешностью открытий и эффективностью освоения месторождений УВ-сырья, концентрация которых здесь крайне высока, настоящей работой восполняется пробел в выделении и обосновании газоносной провинции на основе исследований условий генерации, миграции и аккумуляции УВ в юрско-меловых отложениях в неосвоенных труднодоступных и слабоизученных районах Заполярья ЗСМП, включая шельф в акваториях Карского моря, заливов и губ.
Ресурсно-геологическое обоснование
Суммарно по всем категориям месторождений (от супергигантов до очень мелких) начальные запасы газа в Западной Сибири за полярным кругом составляют 60,2 трлн м3 (94,2 % от суммарных запасов УВ-сырья в пересчете на условное топливо) (таблица) [4].
Начальные извлекаемые запасы газа (свободный + растворенный) и нефти Арктического региона Западной Сибири [4], млрд т у.т.
Запасы Газ Нефть Доля газа в суммарных запасах УВ, %
Всего 60,2 3,7 94,2
Верхний мел 30,0 0,9 96,8
Нижний мел 28,2 2,6 91,3
Юра 6,0 0,2 98,2
Анализ и обобщение фактически сложившейся к настоящему времени региональной сырьевой базы промышленных запасов месторождений УВ различного фазового состояния, согласно данным Государственного баланса запасов нефти и природного газа за 2019 г., свидетельствует о реальности существования, а значит, и необходимости выделения газоносной провинции в ЗСМП к северу от полярного круга по следующим признакам [4]:
1) рейтингу начальных запасов газа крупнейших в мире и РФ газовых гигантов (из 10 уникальных месторождений мира четыре находятся в этом регионе; из 10 гигантских и крупнейших в РФ семь расположены в ЗСМП; рис. 1);
2) подавляющему преимуществу начальных запасов газа по отношению к запасам нефти в Арктическом регионе, где начальные запасы свободного газа (более 60 трлн м3) превышают запасы нефти (3,7 млрд т) в 16 раз (см. таблицу);
3) общему количеству газовых супергигантов и месторождений с уникальными
запасами газа и отсутствию таких центров концентрации УВ в северо-восточной половине Арктического региона. С точки зрения наличия месторождений-супергигантов (запасы более 1 трлн м3) и месторождений с уникальными запасами (более 3,0 трлн м3) территория делится на следующие зоны: северная, ямальская, концентрация - 7 супергигантов + 5 уникальных месторождений; южная, уренгойская, концентрация - соответственно 6 + 12 месторождений;
4) отсутствию нефтяных супергигантов в пределах Заполярного региона; все месторождения с нефтью являются нефтегазовыми с нефтяной оторочкой. При этом доля газа на таких месторождениях составляет от 25,3 % (Русское) до 60 % (Новопортовское), но в большинстве случаев лежит в диапазоне 95,5...99,8 %. Более трети запасов нефти относятся к тяжелым, трудноизвлекаемым. Плотность этой нефти превышает 0,9 г/см3;
5) преобладанию в Заполярье газодобычи над нефтедобычей по факту сложившейся в регионе инфраструктуры и ориентированной
3 30
I
£
25 -
20
а 15 10 5
■ сланцевый газ
7,64 1 7,0 5,82 1 -4,4- -4;18-1 _3,9_ 1
п
'К
-¡а 14
X
а
Р 12
10
Эч
Рис. 1. Начальные извлекаемые запасы категорий А + В5 + В2 + С! + С2 + накопленная добыча газа и конденсата крупнейших газовых месторождений мира (а) и России (б):
красным отмечены арктические месторождения [1, 3-5]
б
0
0
на газ промышленности. Годовая добыча в регионе составляет: газ - 533,3 млрд м3, нефть -21,5 млн т. Отобраны уже почти 20 трлн м3 газа. Добыча газа превышает добычу нефти в 25 раз!
