Формирование нефтяных и газовых залежей в северо-западной части Западно-Сибирской низменности
Г. П. СВЕРЧКОВ
Опорное и разведочное бурение в Западно-Сибирской низменности было начато в 1949 г. Почти все опорные и разведочные скважины в период 1949-1951 гг. были заложены в южной части низменности, но поиски нефти и газа здесь оказались безуспешными, хотя в некоторых скважинах и имелись интенсивные выделения газа (Викулово), включения полужидкой нефти в миндалинах изверженных пород (Тюмень) и т. п.
В 1951-1952 гг. опорным бурением была охвачена северо-западная часть низменности (рис. 1). Первые опорные скважины дали интересные результаты, позволяющие высоко оценивать перспективы нефтегазоносности этой части низменности. Уватская и Леушинская опорные скважины вскрыли битуминозные юрские аргиллиты и горючие сланцы, содержащие прослои песчаников и алевролитов, пропитанные битумом. В битуминозных аргиллитах по плоскостям сланцеватости встречены прожилки асфальтитов. В Кузнецовской опорной скважине зафиксировано повышенное содержание растворенного горючего газа с упругостью, близкой к давлению пластовых вод. Березовской опорной скважиной в основании мезокайнозойского покрова обнаружена газовая залежь.
Открытие Березовского газового месторождения послужило толчком к организации широкого фронта нефтепоисковых и разведочных работ в этом районе. В 1956 г. была в основном завершена разведка Березовского поднятия и начато разбуривание еще двух структур - Южно-Алясовской и Северо-Алясовской, которые также оказались газоносными (рис. 2).
На Березовской и Алясовской разведочных площадях залежи горючего газа вскрыты в базальных песчаниках валанжина (глубина 1195- 1300 м), залегающих непосредственно на фундаменте. Свободные дебиты газа в скважинах колеблются от 62 тыс. м3/сутки до 3 млн. м3/сутки. Такие резкие колебания дебитов обусловлены изменением мощностей и коллекторских свойств продуктивного горизонта, а также техническими особенностями опробования, в частности количеством отверстий, вскрывших газовую залежь при перфорации колонны обсадных труб. Газ метановый с небольшим содержанием азота (до 4%) и тяжелых углеводородов (до 1,8%).
Кроме газа, на устье скв. 4-Р, 7-Р и 9-Р Березово при закрытых боковых отводах было собрано небольшое количество газоконденсатных нафтеновых нефтей. Полными анализами нефтей из скважин 4-Р и 9-Р установлен необычайный фракционный и групповой состав. Весьма интересным является полное отсутствие бензиновой фракции и обилие керосиновой фракции при крайне незначительном содержании масляно-смолистого остатка (около 2%). Отсутствующая в конденсате бензиновая фракция могла остаться в газе и выноситься вместе с ним в воздух или испариться в процессе отбора пробы нефти. По мнению А.И. Богомолова, бензиновых погонов могло и не быть, поскольку нафтеновые нефти обычно не содержат легких фракций. В керосиновой фракции резко преобладают нафтеновые углеводороды; содержание метановых и ароматических углеводородов в общем балансе нефтей не превышает 14,8%. По заключению А.И. Богомолова (1956) нефти из скважин 4-Р и 9-Р являются продуктом наиболее резко выраженного процесса ретроградной конденсации.
В скв. 8-Р Березово в основании продуктивного горизонта были встречены два пласта нефтеносных песчаников. По извлечении из скважины песчаники обладали резким запахом керосина и оставляли на бумаге интенсивные масляные пятна. Однако при непродолжительном хранении образцов на воздухе запах резко ослабевал в связи с испарением легких фракций, которые, по-видимому, слагали большую часть нефти. При испытании скважин эти песчаники дали воду. Анализ «выветрелого» образца из нижнего слоя песчаника показал общее содержание остаточного органического вещества в породе 0,45%, причем 55,6% органического вещества составлял извлекаемый хлороформом битум А. Подобный состав по заключению В.А. Успенского позволяет с достаточной уверенностью считать основную массу битума в песчанике вторичной и рассматривать ее как остаток нефти, ранее насыщавшей песчаник. Посредством обработки петролейным эфиром битум был разделен на асфальтеновую (11,43%) и мальтеновую (77,7%) части. Мальтены имели следующий элементарный состав в процентах: С - 86,37, Н-12,67, О + S - 0,96.
