К оглавлению

УДК 553.98.041.551.762(571.1-17)

Проблема нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений в северных районах Западно-Сибирского НГБ

М.Я. РУДКЕВИЧ, С.И. ШИШИГИН, Н.Н. ШИПОВАЛОВА (ЗапСибНИГНИ)

Северные и субарктические районы Западно-Сибирского НГБ приурочены к Ямало-Тазовской мегасинеклизе. На юге она граничит с Обской приподнятой террасовидной областью (мегантеклизой), на западе, востоке и северо-востоке - с внешним прибортовым поясом плиты. Мегасинеклиза включает в себя пять крупнейших структур: Ямало-Гыданскую и Усть-Енисейскую синеклизы, Мессояхскую гряду, Надым-Тазовскую синеклизу и Пурский желоб. Последний как бы разрывает южный борт Надым-Тазовской синеклизы и расклинивает с севера Хантейскую и Кеть-Вахскую антеклизы, входящие в состав Обской приподнятой области.

Эти крупнейшие депрессии образовались над системами рифейских и ранне-среднепалеозойских авлакогенов. Палеозойский рифтогенез раздробил карельско-байкальский фундамент северного сегмента Западно-Сибирской плиты, обусловив интенсивное устойчивое, но резко дифференцированное прогибание Ямало-Тазовской мегасинеклизы в мезозойскую эру. Это прогибание началось образованием над авлакогенами раннеплитных депрессий в конце палеозоя (средний карбон-пермь) и в триасовом периоде. В лейасовую эпоху развивался ортоплатформенный чехол (плитный комплекс) на всей площади мегасинеклизы, которая в мезозое и палеогене была сходна с окраинными синеклизами древних платформ [1].

Важной особенностью строения и истории развития частных поднятий - валов и куполов - является их формирование на генетически различных доюрских структурах: выступах фундамента, активизированных разломах, над грабенообразными прогибами и горстовидными поднятиями в зонах авлакогенов. Интенсивные поднятия возникали на разных этапах - в конце палеозоя, на рубеже триасового и юрского периодов, в начале берриасского века. Значительную роль в формировании структурных ловушек нефти и газа играла неотектоническая активизация северных районов Западно-Сибирской плиты, Полярного Урала, Новой Земли, Таймыра, а также Сибирской платформы, испытавших интенсивное воздымание в неогеновом периоде. Максимальный неотектонический рост отдельных валов и куполовидных поднятий составил 300-400 м [4]. Образование инверсионных валов в триасовом и юрском периодах, активный рост поднятий в раннеберриасское время, сопровождавшийся в северо-восточной части мегасинеклизы размывом верхнеюрских глин на несколько сотен метров, дифференцированное неотектоническое воздымание территории приводили к оживлению глубинных разломов, над которыми отмечены повышенные тепловой поток и палеотемпературы [3]. Все сказанное свидетельствует о том, что петрофизические свойства гранулярных коллекторов нижне-среднеюрского комплекса не имеют строгой линейной связи с современными глубинами залегания пород.

Нижне-среднеюрские отложения в Ямало-Тазовской мегасинеклизе представлены мелководно-морской и прибрежно-континентальной песчано-алеврито-глинистой ритмично-слоистой темноцветной субугленосной формацией. В разрезе Усть-Енисейской синеклизы описываемая толща получила наименование большехетской серии. В ее составе выделяется четыре песчано-алевритовых и три глинистых свиты, которые уверенно прослеживаются по сопоставлению разрезов скважин и сейсмическим профилям на запад, в пределы Гыданского и Ямальского полуостровов и менее отчетливо на юг - в Надым-Тазовское междуречье. Мощность большехетской серии в глубоких впадинах достигает 2-2,5 км, а на прибортовых и некоторых внутренних сокращается до 1,2-0,7 км; при этом к сводам поднятий выклиниваются горизонты нижнего лейаса. Максимальные глубины до кровли и подошвы серии составляют 4,5-5 и 7-7,5 км соответственно. Нефтегазопроявления фиксируются при испытании скважин во всем разрезе толщи.