6) подавляющему преимуществу начальных запасов газа по отношению к нефти применительно к основным продуктивным комплексам пород (мелу и юре): в верхнемеловых отложениях содержится 96,8 % газа против 3,2 % нефти; в нижнемеловых и юрских -соответственно 91,3 против 8,7 % и 98,2 против 1,8 % (см. таблицу);
7) открытым залежам с уникальными запасами в акватории моря (рис. 2). Количество запасов УВ в акватории Карского моря вместе с заливами и губами превышает 45 % от суммарных запасов всех морей России. Всего в пределах Карского моря на 01.01.2020 открыты 12 месторождений с запасами газа более 6 трлн м3;
8) изменению фазового состава залежей в пользу газа с юга от полярного круга на север (рис. 3). Так, условный Уренгойский рубеж (1), повторяющий линию полярного круга, служит границей уменьшения (более чем вдвое) толщины баженовской свиты и ее аналогов в Арктической зоне. Антипаютинский рубеж (2) отражает резкое сокращение числа
и толщины нефтяных оторочек (0,4 % запасов нефти от суммарных запасов УВ, или зона исключительной газоносности), тогда как между рубежами 1 и 2 лежит зона преимущественной газоносности (доля нефти составляет 4,8 %); предложенные рубежи, особенно Уренгойский, находят свое отражение на сейсмической записи (см. рис. 3) в виде резкого сокращения толщины в северном направлении главной в ЗСМП битумогенерирующей толщи глинисто-кремнисто-карбонатных пород баже-новской свиты и ее аналогов;
9) сверхуникальной концентрации газа в пределах одного месторождения. Так, суммарные начальные открытые запасы нефти всей Арктики в 3 раза меньше запасов газа Уренгойского месторождения (13,2 трлн м3), в 2 раза меньше запасов Ямбургского месторождения, существенно ниже запасов Бованенковского и Тайбейского месторождений, сопоставимы с запасами Заполярного месторождения.
Изложенные признаки исключительной и преимущественной газоносности легли в основу концепции выделения газоносной провинции в пределах Арктического региона Западной Сибири. Природа явления подавляющей газоносности региона раскрыта путем
Карское море без заливов и губ - 37,39 % заливы и губы Карского моря - 7,00 % Баренцево море - 23,00 % Охотское море - 8,85 % Восточно-Сибирское море - 5,66 % Печорское море -5,12% Каспийское море - 3,50 % Чукотское море - 3,38 %
I море Лаптевых - 3,30 % I Берингово море - 1,09 % I Черное море - 0,64 % I Японское море - 0,49 % I Азовское море - 0,42 % I Тихоокеанский регион -0,11 % Балтийское море - 0,07 %
Рис. 2. Начальные суммарные ресурсы УВ в недрах морей России [1, 3, 4]
600 800 1000 1200 М
1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 -т-3400 ' 3600 3800 : 4000
Рис.
3. Сокращение толщины отложений баженовской свиты с юга на север и оторочек в нефтегазовых залежах в Заполярной Артике [2, 4]
изучения условий формирования и пространственного размещения газовых и газоконден-сатных месторождений в Арктическом регионе Западной Сибири [6].
Газовая компонента геофлюидальной системы меловых и юрских толщ суши и шельфа Заполярья представлена метановым газом свободных фазообособленных скоплений. В составе пластового газа по всем группам газосодержащих залежей (и газопроявлений) преобладает метан (95.99 %). В группе альб-сеноманских пластов ПК1-9 и ХМ6-10 распространены исключительно метановые газы (97.99 %), а на поверхности земли (газогидраты, разгрузка в атмосферу) - и вовсе чистый метан. Состав свободного газа скоплений УВ четко стратифицирован по разрезу. Особенностью месторождений является невысокое содержание в газе жидких УВ. В альб-сеноманских залежах Бованенковского, Хара-савэйского и др. месторождений содержание стабильного конденсата в газе не превышает 1,0 г/м3 [1-3, 5].
Физико-химические свойства и состав УВ свободного газа и нефти - чуткий индикатор генетических условий их образования и эволюционно-катагенетического изменения при погружении материнских толщ и вмещающих (коллекторских) горизонтов.
Геодинамический фактор исключительной и преимущественной газоносности Арктического региона Западной Сибири
При выделении основных нефтегазомате-ринских комплексов отложений использовались обобщенные теоретические представления А.П. Афанасенкова, Д.Б. Барановой, Ю.В. Брадучана, А.М. Брехунцова, Н.Б. Вас-соевича, Ф.Г. Гурари, В.И. Ермакова, А.Э. Кон-торовича, Ю.И. Корчагиной, А.А. Нежданова, С.Г. Неручева, И.И. Нестерова, Е.А. Рогозиной, В.А. Скоробогатова, Б.А. Соколова, А.В. Сту-паковой, И.В. Шпурова и др. Основные газоге-нерирующие комплексы в танопчинской свите апта аномально обогащены концентрированным и рассеянным органическим веществом (ОВ) преимущественно гумусового типа [1].