Кроме основного, валанжинского, продуктивного горизонта на Березовской и Алясовской площадях обнаружен второй газоносный горизонт (глубина 1090-1100 м), приуроченный к нижней песчано-алевритовой пачке готерив-баррема. В скважинах 9-Р и 21-Р свободный дебит газа из этого горизонта составлял 40-63 тыс. м3/сутки. По составу газ сходен с газом из валанжинского продуктивного горизонта, отличаясь лишь несколько меньшим содержанием тяжелых углеводородов (1,4%). На наш взгляд формирование газовой залежи в готерив-барреме связано с проникновением газа из валанжинского продуктивного горизонта.
Приведенные сведения по нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности свидетельствуют не только о большом количестве горючего газа, но и позволяют говорить о присутствии в ее недрах нефти. Естественно, возникает вопрос: с чем связывать происхождение березовских газа и нефти, а также давно известные газопроявления на поверхности и в колонковых скважинах в Сосьвинском районе (бассейн р. Тавда)?
Битуминологические и люминесцентные исследования показывают, что глинистые породы третичного и мелового возраста характеризуются примерно кларковым содержанием органического вещества и битумных компонентов. Количество органического вещества в них обычно колеблется в пределах 1,3-2,3%, а содержание битумных компонентов не превышает 0,02-0,04%. Иначе обстоит дело с юрскими глинистыми толщами, которые мы склонны считать основными нефтегазопроизводящими свитами. Хотя вопрос о возможных нефтегазопроизводящих свитах в нефтяной геологии еще не получил решения и в настоящее время не известны диагностические признаки, которые с уверенностью позволили бы распознавать эти свиты, тем не менее в условиях Западно-Сибирской низменности эта задача значительно упрощается. Дело в том, что юрские глинистые осадки в отличие от вышележащих повсеместно обогащены органическим веществом сапропелитового характера и битумами. Первично битуминозные юрские(Согласно последним стратиграфическим разбивкам, верхняя часть битуминозной толщи мощностью до 30-50 м относится к нижнему валанжину.) аргиллиты и горючие сланцы с содержанием органического вещества до 25% и битума до 1,28% (По данным треста Тюменьнефтегеология содержание битума в некоторых прослоях горючих сланцев достигает 8%, а в песчаниках - 3,12%.) вскрыты в Усть-Иртышской (Ханты-Мансийской) впадине. Доказательством того, что эти породы были действительно способны генерировать нефть, служит присутствие в песчаниках и алевролитах Уватской скважины вторичного битума (около 1%), который мог попасть в них в результате первичной миграции из вмещающих битуминозных глинистых толщ, присутствие прожилков асфальтитов в самих глинистых породах (Леушинская скважина). Юрские осадки в Усть-Иртышской впадине погружены на глубину до 2-3 км, вследствие чего они находятся в условиях повышенных давлений (400-600 ат) и температур (до 100°С и выше), относящихся к числу наиболее важных факторов нефтегазообразования.
Интересно, что в Уватской скважине в интервале глубин, где развиты битуминозные породы, наблюдается возрастание температуры, достигающей на глубине 2930 м 140° С.
Отсутствие нефти в Уватской и Леушинской опорных скважинах объясняется неблагоприятным структурным положением этих скважин. Нет сомнения в том, что при бурении скважин в благоприятных структурных условиях и наличии коллекторов в разрезе залежи нефти в Усгь-Иртышской впадине будут обнаружены.
