|
УДК 553.98:550.812:551.73(571.1) |
Палеозойский карбонатный комплекс - перспективный объект поисков залежей УВ на Ямале
С.П. МАКСИМОВ, М.В. САМОЛЕТОВ, Н.Н. НЕМЧЕНКО, Л.Н. КЛЕНИНА (ВНИГНИ), В.Д. КОПЕЕВ (ПГО Ямалнефтегазгеология)
Разведанные и перспективные запасы УВ в северных районах Западной Сибири сосредоточены в основном в отложениях мела и нижней - средней юры. Возможность обнаружения скоплений УВ на новых площадях, связанных с указанными нефтегазоносными комплексами, далеко не исчерпана, однако проблема поисков нефти и газа в палеозойских отложениях уже сейчас весьма актуальна.
Залежи нефти, связанные с этими отложениями, выявлены в Томской и Новосибирской областях. Промышленные притоки нефти установлены на ряде площадей Широтного Приобья. На Горелой площади, расположенной в Красноленинском районе, дебит нефти составил около 500 м3/сут. Получены промышленные притоки газа с конденсатом на Новопортовском месторождении на п-ове Ямал. Все это позволяет рассматривать палеозойские отложения как перспективный нефтегазоносный комплекс на севере Западной Сибири.
В Ямальской НГО палеозойские отложения вскрыты на пяти разведочных площадях. Наиболее полная информация об их геологическом строении и нефтегазоносности имеется на Новопортовском месторождении, в связи с чем его можно рассматривать как своеобразный эталонный участок для определения стратегии и отработки методических принципов проведения поисковых работ на нефть и газ в доюрских отложениях северных районов Тюменской области.
Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к крупному одноименному валу. По кровле размытой поверхности палеозойских образований - сейсмическому горизонту А - Новопортовская структура представляет крупную брахиантиклиналь (50x25 км) северо-западного простирания, осложненную тремя куполами. Абсолютные отметки кровли палеозоя изменяются от -2432 м в своде структуры до -3200 м на крыльях.
Палеозойские отложения вскрыты в более чем 40 скважинах. Однако в большинстве случаев ими пройдена только кровельная часть (50-150 м), и лишь в отдельных скважинах вскрытая мощность более значительна - от 380 до 700 м. В пяти скважинах из кровельной части палеозойских отложений получены промышленные притоки газа и конденсата, а наиболее значительный - 259 тыс. м3/сут - в скв. 107, расположенной на юго-восточном склоне Новопортовского локального поднятия. В скв. 138 получен непромышленный приток чистой нефти.
Проведенные био- и литостратиграфические исследования позволили детализировать состав, строение и получить первые сведения о возрасте палеозойских отложений. По вещественному составу они разделены на три комплекса - зеленосланцевый метаморфический, метапесчаниковый и карбонатный (рис. 1).
Первый распространен в западной части площади и представлен эпидот-хлорит-кварцевыми, кварц-серицит-хлоритовыми и карбонатно-хлоритовыми сланцами. Породы существенно дислоцированы (углы падения по керну 45-50°) и регионально метаморфизованы. С учетом обособленности комплекса по степени метаморфизма от вышележащих девонских отложений, возраст его предлагается условно принять ордовикско-силурийским.
Метапесчаниковый комплекс вскрыт в центральной части Новопортовской структуры и сложен метаморфизованными полимиктовыми и полевошпатово-кварцевыми песчаниками с подчиненными прослойками и линзочками аргиллитов и пелитоморфных известняков. Текстура пород массивная или слоистая. Пространственная разобщенность метапесчаникового и зеленосланцевого комплексов не позволяет установить характер их взаимоотношения. Не исключено, что это возрастные эквиваленты разных фаций метаморфизма.
Верхняя граница метапесчаникового комплекса определяется несогласным залеганием (скв. 131) перекрывающих девонских карбонатно-терригенных отложений. Учитывая более низкую степень метаморфизма по сравнению с зеленосланцевым комплексом и стратиграфическое соотношение с вышележащими образованиями, возраст метапесчаникового комплекса предположительно принимается силурийским.