Исключительная газоносность осадочного чехла Арктического региона обусловлена двухэтапными процессами генерации, миграции и аккумуляции УВ. На первом этапе в Арктике, как и на всей территории Западной Сибири, весь разрез осадочных отложений
был преобразован до катагенеза ПК3...МК3 [3, 7]. Согласно ведущему фактору катагенеза (тепловое воздействие) и достигнутой степени преобразования ОВ (ПК...МК3) это региональный катагенез (рис. 4). Нефть, выделившаяся на 1-м этапе развития бассейна за счет присутствия в средне- и верхнеюрских генерирующих толщах пластов и пропластков в диапазоне главной зоны нефтеобразования (ГЗН), формировала на месте своего рождения и на путях миграции многочисленные нефтяные и нефтегазовые залежи. Нефтяные залежи сохранились в южной (нефтеносная провинция) и центральной (северная нефтегазоносная или переходная провинция) частях ЗСМП [6].
На втором этапе за счет наложения геодинамического фактора на региональный фактор в Арктическом регионе устанавливаются более жесткие условия преобразования ОВ любого типа (градации катагенеза МК4...АК2) большей части отложений, которые в погруженных частях оказались за счет суммарного эффекта катагенеза в глубинной зоне газообразования, что привело к масштабным процессам газогенерации, расформированию нефтяных залежей и повсеместной газоаккумуляции. Встречные движения (на расстоянии 1500 км) Полярного Урала (Щучинский выступ) и Таймыра (Таймырский выступ) в кайнозойское время привели к значительным изменениям структуры осадочного чехла региона - изменению формы и увеличению амплитуды структурных элементов, проявлению разноамплитудных дизъюнктивных нарушений в мезозойском комплексе отложений. Наряду с этим геодинамический фактор катагенеза способствовал также интенсификации и ускорению процессов преобразования ОВ, проявляясь в виде дополнительных источников энергии за счет напряжений сжатия. Углы падения пород стали круче, амплитуда разрывов увеличилась, что открыло широкие возможности для вертикальной и ступенчатой миграции и перетоков УВ в вышезалегающие отложения. В ловушках на путях миграции формируются и постоянно обновляющиеся залежи УВ.
Стрелками на рис. 5 показано направление сжатия, а розовое поле (ДК на рис. 5) - это результаты геодинамического и теплового воздействия на ОВ, а именно сокращение объема бассейна (особенно ощутимое в районе ЩВ и ТВ, а также в узком Енисей-Хатангском мегапроги-бе) и весь спектр градаций катагенеза в юрских отложениях от ПК3.. .АК до МК4.. ,АК4.
I этап (к началу II этап (К7Ю ^ настоящее время)
\ ПК1-3 - Б / пк1-3 - Б /
МК1-Д у МК1-Д /
Ч гзн МК2-Г ГЗН МК2-Г /
„МКз-Ж^ мк3-ж /
ш pz Пределы изменения углов (а) залегания пород в осадочном бассейне а1>1°...20° VГЗГ мк4-к /
\ \ мк5 - ос /
\ АК1 -Т /
а2\ ^^ АК2 - ПА /
\ ЗМО АКз-4 - / А10-11 - / А12-14 / __/ а2>20°...60°
Рис. 4. Модель проявления суммарного эффекта регионального и геодинамического факторов катагенеза органоминеральных веществ (М.А Лобусев, А.В. Лобусев): ММП - многолетнемерзлые породы; ГЗГ - главная зона газонакопления; ЗМО - зона метанообразования; Гтемп - температурный градиент
На площади относительного тектонического покоя (см. РК на рис. 5) сохранился ранний катагенез (ПК3...МК2): это западный склон Восточно-Сибирской платформы и восточный склон Новоземельской складчатости (см. рис. 4, 5). Катагенез в розовом поле увеличивается от южного побережья Карского моря и ЩВ с градаций ПК1-3 .. ,МК12 через центральную часть поля (Ямал) с градациями катагенеза МК52.АК12 до предельных значений катагенеза АК4 (суперантрациты) вдоль всей оконечности Таймырской складчатой системы в подошве юрских отложений. В поле ДК оказались весь п-ов Ямал, большая часть п-ова Гыдан и Обь-Тазовского междуречья. На побережье Карского моря (ЩВ) на дневную поверхность выходят антрацитовые угли.