Западно-Сибирская низменность представляет молодую мезозойскую платформу, характеризующуюся отсутствием мезокайнозойских геосинклиналей и краевых прогибов по периферии, к которым часто прибегают для объяснения нефтегазоносности платформ. Поэтому области нефтегазообразования здесь нужно искать в пределах самой платформы. К ним, по-видимому, относятся внутренние впадины и прогибы с развитыми в них юрскими битуминозными толщами, погребенными на большие глубины и имеющими значительные мощности (в Уватской скважине свыше 300 м, в Леушинской - 75 м). Юрские битуминозные породы в северо-западной части низменности вскрыты пока лишь в районе Увата, Леушей и Тобольска. Поскольку процессы нефтегазообразования относятся к явлениям регионального порядка, то обнаружение нефтегазопроизводящих свит и битуминозных песчаников в указанных выше пунктах должно расцениваться как показатель вероятной нефтеносности значительной части территории, где юрские осадки залегают в сходных геологических условиях.
С этих позиций большой интерес представляют Анеевский и Полноватский прогибы (Березовский район), в которых, судя по геофизическим и общегеологическим данным, следует ожидать широкое развитие юрских осадков. С юрскими осадками этих прогибов или Усть-Иртышской впадины в первую очередь надо связывать происхождение березовских газа и нефти.
Изложенные соображения, конечно, не исключают возможности нефтегазообразования в Западной Сибири в более высоких стратиграфических горизонтах, в частности в глинистых толщах валанжина, где местами отмечается повышенная битуминозность пород. Однако на современной стадии изученности территории мы еще не располагаем сведениями о первичной нефтегазоносности меловых и третичных отложений и все предположения, касающиеся наличия в них нефтегазопроизводящих свит, носят сугубо проблематичный характер. Также неясным остается вопрос о возможности поступления углеводородов из нижнемезозойских и палеозойских отложений.
Основные коллекторские горизонты, по которым происходит миграция углеводородов в пределах области развития юрских нефтегазопроизводящих отложений, заключены, по-видимому, в самой нефтеносной формации (например, прослои песчаников и алевролитов среди битуминозных глинистых толщ в Уватской скважине). Наибольшая песчанистость юрских осадков должна быть приурочена к зонам их выклинивания, которые отвечают древним береговым линиям. В зонах выклинивания, совпадающих обычно с региональными ступенями фундамента, может происходить перемещение нефти и газа в более высокие стратиграфические горизонты, по которым осуществляется дальнейшая миграция углеводородов вне области нефтегазообразования. Если выклинивающиеся коллекторские горизонты будут изолированы непроницаемыми породами, то весьма вероятно образование залежей стратиграфического или литологического типа.
Большая роль в осуществлении боковой миграции принадлежит трещиноватым зонам в породах фундамента и базальному обломочному горизонту, залегающему в основании мезокайнозойского покрова. Образование песчаного базального горизонта связано с началом морской трансгрессии в глубь Западно-Сибирской низменности. Надо полагать, что он должен присутствовать повсюду, где фундамент сложен кристаллическими или обломочными породами. В зависимости от времени затопления тех или иных участков низменности морем возраст базального горизонта будет меняться, но и при этом он должен выдерживаться как единый литологический пласт. Трещиноватые зоны фундамента будут, очевидно, распространены на участках развития кристаллических или сильно метаморфизованных осадочных палеозойских пород, которые, судя по геофизическим данным, занимают большую часть Сибирского Зауралья. Переход нефти и газа в рассматриваемые коллекторские горизонты может происходить как в самой области развития юрских осадков, так и особенно в зонах их выклинивания, где обычно наблюдается непосредственный контакт юрских отложений с фундаментом. Приуроченность Березовской и Алясовских газовых залежей к базальному валанжинскому горизонту и трещиноватому выступу фундамента (скв. 4-Р Березово) убедительно показывает, насколько велико значение этих зон как резервуаров и путей миграции флюидов.
Прежде чем перейти к вопросу о возможном распределении нефтяных и газовых залежей в северо-западной части низменности, необходимо остановиться на вопросе фазового состояния углеводородов на глубине. Получение газоконденсатных нефтей в Березово свидетельствует о том, что в Западно-Сибирской низменности наблюдаются процессы обратного испарения и конденсации нефти.