Карбонатный комплекс вскрыт в различных частях Новопортовской структуры, но наиболее широко он распространен на восточном крыле поднятия. Породы комплекса представлены органогенными, органогенно-детритовыми, сгустковыми, пелитоморфными, тонко- и мелкокристаллическими известняками, доломитизированными известняками и доломитами. В отдельных скважинах отмечаются подчиненные прослои алевропелитов, алевропесчаников и известковистых аргиллитов. В известняках встречаются плохой сохранности мшанки, морские лилии, остракоды, спикулы губок, водоросли. В скв. 98 (интервал 3285- 3293,5 м) в темно-серых пелитоморфных известняках обнаружены спикулы губок Astraeospongium (?), имеющих возрастной диапазон ордовик-карбон, и остракода раннедевонского облика. В скв. 124 (интервал 2657- 2665,2 м) из известняков выделена остракода девонского (позднедевонского?) облика. Верхняя граница карбонатного комплекса трансгрессивная и фиксируется базальными полимиктовыми гравелитами, выше которых наблюдаются темно-серые алевропелиты, содержащие споры и пыльцу юрского возраста. На, основании изложенного возраст карбонатного комплекса устанавливается как девонский. Палеозойские образования пронизаны интрузиями основного состава.
Анализ результатов бурения и испытания скважин показывает, что установленные притоки газа и пластовой воды связаны, как правило, с карбонатным комплексом. Исключение составляет скв. 107, в которой приток газа был получен из метапесчаникового комплекса. К этим же породам приурочен и непромышленный приток нефти в скв. 138.
Как известно, карбонатные породы больше, чем другие типы пород подвержены воздействиям процессов, приводящих к возникновению и увеличению вторичного пустотного пространства и образованию зон с улучшенными коллекторскими свойствами. И хотя такие зоны могут быть встречены и в других литологических комплексах палеозоя, связанных с участками повышенной трещиноватости, корами выветривания, все же карбонатные породы в этом смысле более предпочтительны.
В настоящее время прямых данных о коллекторских свойствах палеозойских пород практически не имеется. Отдельные лабораторные определения физических параметров этих отложений не дают четкого представления о пространственном распределении коллекторов.
Как уже отмечалось, установленные промышленные и непромышленные притоки УВ и пластовой воды в основном связаны с кровельной частью палеозойского разреза. С одной стороны, это можно объяснить тем, что в предъюрское время в результате подъема территории палеозойские отложения подверглись сильному воздействию гипергенных процессов, что способствовало образованию кор выветривания. С другой стороны, в большинстве скважин опробовалась только верхняя часть палеозойского комплекса, поэтому прямые сведения о притоках и нефтегазоносности более погруженных его частей практически отсутствуют.
Вместе с тем косвенные показатели, позволяющие положительно оценивать перспективы нефтегазоносности внутренних частей палеозойского карбонатного комплекса, имеются.
На наличие в разрезе участков с улучшенными коллекторскими свойствами указывают результаты испытания палеозойских пород в скв. 210, в которой из нескольких интервалов получены непереливающиеся притоки пластовой воды. Об этом свидетельствуют и многочисленные осложнения в процессе бурения. Так, при проходке скважинами карбонатных пород палеозоя неоднократно отмечались поглощения глинистого раствора различной интенсивности, прихваты бурового инструмента и т. д. Вынос же керна при вскрытии карбонатного комплекса очень мал (первые проценты от интервала отбора), что говорит о повышенной трещиноватости и кавернозности пород, которые легко разрушаются при их разбуривании.
Не противоречат возможности формирования залежей УВ внутри палеозойской толщи и результаты геохимических исследований конденсатов юрского возраста. По данным Т.А. Ботневой, Н.С. Шуловой, В.В. Ильинской (1987 г.), по ряду генетических показателей - структуре парафиновых цепей высокомолекулярных УВ, соотношению пристана и фитана - наблюдается четкое обособление конденсата из низов тюменской свиты от конденсатов из залежей более высоких частей разреза. Заметные различия наблюдаются в содержании и составе ароматических УВ. Приведенные данные свидетельствуют о том, что в нижней части разреза осадочного чехла имеется, по-видимому, самостоятельный источник генерации УВ, возможно, связанный с палеозойскими отложениями.
Этот вывод, хотя и носит предварительный характер, имеет принципиальное значение. Подтверждение его позволяет расширить диапазон возможной нефтегазоносности палеозойского карбонатного комплекса за счет более глубоких горизонтов.