Наиболее эффективно воздействовали на ОВ сжимающие напряжения в северной половине Енисей-Хатангского прогиба. В северозападной части п-ова Таймыр выходят на поверхность пласты с суперантрацитами (Таймырский угольный бассейн и графитовые рудники). Как уже отмечалось, высокая степень преобразован-ности ОВ в этой части прогиба на умеренных глубинах вызвана двумя основными причинами: влиянием геодинамического фактора совместно с повышенной температурой, а также инверсией и денудацией части осадочного разреза, что также явилось результатом сжатия и движения пород по региональным надвигам (Малохетско-Балахнинско-Рассохинскому с амплитудой смещения 2.4 км) и взбросам со стороны Таймырского складчатого сооружения.
Рис. 5. Дифференцированное проявление типов и интенсивности катагенетических процессов в подошве меловых отложений (М.А. Лобусев, А.В. Бочкарев): ДК - динамокатагенез; РК - региональный катагенез; ЩВ и ТВ - Щучинский и Таймырский
выступы соответственно; 1 - домезозойское обрамление; 2 - палеограница Арктического региона ЗСМП; 3 - современная граница Арктического региона ЗСМП; 4 - прибортовая зона ММП; 5 - изореспленды и граничащие градации катагенеза; 6 - градации катагенеза; 7 - марки углей (Б - бурые, Д - длиннопламенные, Г - газовые, Ж - жирные, К - коксующиеся, ОС - отощенно-спекающиеся, Т - тощие, ПА - полуантрациты, А10-11 - слабо измененные антрациты, А12-14 - сильно измененные антрациты, или суперантрациты); 8 - граничные значения R°; 9 - направления и степень влияния геодинамических напряжений со стороны Северо-Уральской и Таймырской складчатых систем; 10 - угольные месторождения антрацитов
и суперантрацитов; 11 - контуры Обского триасового палеоокеана, триасовый грабен (рифт); 12 - газовые месторождения; 13 - нефтегазовые месторождения; 14 - нефтяные месторождения;
15 - поле ДК; 16 - поле РК
В ловушках на путях миграции формируются залежи УВ, в которых состав УВ постоянно обновляется.
В условиях сдвига и коробления слоев появилось подавляющее число складчатых зон, валов, приразломных складок на суше и в Карском море, а в результате сжимающих напряжений обеспечивались значительный прирост амплитуд валообразных и локальных поднятий от 100 до 500 м (Г.Н. Гогоненков, В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, А.В. Хабаров и др.) и рост амплитуды разрывных нарушений, по зонам дробления которых осуществляется вертикальная и ступенчатая (латерально-вертикальная) миграция газа (В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьёв, Г.Н. Гогоненков, А.И. Тимурзиев,
М.А. Лобусев, А.В. Лобусев, А.В. Бочка-рев, Р.М. Бембель и др.). В результате сжатия в Арктическом регионе исчезли сводовые структуры, превратившиеся в крупные мега-валы и более мелкие валы и антиклинали, тогда как к югу от полярного круга в условиях тектонического покоя сводовые (в том числе и крупные) сооружения сохранились [6].
На основе установленных зон генерации и связанных с ними зон аккумуляции УВ выделена юрско-меловая автономная генерационно-аккумуляционная система, для которой принято современное вертикальное зонирование катагенеза ОВ по графикам изменения показателя отражения витринита. В геологической истории погружения осадков прослежено глубинное положение главных
и второстепенных зон нефтегазообразования (рис. 6) [1-3, 6, 7].
Если система не получает минимально необходимого для течения катагенетического процесса запаса энергии, она становится химически неактивной. В силу недостаточной для возбуждения молекул энергии активации (Еа) катагенетические реакции либо заторможены (предельно замедлены), либо не идут (при низких температурах, но высоких значениях Еа). Такое состояние может сохраняться неограниченно долго при наличии ММП. Резкое похолодание произошло в конце плиоцена, что отразилось на температурном режиме осадочного чехла. Уже к концу позднего плейстоцена сформировались значительные толщины ММП (до 400.600 м). Температура пород в осадочном чехле снизилась по сравнению с предпли-оценовыми температурами на 18.25 °С. В результате в верхней части разреза при низком температурном градиенте наблюдаются максимальные толщины градаций катагенеза: ПК1-3 и полностью или частично МК1.
Применительно к верхней части разреза отложений установлен энергетический барьер для продолжения катагенети-ческих реакций, выше которого по разрезу
процессы преобразования ОВ для градации ПК1-3 и частично МК оказались полностью законсервированными ввиду присутствия ММП и низкого температурного градиента (Гтемп = 0.1 °С / 100 м) (рис. 7). По этой причине градации ПК1-3 и МК1 имеют толщины, расширенные до энергетического барьера, тогда как после него (с ростом Гтемп) - сокращенные (более чем втрое) толщины градаций катагенеза (см. рис. 7). Начиная с градации с МК2, с ростом Гтемп скорость преобразования органо-минерального вещества последовательно возрастает к подошве юрских отложений (Гтемп < 4,7 °С / 100 м) [6].