Промышленные нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения выявлены на бортах региональной депрессии (Новопортовское, Бованенковское, Нижнехетское и на некоторых внутренних контрастных поднятиях (Северо-Тамбейское, Харасавейское, Геофизическое, Тазовское). Во внутренних зонах мегасинеклизы отмечается значительное превышение (в 1,5-2 раза) пластового давления над гидростатическим.

Во впадинах палеотемпературы кровли серии составляют 150-160 °С (3,8-4 км), а подошвы - 200-230 °С (5-7,5 км), что соответствует подзонам катагенеза РОВ МК_3-5 [3]. Углепетрографическое изучение керна глубоких скважин Уренгойской площади показало, что в интервале 3750-5012 м степень катагенеза РОВ пород отвечает диапазону МК₂-MK₅. Границы между градациями мезокатагенеза проводятся на следующих глубинах: МК₂/МК₃-4000 м, МК₃/МК₄-4440 м, MK₄/MK₅-4850 м [2]. На инверсионных поднятиях, развитых над нижне-среднеюрскими прогибами или моноклиналями, эти границы проходят значительно выше. Выше они также и в зонах разломов, например, на Медвежьей площади, где палеотемпература подошвы юрских отложений (4,4 км) достигает 220-230 °С [3]. Результаты изучения состава и свойств нефтей и конденсатов юрских залежей показывают, что на значительной части площади Ямало-Тазовской мегасинеклизы жидкие УВ принадлежат типу III_г, который характеризует очень высокую степень катагенеза РОВ и УВ (геохимические подзоны МК_4-5). В прибортовых частях мегасинеклизы и на крупных поднятиях Северного Ямала нефти и конденсаты относятся к типам II_н и II_г что соответствует средней и высокой степени катагенеза - МК_1-3. Таким образом, на обширном пространстве Ямало-Тазовской мегасинеклизы нижне-среднеюрские толщи находятся в различных термобарических условиях, в том числе - в нижних подзонах катагенеза.

Рассмотрим, в какой степени сделанный вывод согласуется с качеством коллекторов и как распределяются свойства последних по площади. Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород нижне-среднеюрского комплекса изучены по керну и по данным испытания скважин (таблица). Для общей площадной характеристики коллекторов составлена карта абсолютной проницаемости песчано-алевритовых пород нижней - средней юры Западно-Сибирского бассейна от Широтного Приобья до арктических районов, на нее нанесены 127 площадей с анализами керна или расчетами по гидродинамике (рис. 1). Карта показывает, что в региональном плане развито четыре класса коллекторов (III-VI). Наибольшую площадь занимают породы VI класса - непромышленные коллекторы (полуколлекторы), абсолютная проницаемость которых менее 1 фм². Следовательно здесь, в наиболее широкой и наиболее погруженной зоне, промышленных скоплений УВ ожидать нельзя. Обширная территория распространения практически непроницаемых пород окаймляется зоной развития коллекторов V класса (1-10 фм²). Эта зона на западе имеет ширину 30-50 км, на востоке 70-150 км и на юге охватывает все Среднее Приобье. Здесь встречаются низкодебитные залежи УВ. Еще далее и на запад, и на восток протягиваются полосы развития коллекторов IV класса (10-100 фм²), с которыми связаны залежи среднедебитные. И, наконец, известны коллекторы III класса, присутствующие в Приенисейской полосе (Елогуйское и Туруханское незамкнутые поднятия). Эта территория в виду геологической раскрытости недр не перспективна в нефтегазоносном отношении. Зоны и области развития коллекторов IV класса являются по существу главными для проведения поисково-разведочных работ на нижне-среднеюрский комплекс. Между тем, кроме Красноленинского района, эти отложения в указанном ареале коллекторов IV класса изучаются слабо. И в то же время сравнительно большие объемы поисково-разведочного бурения реализуются во внутренних районах области, где нижне-среднеюрские песчано-алевритовые породы сильно уплотнены в результате интенсивных процессов катагенеза. Проницаемость однотипных пород в Уренгойском районе снижается на два порядка по сравнению с районами Среднего Приобья. Поэтому, если в Среднем Приобье среди песчано-алевритовых разностей 2/3 приходится на долю промышленных коллекторов, то в Уренгойском районе эта доля равна нулю. Данный тезис можно подтвердить кривыми распределения проницаемости и пористости (рис. 2). Каковы же причины такого резкого снижения качества коллекторов большехетской серии (нижняя - средняя юра) в центре Ямало-Тазовской мегасинеклизы? Их можно объединить в две большие группы: механические (компрессионные) и геохимические (катагенетические). В результате воздействия механических нагрузок происходит обычное уплотнение по экспоненциальному закону. Вторая группа причин складывается из геохимических преобразований в минеральных компонентах скелета и цемента на контактах всех фаз. Интенсивность влияния многочисленных факторов физико-химического воздействия связана, естественно, с геологическим временем и химизмом среды. Геохимические преобразования зависят от давления и температуры. Известно, например, что возрастание температуры на каждые 10 °С увеличивает скорость течения химических реакций примерно вдвое. Поэтому считается, что на глубине при температуре 150 °С подобные реакции протекают в десятки раз быстрее, чем в обычных лабораторных условиях. Л.П. Стефенсон (1977 г.), проводя опыты на кварцевых песчаниках показал, что снижение пористости их от 40 до 29 % при температуре 93 °С происходит за 1 млн. лет, а при 166 °С - за 15 сут. С ростом давления существенно повышается число контактов зерен [5]. По данным Б. А. Лебедева (1976 г.) число контактов в меловых песчаниках Западной Сибири равно в среднем 1,7, а в отложениях нижне-среднеюрского комплекса - 5,7. С увеличением давления резко возрастает растворимость кварца и кальцита, которые в зависимости от условий могут либо выноситься, либо выпадать в осадок на стенках пор. На первом месте по распространенности стоит кремнистый цемент, на втором - кальцитовый. Они имеют кристаллическую или псевдокристаллическую структуру, что, естественно, в немалой степени способствует прочному закупориванию пор и каналов.