Исходя из общих геологических представлений можно предположить, что на начальном этапе платформенного развития на рассматриваемой территории в позднем палеозое существовали морские мелководные бассейны, в которых происходило интенсивное накопление карбонатных осадков. Огромные мощности карбонатных пород (вскрытая мощность в скв. 210 превышает 700 м), их литологические особенности (во многих шлифах отмечается органогенно-водорослевая структура), а также характер записи стандартного каротажа, который в отдельных скважинах выражен слабодифференцированными кривыми КС и ПС, дают основание предполагать рифогенное строение карбонатных пород палеозойского возраста.
Обобщение результатов региональных сейсмических исследований позволило установить, что палеозойские карбонатные отложения погружаются в восточном направлении от Новопортовского месторождения, образуя крупную отрицательную структуру - Пур-Гыданскую синеклизу (Л.Ш. Гиршгорн, В.С. Соседков, 1987 г). В этом же направлении увеличивается стратиграфический диапазон доюрских образований за счет появления в разрезе более молодых палеозойских и триасовых отложений, перекрывающих карбонатный девонский комплекс.
Новопортовское месторождение попадает в зону резких изменений абсолютных отметок отражающего опорного горизонта IIв (А), которая протягивается далее на север вдоль Обской губы (рис. 2). Эта зона соответствует, по всей видимости, западному бортовому уступу Пур-Гыданской синеклизы, с которым, вероятно, и связана сравнительно узкая полоса повышенных мощностей карбонатного комплекса. Можно предположить, что к указанному уступу будет приурочена цепочка органогенных построек барьерного типа в палеозойском карбонатном комплексе.
Результаты сейсморазведочных работ МОГТ на Утреннем месторождении подтверждают высказанное предположение. Здесь по отражающему сейсмическому горизонту IIв (А) достаточно отчетливо вырисовывается массивное тело, которое по характеру волновой картины можно интерпретировать как органогенную постройку мощностью в 1,5- 2 км. Аналогичная картина волновой записи наблюдается на Западно-Тамбейском поднятии. Что касается Новопортовского месторождения, то здесь картина более сложная. Видимо, это связано с сильной тектонической нарушенностью комплекса.
В восточном направлении от бортового уступа по мере погружения отражающих сейсмических горизонтов можно предполагать изменение фациального облика палеозойских отложений, синхронных по возрасту девонскому карбонатному комплексу, и появление более глубоководных депрессионных фаций.
Таким образом, по данным бурения и геофизических исследований девонские карбонатные или терригенно-карбонатные образования на севере Западно-Сибирской плиты характеризуются слабой дислоцированностью и низкой степенью метаморфизма. На этом основании указанный комплекс пород следует отнести к нижнему структурному этажу платформенного чехла, который вместе с более древними образованиями палеозоя перекрывает крупный блок фундамента скорее всего байкальской консолидации. Такой вывод согласуется с более ранними представлениями о том, что на севере Западной Сибири древние блоки байкалид имеют широкое распространение [1, 2]. Именно на этом байкальском основании в палеозойское время произошло заложение крупной Пур-Гыданской синеклизы, которая выполнена триасовыми и палеозойскими отложениями. В западном направлении в сторону Полярного Урала возраст складчатого основания омолаживается, о чем свидетельствуют данные бурения на Новопортовском месторождении. Можно предположить, что западная бортовая зона Пур-Гыданской синеклизы соответствует границе крупных блоков фундамента с герцинским и байкальским временем завершающей складчатости.
Отсутствие триасовых отложений на Новопортовском поднятии и смежных с ним площадях свидетельствует о том, что предъюрский денудационный этап в этом районе был достаточно продолжительным и охватывал значительную часть позднепалеозойского этапа (карбон-пермь) и весь триасовый период. В это время, по всей вероятности, активизировались тектонические движения и в пределах отдельных блоков девонские карбонатные отложения были частично, а в наиболее приподнятых полностью размыты.
Такой характер тектонического развития привел к очень сложным взаимоотношениям различных блоков доюрского основания в пределах Новопортовской структуры, что нашло свое отражение в особенностях нефтегазоносности палеозойских отложений.
Анализ изменения коэффициентов аномальности пластового давления (Кан=Рпл/Ргидр) палеозойского комплекса на фоне общих геологических построений свидетельствует о том, что скважины, в которых получены промышленные притоки газа и конденсата, приурочены к различным блокам доюрского основания и вскрывают, по всей видимости, четыре самостоятельные залежи, характеризующиеся гидродинамической разобщенностью. Каждая из этих залежей имеет самостоятельный ГВК, положение которых, учитывая низкое качество и небольшое количество испытаний, устанавливается в значительной мере условно. По предварительным данным высоты залежи могут составлять 100-200 м.