На этапе диагенеза химические процессы обмена веществ (метаболизм) полностью заморожены. На этапе протокатагене-за УВ не образуются (верхняя зона образования кислых газов) еще и по причине влияния ММП. Но в зоне протокатагенеза на глубинах 700.1900 м оказались гигантские запасы свободного метанового (СН4 в диапазоне 97.99 %) газа. Мнения исследователей по вопросу происхождения этого газа разделились. Большая группа ученых (Э.М. Халимов, В.С. Вышемирский, В.И. Ермаков, А.Э. Конто-рович, Н.М. Кругликов, Л.И. Прасолов,
ММП
Показатель отражения витринита, R°, % 2 3 4
Г4,4
АК4...АК12-14
ММП
U зонанефтеобразования U переходная зона (ПЗ)
^ гзг
U зона метанообразования
ю
£ нзокг
Рис. 6. Схема вертикальной зональности нефтегазообразования в Арктическом секторе ЗСМП (М.А. Лобусев, А.В. Бочкарев): градации катагенеза ^ марки углей
1
1,5 2,0 2,5
3,0 3,5 4,0
/ / / / пк3 Г =01 1 темп • 1 °С/100м
ПКз ^ /
МК1 / / / / / / / 1 МК, / Гтемп ~ 2,5...3,£ °С/100м
/ м кГ_ /
мкГ/_ / _
..мкЛ^ рЧР® 4 7 Лхемп HS'' °С/100м
разломы
Рис. 7. Глубинная зональность катагенеза в юрско-меловых отложениях между площадями Нанадянской и Озерной [6]
В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, А.А. Тро-фимук и др.) отмечали, что в сеноманских залежах северной части ЗСМП присутствует метан двух генераций - позднекатагенной и в основном раннекатагенной природы.
Согласно другой точке зрения, газ на этой стадии глубинный (источник - юрские отложения в интервале градаций катагенеза МК4... АК4), поступающий в эту зону в основном по разрывным нарушениям (рис. 8). Расширенные поля (по разрезу и площади) регионального раннего катагенеза сохранились в зонах пассивных окраин горно-складчатых сооружений (Новоземельская складчатая система с СевероСибирским порогом и Северо-Западное погружение Восточно-Сибирской платформы).
Согласно существующей зависимости между глубинной зональностью преобразования ОВ и зональностью нефтегазообразова-ния, ГЗН приходится на глубины 1,9.3,8 км. По данным авторов, градация МК3 соответствует ПЗ от битумогенерации к газообразованию на глубинах 3,8.4,4 км, когда на МК31 (R° = 1,20 %) завершаются процессы образования жидких УВ, а на градацию МК32 (R° = 1,25.1,30 %) приходится усиление процессов газоконденсатообразования. Мощный импульс вторичного газообразования (за счет тепловой деградации битумоидов пород и неф-тей в залежах) приходится на градации катагенеза МК41...МК25 (глубины 4,4.5,75 км), а зона метанообразования (5,75.8,5 км) -на АКП .АК23. Нижняя зона образования кислых газов (НЗОКГ) (ниже 8,5 км) начинается с градации АК41, переходящей в метагенез (далее - метаморфизм - графит) [6].
В генерационный процесс УВ вовлечен с различной интенсивностью весь разрез юрско-нижнемелового комплекса пород, включая главные из них - танопчинскую свиту (апт) и нижнесреднеюрскую толщу, а аккумуляция УВ осуществляется на избирательных участках их ступенчатой ближней и дальней миграции. В соответствии с высокой степенью преобразованное™ ОВ идет нарастающий поток газообразных УВ и происходит их перераспределение во всей генерационно-миграционно-аккумуляционной системе.
Интенсивная реализация газоматеринского потенциала юрских отложений (прежде всего нижнесреднеюрских) с гумусовой органикой обеспечивает заполнение разноразмерных ловушек (до гигантских включительно) УВ-газов и приводит к формированию новых газовых и газоконденсатных месторождений, к переформированию нефтяных залежей и в целом к доминированию газовой среды по всему разрезу отложений (соотношение газа к нефти 94:6) (см. рис. 8, таблицу).