Экспериментальными исследованиями по переходу нефти и газа в области надкритических температур и давлений в однофазное газовое состояние установлено, что при температурах около 70° критические давления нефтегазовых смесей при определенном количественном и качественном составе газовой фазы находятся в пределах 260-500 ат и выше [5]. Однако практика показывает, что явления обратного испарения в природных условиях могут происходить при давлениях значительно ниже, чем это установлено опытами. Давление в Березовской газовой залежи, содержащей конденсат, равно 126 ата при температуре 54° С. При этом в газовой фазе могут содержаться не только относительно низкомолекулярные углеводороды, входящие в состав фракции бензина и лигроина, но и более высокомолекулярные соединения керосиновой фракции. Наличие небольших количеств масел в составе конденсатов свидетельствует о том, что в условиях указанных температур и давлений они частично могут растворяться в газовой фазе. Естественно, что при более высоких давлениях и температурах, какие существуют в Усть-Иртышской впадине и в центральных частях прогибов, обрамляющих Березовский вал с запада и востока, количество высокомолекулярных углеводородов, переходящих в газовую фазу, должно быть значительно больше. По мере миграции газовой смеси из центральных частей прогибов и впадин в периферийные приподнятые участки давление и температура соответственно будут уменьшаться, вызывая тем самым последовательное выпадение сначала высокомолекулярных, трудно возгоняемых жидких углеводородов, а затем более легких соединений меньшего молекулярного веса.
Таким образом, на путях миграции углеводородов в силу законов ретрограционной конденсации должно происходить пофракционное выпадение высокомолекулярных углеводородов в жидкую фазу и соответственно уменьшение процентного содержания тяжелых углеводородов в газовой фазе. Очень низкое содержание масел в составе конденсатных нефтей в Березово дает основание полагать, что они либо частично были оставлены на месте надкритической возгонки нефтей, либо же, как считает А.И. Богомолов (1956), были потеряны как наиболее легко конденсируемые (при понижении давления и температуры) компоненты в ходе миграции газовой смеси от очагов нефтегазообразования. Поэтому на наш взгляд на склонах Березовского вала в более глубоко погруженных структурах имеются реальные предпосылки встретить газоконденсатные или газовые залежи (в зависимости от величины конденсатного газового фактора) с небольшими оторочками нефти преимущественно из масляных фракций.
Поведение различных углеводородов в области надкритических давлений и температур находится в прямой зависимости от их молекулярного строения. Важное значение, по-видимому, имеет не только элементарный состав углеводородов, но и их структура. Возможно, что получение конденсатных нефтей в Березово из газовой залежи с относительно невысоким пластовым давлением и температурой является следствием нафтеновой природы углеводородов. Углеводороды метанового ряда, слагающие большую часть природных нефтей, возгоняются, по-видимому, гораздо труднее, что отчасти подтверждается как экспериментальными исследованиями с «нормальными» нефтями, так и залеганием газоконденсатных залежей с «нормальным» составом конденсата на значительно больших глубинах, чем в Березово (например, месторождение Кара-Даг, Рпл> 300 ат; Кызыл-Кум, Рпл=231 ат; Хаджиабад, Рпл=227 ат и т. д.). «Материнская» нефть, послужившая источником для образования конденсатов, по-видимому, представляла «нормальную» нефть, обогащенную нафтеновыми углеводородами, подобно юрским нефтям Южной Эмбы. В силу избирательной возгонки в газовую фазу, очевидно, переходили преимущественно нафтеновые углеводороды, углеводороды же метанового и ароматического рядов оставались на месте, а если и переносились в газовой фазе, то сравнительно на небольшие расстояния.