Учитывая разломно-блоковое строение доюрского основания на Новопортовской структуре, можно предположить, что все установленные залежи контролируются разломами. Таким образом, мы имеем дело со сложно построенными массивными залежами, которые экранируются поверхностью стратиграфического несогласия и тектоническими нарушениями. Представляется, что подобный тип залежей наряду с другими будет достаточно распространенным для палеозойских карбонатных образований северных районов Западной Сибири.
Рассмотренные материалы позволяют сделать следующие выводы и наметить основные задачи геолого-поисковых работ на палеозойские отложения.
Получение промышленных притоков газоконденсата на Новопортовском месторождении из палеозойских отложений позволяет рассматривать их как новый перспективный объект для поисков залежей УВ на севере Западной Сибири. Наибольший интерес с этой точки зрения представляет палеозойский карбонатный комплекс, возраст которого предварительно определен как девонский. Этот комплекс имеет региональное распространение на севере Западной Сибири и выполняет наряду с более молодыми палеозойскими и, возможно, триасовыми отложениями крупную отрицательную структуру - Пур-Гыданскую синеклизу, заложение которой произошло на ранних этапах развития Западно-Сибирской плиты. Предполагается органогенная природа отдельных палеозойских карбонатных массивов, которые расположены в пределах узкой линейной зоны, соответствующей бортовому уступу Пур-Гыданской синеклизы, и, вероятно, представляют собой цепочку органогенных построек барьерного типа.
Результаты глубокого бурения и испытания скважин свидетельствуют о том, что внутри карбонатного палеозойского комплекса имеются участки с высокоемкими коллекторами, с которыми могут быть связаны промышленные скопления УВ.
Для уточнения природы и условий распространения палеозойских карбонатных пород необходимо отработать серию региональных сейсмопрофилей МОГТ, расположив их вкрест простирания бортового уступа. С этой же целью, а также для уточнения сейсмогеологической характеристики палеозойского разреза в комплексе с региональной сейсморазведкой следует пробурить ряд параметрических скважин.
Для отработки методических принципов картирования внутрипалеозойской структуры и прослеживания дизъюнктивных нарушений, ограничивающих участки распространения различных по составу и возрасту палеозойских комплексов, целесообразно возобновить детальные сейсмические работы МОГТ на Новопортовском месторождении. Наличие сравнительно большого количества скважин, вскрывших палеозойские образования, позволяет рассматривать это месторождение как своеобразный эталонный участок для решения указанных задач.
С целью картирования карбонатных массивных тел палеозойского возраста, которые выявлены региональными работами на ряде площадей, необходимо провести детализационные сейсмические исследования МОГТ. Первоочередными объектами следует считать Утреннюю и Западно-Тамбейскую площади.
Для уточнения перспектив и диапазона нефтегазоносности палеозойского карбонатного комплекса рекомендуется на Новопортовском месторождении продолжить бурение, ориентируясь на вскрытие не только кровли палеозойских отложений, но и более глубоких горизонтов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М., Недра, 1975.
2. Максимов С.П., Дикенштейн Г.X. О возрасте складчатого основания Западно-Сибирской плиты и возможном распространении платформенных нефтегазоносных комплексов палеозоя в ее пределах. - Геология нефти и газа, 1979, № 7, с. 6-11.
Рис. 1. Структурная карта по кровле палеозойских отложений Новопортовского месторождения:
1 - изогипсы кровли палеозойских отложений м, 2 - предполагаемые тектонические нарушения; зона развития. 3 - зеленосланцевого метаморфического комплекса, 4 - карбонатного комплекса, 5 - метапесчаникового комплекса, 6 – предполагаемый ГВК. 7 газоконденсатные залежи, скважины 8 - вскрывшие палеозойские отложения, 9 - давшие промышленный приток газа с конденсатом, 10 давшие приток пластовой воды, 11 сухие, 12- проектные
Рис. 2. Структурная карта по отражающему горизонту IIв в пределах западного борта Пур-Гыданской синеклизы (по Л.Ш. Гиршгорну, В.С Соседкову, 1987)
1 - изогипсы отражающего горизонта IIв, км; 2 – бортовой уступ; 3- карбонатные массивы (I- Новопортовский, II - Утренний, III - Западно-Тамбейский)