Систематическая убыль газа за счет природной дегазации непрерывно восполняется значительным количеством УВ-газа вследствие продолжающихся процессов преобразования ОВ и выделения продуктов катагенеза. Ежегодно с поверхности Западно-Сибирской низменности, по данным Г.И. Войтова, в атмосферу уходит порядка 0,44 109 м3 УВ-газа (см. рис. 8) [3, 5]. А это означает, что только за неоген-четвертичный период недра Западной Сибири должны были бы потерять 13 1015 м3 газа, что примерно в 130 раз больше всех выявленных и невыявленных ресурсов
Карское море
Газопроявления (11...13 трлн м3)
* * * * f Щ
lJü/T*
1 Г I1 |1
и i м^Щ
ш&ф.....
кчщт.' г
[ домезозойские отложения акватория Карского моря \/ / /\ зона развития ММП
|——щ газовые скопления в коре ибоРд выветривания палеозоя | — __| выходы на поверхность
антрацитовых углей и графита верхняя граница нефтегазообразования
£ " верхняя граница газообразования r^zn область ступенчатой I—1 (вертикально-латеральной) миграции I к к I направление вертикальной I I I I I
миграции УВ I ГЗН
| ГЗГ | ГЗГ
|змо| ЗМО
I—=—| скопления нефти в стороне от современных I - I путей миграции УВ-газов I I область образования и формирования
I-1 ;
путей миграции УВ-газов I областьобразованияифо I залежей газа (конденсата) I I областьобразованияи переформирования
I_J \ •
нефтяных залежей ММП
Рис. 8. Принципиальная схема юрско-меловой генерационно-миграционно-аккумуляционной системы формирования залежей УВ северных окраин ЗСМП
(М.А. Лобусев, А.В. Лобусев, А.В. Бочкарев)
газа региона. Этого, однако, не произошло потому, что процесс газообмена непрерывен и залежи Западной Сибири наряду с потерями газа постоянно получают новые порции УВ за счет интенсивного и нарастающего потока газа и перераспределения УВ различного фазового состояния во всей генерационно-миграционно-аккумуляционной системе Арктического бассейна. Исходя из этого можно утверждать, что залежи УВ в рассматриваемом регионе находятся в динамическом равновесии и способны к самовосстановлению в диссипативной системе.
Современное насыщение залежей Арктического региона ЗСМП новообразованными УВ-флюидами происходит за счет всех их потенциальных источников в юрско-меловых отложениях. В соответствии с высокой степенью катагенеза органо-минеральных веществ в области их максимального погружения идет нарастающий поток газообразных УВ, и перераспределение первых в пользу преобладания последних (по запасам) в различных процентных соотношениях с нефтью во всех частях рассматриваемого региона. Из сверхзрелой зоны генерации с аномально высоким пластовым давлением струйные потоки УВ-газов по мере продвижения по разнопротя-женным путям миграции и в пределах встреченных ловушек в разной степени (полностью,
в значительной мере или частично) растворили в разных объемах газоконденсата нефть ранней генерации сначала в зоне генерации, затем в различных соотношениях, создавая УВ-мультисистемы на путях струйной миграции по мере их продвижения по трассе миграционного пути. Так, на Харасавэйском месторождении установлена крупнейшая в Западной Сибири термобарофлюидальная аномалия. Современные геотемпературы в кровле юрских отложений составляют 125.140 °С, а уровень катагенеза в них достигает МК4...МК5 (Я° = 1,45.1,65 %). Установленные на месторождениях Ямала термобарофлюидальные аномалии в юрских отложениях указывают на активность процессов генерации, опережающих процессы оттока УВ-газов в вышезалегающие отложения [5, 7].
Если структурный план не меняется, то УВ-газы двигаются по сложившимся на первом этапе путям миграции по восстанию пластов в области меньших пластовых давлений. В этом случае большая часть жидких УВ при значительных давлениях и температурах растворяется в газоконденсатных растворах, которые непрерывно поступают из более глубоких горизонтов. В результате доля нефти в общем объеме аккумулирующихся в ловушках УВ открытых систем становится весьма малой (менее 10 %).
4
Таким образом, в пределах всего Арктического региона при решающем влиянии газовых потоков на миграционных путях господствует газовая среда, оказывающая разнонаправленное влияние на эволюцию залежей УВ, а именно: разрушая нефть (нефтяные оторочки), содействует постепенному сокращению ее доли в ловушках; сдерживает переформирование отрезанных от миграционных путей масс нефти и нефтяных скоплений в юрских и меловых отложениях с трудно извлекаемыми ресурсами; способствует формированию крупных газоконденсатных залежей и поддержанию полноты их заполнения.