Исходя из изложенных представлений, в северо-западной части Западно-Сибирской низменности можно предположить наличие следующей зональности в распределении нефтяных и газовых месторождений. В краевых частях крупных впадин и прогибов на относительно небольших глубинах (до 1500 м) будут преобладать газовые месторождения (месторождения Березовского вала, Сосьвинский район и др.). В глубже погруженных структурах, расположенных на склонах крупных впадин и прогибов, т. е. ближе к источнику питания, большинство месторождений, очевидно, будет относиться к типу газоконденсатных с небольшими нефтяными оторочками. И, наконец, еще глубже, в структурах, погруженных на глубины порядка 2-3 км, наряду с конденсатными месторождениями можно ожидать наличие нефтяных месторождений. Говоря о возможной зональности в распределении нефтяных и газовых месторождений в низменности, мы считаем, что основными факторами, обусловливающими ее существование, являются: 1) различие в скоростях миграции жидких и газообразных углеводородов и 2) широкое развитие процессов обратного испарения и конденсации. Не менее важное значение имеет и то обстоятельство, что в прогибах и впадинах низменности значительно увеличивается глинистость разреза. Исследования кернового материала из юрских и неокомовых отложений Ханты-Мансийской, Уватской и Леушинской опорных скважин показывают отсутствие хороших коллекторских горизонтов, которые могли бы служить путями для далекой миграции нефти, чего нельзя сказать о газе. Поэтому вследствие ограниченной возможности миграции жидкие углеводороды должны концентрироваться преимущественно в центральных частях впадин и прогибов, заполняя ловушки, свободные от газа или частично заполненные газом. Приуроченность газовых месторождений к сводовой части Березовского вала и обильная газонасыщенность вод в Сосьвинском районе (при отсутствии признаков нефти) косвенно подтверждают предполагаемую зональность в распределении нефтяных и газовых залежей.
Подобная дифференциация нефтяных и газовых месторождений с глубиной в некоторых нефтегазоносных районах нашей и зарубежных стран является хорошо установленным фактом, хотя в ряде случаев имеются обратные соотношения [11].
Для поисков новых нефтегазоносных районов в северо-западной части Западно-Сибирской низменности наибольший интерес представляют два участка, тяготеющие к крупным водным магистралям, обеспечивающим сравнительно легкое их освоение.
1. Участок, прослеживающийся вдоль р. Обь от пос. М. Атлым до пос. Перегребное. По совокупности геолого-геофизических данных здесь намечается несколько валов, ориентированных в северо-восточном направлении. Наличие газовых месторождений в соседнем Березовском районе и близость Усть-Иртышской впадины с развитыми в ней битуминозными толщами позволяют высоко оценивать перспективы нефтегазоносности этого участка. В связи со значительным погружением мезокайнозойских структур весьма вероятно присутствие здесь нефтяных залежей.
2. Участок по р. Сев. Сосьва, прилегающий к Сартыньинскому валу. Сартыньинский вал на этом участке подтверждается не только глубиной залегания магнитных масс и электроразведкой, но и точечным сейсмозондированием. Надо полагать, что по условиям нефтегазоносности Сартыньинский вал будет весьма сходен с Березовским валом.
Значительный интерес для поисков нефтяных и газовых месторождений представляет также участок, расположенный к востоку от пос. Кузнецово (на р. Тавда). Упругость растворенного газа в песчаниках Кузнецовской опорной скважины (готерив-баррем-апт) близка к пластовому давлению вод, в связи с чем, по мнению Н.Н. Ростовцева, достаточно здесь обнаружить локальные структуры с амплитудой 50-100 м, чтобы встретить скопления свободного газа.
Проведение широких поисков нефтяных и газовых залежей в центральных частях Усть-Иртышской впадины на данной стадии поисково-разведочных работ в низменности вряд ли можно признать целесообразным, так как это будет сопряжено с большими затратами времени и средств в связи с глубоким залеганием наиболее перспективных юрских отложений (2500-3000 м) и трудностями выявления структур. В разведочное бурение здесь следует вводить лишь устанавливаемые сейсмикой структуры с большими амплитудами.
Основной объем глубокого бурения при поисках новых нефтегазоносных районов целесообразней сосредоточить на подготовленных сейсмикой структурах в краевых частях Усть- Иртышской впадины и на примыкающем к ней Северо-Сосьвинском своде, в частности на намеченных перспективных участках. Такое распределение поискового бурения позволит в более короткий срок с наименьшими затратами получить положительные результаты.