В юрских отложениях в прошлом и настоящем доля в генерации УВ составляет около 70 %, а в накоплении - только 9 %. Причинами этого служат низкая изученность глубоко-залегающих юрских отложений, ухудшение коллекторских свойств пластов-коллекторов и сильная дизъюнктивная нарушенность нижней части разреза. Доля сеноманских отложений в генерационном процессе составляет менее 5 %, а в накоплении - 43 %. Максимумы накопления запасов нефти и газа смещены вверх относительно зон их максимальной генерации (рис. 9) [6]. Субвертикальное смещение газа явно имело место (в диапазоне от апта до кровли сеномана).
Нефтегазогеологическое районирование
ЗСМП - значительная по размерам и осадочному выполнению обособленная нефтегазоносная территория, приуроченная к региональному или группе смежных крупных тектонических элементов, которая для всех основных нефтегазоносных комплексов на 1-м и 2-м этапах формирования месторождений УВ представляла собой единый осадочно-породный бассейн (А.М. Брехунцов, В.П. Гаврилов и др.). Исходя из генетического принципа выделения подразделений нефтегазогеологического районирования в ЗСМП выделены три провинции (рис. 10): Центральная преимущественно нефтеносная, Северная нефтегазоносная (переходная) и Арктическая газоносная. К северу от полярного круга выделены две исключительно газоносные области в поле максимального геодинамического воздействия и две преимущественно газоносные области в поле относительного тектонического покоя.
На основе новых представлений об условиях формирования и пространственном размещении залежей УВ определены перспективы нефтегазоносности, стратегия и тактика
Рис. 9. Соотношение генерационных и аккумуляционных характеристик основных стратиграфических подразделений Арктической газоносной провинции (М.А. Лобусев)
Рис. 10. Схема нефтегазогеологического районирования ЗСМП
(М.А. Лобусев, В.А. Скоробогатов. А.В. Лобусев, А.В. Бочкарев)
освоения месторождений и эффективные направления ГРР в первую очередь в акватории Карского моря, его заливов и губ. Всеобщий повышенный интерес к газовым проектам на шельфе Карского моря основан на том, что именно здесь прогнозируются открытия новых сверхгигантских по запасам газовых и газоконденсатных месторождений (более 0,8.1,0 трлн м3 каждое) с редкими оторочками легкой нефти.
***
Таким образом, преимущественная, а по отдельным районам исключительная газоносность Арктического региона Западной Сибири выделена и обоснована на основе ресурсно-геологического анализа фактически установленной промышленной нефтегазо-носности и нефтегазопроявлений и генетических исследований. Так, наряду с тепловым фактором (I этап) установлены влияние
геодинамического фактора катагенеза (II этап) на ускорение процессов преобразования ОВ до высоких стадий углефикации и увеличение объема ловушек для формирования залежей УВ, в том числе с уникальными запасами газа. Формирование региональной газовой компоненты во всем объеме пород от подошвы юрских отложений до кровли сеномана и выше продолжается и в настоящее время в результате непрерывной генерации в меловое-кайнозойское время и восходящей миграции УВ-газов.
В схеме нефтегазогеологического районирования ЗСМП на основе представлений об условиях формирования и пространственном размещении залежей УВ выделена Арктическая газоносная провинция с двумя исключительно газоносными областями в поле максимального геодинамического воздействия и двумя преимущественно газоносными областями в поле относительного тектонического покоя. Правомерность такого выделения очевидна.
Список литературы
1. Брехунцов А.М. Нефтегазовая геология Западно-Сибирской Арктики / А.М. Брехунцов, Б.В. Монастырев, И.И. Нестеров и др. -Тюмень: МНП «Геодата», 2020. - 464 с.
2. Гурари Ф.Г. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижнесреднеюрских отложениях Западно-Сибирской
плиты / Ф.Г. Гурари, А.Е. Еханин // Геология нефти и газа. - 1987. - № 10. - С. 19-26.
3. Конторович А.Э. Геология, ресурсы углеводородов шельфов арктических морей России и перспективы
их освоения / А.Э. Конторович, М.И. Эпов, Л.М. Бурштейн и др. // Геология и геофизика. -2010. - Т. 51. - № 1. - С. 7-17.
4. Лобусев М.А. Состояние и геолого-ресурсные предпосылки укрепления сырьевой базы Арктической газоносной провинции Западной Сибири / М.А. Лобусев, А.В. Лобусев,
А.В. Бочкарев и др. // Территория Нефтегаз. -2020. - № 5-6. - С. 20-28.