ЛИТЕРАТУРА
1. Богомолов А.И., Панина К.И. и Андреева Л.Г. Состав и свойства березовской нефти Тюменской области. Геологический сборник № 2. Тр. ВНИГРИ, нов. сер. вып. 95, 1956.
2. Васильев В.Г. Геологическое строение северо-западной части Западно-Сибирской низменности и ее нефтеносность. Гостоптехиздат, 1946.
3. Губкин И.М. Минерально-сырьевая база Урала в свете новейших исследований и разведок и основные задачи ее дальнейшего изучения. Проблемы Урало-Кузбасского комбината. Изд. АН СССР, т. I, 1932.
4. Дробышев Д.В., Казаринов В.П. и др. Структурно-тектоническая схема Западно-Сибирской низменности. Фонды ВНИГРИ, 1956.
5. Капелюшников М.А., Жузе Т.П. и Закс С.Л. Исследование системы нефть-газ при повышенных давлениях. Тр. Ин-та нефти АН СССР, т. III, 1954.
6. Кудрявцев Н.А., Коровин М.К, Степанов Д.Л. и др. Перспективы нефтеносности Западной Сибири. Госгеолиздат, 1948.
7. Ростовцев Н.Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части Западно-Сибирской низменности. Матер, по геологии, гидрогеологии и нефтегазоносности Зап. Сибири. Тр. ВСЕГЕИ, 1954.
8. Ростовцев Н.Н. Западно-Сибирская низменность. В кн. Очерки по геологии СССР (по материалам опорного бурения), т. I, Л., 1956.
9. Туаев Н.П. Очерк геологии и нефтеносности Западно-Сибирской низменности. Тр. ВНИГРИ, нов. сер., вып. 4, 1941.
10. Шахназаров М.X. Теория и практика эксплуатации конденсатных месторождений. Азнефтеиздат, Баку, 1944.
11. Gussow W.S. Differential entrapment of oil and gas. a fundamental principle, Bull. Am. Ass. Petr. Geol., vol. 38, No. 5, pp. 816 - 853, 1954.
ВНИГРИ
Рис. 1. Схема тектонического строения мезокайнозойского покрова северо-западной части Западно-Сибирской низменности (по В.Д. Наливкину), 1957 г.
1 - контуры структур 1 порядка; 2 - контуры структур II порядка; 3 - положительные структуры III порядка;4 - граница палеозойского обрамления Урала; 5 - высокоперспективные площади; 6 -законченные опорные скважины.
Структуры I порядка: I -Северо-Сосьвинский свод; II - Туринский выступ; III – Верхнеказымский свод; IV - Усть-Иртышская впадина; V - Сорумско Нарымская седловина; VI - Ляпинская седловина (или депрессия).
Структуры II порядка: 1 - Полуйский вал; 2 - Люлимворский вал; 3 - Кемпаж-Мужинский вал; 4 - Кугинская депрессия; 5 - Сартыньинский вал; 6 - Анеевская депрессия; 7 - Березовский вал; 8 - Полноватская депрессия; 9-Перегребинский вал; 10 - Шеркалинский вал; 11 - Большекаменский вал; 12 - Ворьинский вал; 13 - Хангокуртский вал; 14- Лозьвинский вал; 15 - Портахский вал; 16 - Пичерахский вал; 17 - Серовский вал; 18-Еловский вал; 19 - Усть-Лозьвинский вал.
Структуры III порядка: А - Мужинское поднятие; Б - Устремское поднятие; В - Ванзеватское поднятие; Г - Алясовское поднятие; Д - Березовско-Деминское поднятие; Е - Тутлеймское поднятие; Ж - Асмановское поднятие; 3- Чуэльское поднятие; И - Назаровское поднятие; К - Мансийское поднятие.
Рис. 2. Структурная карта по кровле продуктивного валанжинского горизонта Березовской и Алясовской разведочных площадей.
1 - скважины, давшие газ; 2 - скважины, давшие газ и воду; 3 - скважины, давшие воду. Сечение изогипс через 20 м (проведены с учетом сейсмики).