5. Скоробогатов В.А. Перспективы поисков газовых месторождений в северных районах Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, В.Н. Ростовцев // Геология нефти и газа. -1983. - № 11. - С. 15-19.
6. Лобусев М.А. Генетические предпосылки (причины) доминирующей газоносности юрско-меловых отложений Арктической области Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции / М.А. Лобусев, А.В. Лобусев, А.В. Бочкарев и др. // Территория Нефтегаз. -2020. - № 9-10. - С. 21-29.
7. Ермаков В.И. Тепловое поле
и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. -М.: Недра, 1984. - 205 с.
Demarcation and substantiation of Arctic gas-bearing province at north of West-Siberian megabasin
M.A. Lobusev1*, A.V. Bochkarev1, A.V. Lobusev1, L.N. Salakhova1
1 National University of Oil and Gas «Gubkin University», Block 1, Bld. 65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation * E-mail: Lobusev.M@gubkin.ru
Abstract. Using a tectonic-dynamic factor, authors ontogenetically explain the prevailing phenomenal (at some territories) gas-bearing capacity of the northern and Arctic areas in Western Siberia. They specify a new Arctic gas-bearing province within the framework of the Yamal, Gydan-Yenisey and Southern-Kara areas of gas accumulation (according to the Jurassic rocks). Within the Jurassic series, the separate oil-gas-bearing zones Novoportovskaya and Payyakhskaya have formed locally; generally, this fact does not run against the exceptional nature of gas in the Arctic part of the West-Siberian megabasin and the eponymous province. Keywords: Western Siberia, Arctic, gas, oil, catagenegis, reserves.
References
1. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MANASTYREV, I.I. NESTEROV, et al. Petroleum geology of West-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen: Geodata, 2020. (Russ.).
2. GURARI, F.G., A.Ye. YEKHANIN. Patterns of hydrocarbon deposits presence in Lower-Middle-Jurassic sediments of West-Siberian plate [Zakonomernosti razmeshcheniya uglevodorodnykh zalezhey v nizhnesredneyurskikh otlozheniyakh Zapadno-Sibirskoy plity]. Geologiya Nefi i Gaza, 1987, no. 10, pp. 19-26. ISSN 0016-7894. (Russ.).
3. KONTOROVICH, A.E., M.I. EPOV, L.M. BURSHTEYN, et al. Geology and resources of hydrocarbons offshore Russian Arctic and outlooks for their development [Geologiya, resursy uglevodorodov shelfov arkticheskikh morey Rossi ii perspektivy ikh osvoyeniya]. Geologiya i Geofizika, 2010, vol. 51, no. 1, pp. 7-17. ISSN 0016-7886. (Russ.).
4. LOBUSEV, M.A., A.V. LOBUSEV, A.V. BOCHKAREV, et al. Status and geological-resource prerequisites to enlarge resource portfolio of Arctic gas-bearing province in Western Siberia [Sostoyaniye i geologo-resursnyye predposylki ukrepleniya syryevoy bazy Arkticheskoy gazonosnoy provintsii Zapadnoy Sibiri]. Territoriya Neftegaz, 2020, no. 5-6, pp. 20-28. ISSN 2072-2745. (Russ.).
5. SKOROBOGATOV, V.A., V.N. ROSTOVTSEV. Prospects for searching gas fields in northern regions of Western Siberia [Perspektivy poiskov gazovykh mestorozhdeniy v severnykh rayonakh Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefi i Gaza, 1983, no. 11, pp. 15-19. ISSN 0016-7894. (Russ.).
6. LOBUSEV, M.A., A.V. LOBUSEV, A.V. BOCHKAREV, et al. Genetic background (reasons) of dominant gas presence in Jurassic-Cretaceous sediments at Arctic part of West-Siberian oil-gas-bearing megaprovince [Geneticheskiye predposylki (prichiny) dominiruyushchey gazonosnosti yursko-melovykh otlozheniy Arkticheskoy oblasti Zapadno-Sibirskoy neftegazonosnoy megaprovintsii]. Territoriya Neftegaz, 2020, no. 9-10, pp. 21-29. ISSN 2072-2745. (Russ.).
7. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Thermic emission and oil-gas-bearing capacity of young plats at the USSR [Teplovoye pole i neftegazonosnost molodykh plit SSSR]. Moscow: Nedra, 1984. (Russ.).