Породы описываемого комплекса имеют изначальный (аллотигенный) глинистый цемент каолинитового, гидрослюдистого и монтмориллонитового состава. С возрастанием глубины увеличивается количество аутигенного цемента. Он образуется в результате не только разложения обломочной части на контактах зерен, но и перекристаллизации изначальных глинистых минералов в направлении снижения свободной энергии их по закону Гиббса. Это объясняет, почему тонкодисперсные породы легче подвергаются процессам перекристаллизации, чем грубозернистые. Катагенетические преобразования более интенсивны в маломощных и неоднородных по составу породах. Поэтому аналогичные литотипы континентальных отложений тюменской свиты (нижняя - средняя юра) центральных районов бассейна при прочих равных условиях подвергались более интенсивному преобразованию и уплотнению, чем, например, морские отложения валанжина.

Выводы

1. Нижне-среднеюрский комплекс в северной и субарктической частях Западно-Сибирской плиты (Ямало-Тазовская мегасинеклиза) представлен чередующимися мелководно-морскими и прибрежно-континентальным и терригенными свитами, обладающими высоким нефтегазоматеринским потенциалом. Глубина залегания кровли комплекса увеличивается от 1,5-2 км на бортах до 4,5-5 км в центре мегасинеклизы, а мощность возрастает в том же направлении от 0,3-0,5 до 2- 2,5 км.

2. РОВ пород и УВ залежей в центральной части региональной депрессии достигли высокой катагенетической превращенности, отражающей вхождение толщи в нижние геохимические подзоны мезокатагенеза. Это согласуется с отсутствием здесь коллекторов промышленного значения.

3. Поисково-разведочные работы на нефть и газ в нижне-среднеюрских отложениях необходимо ориентировать на прибортовые зоны мегасинеклизы, а в их пределах на палеогеографические и палеогеоморфологические элементы русловых и дельтовых фаций, а также на вскрытие субплатформенных карбонатных образований палеозоя.

4. Бурение глубоких поисковых и разведочных скважин в областях отсутствия коллекторов и очень высокой катагенетической превращенности РОВ пород, нефтей и конденсатов в настоящее время экономически не оправдано даже из расчета на открытие инъекционных залежей, связанных с зонами разломов и тектонической трещиноватостью. В таких районах высвободившийся объем бурения следует перевести на перспективные объекты в отложениях апта-альба и неокома, в которых значительная доля ресурсов УВ заключена как в пластовых сводовых, так и в сложно построенных литологических и комбинированных залежах между выявленными многопластовыми месторождениями антиклинального типа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гарецкий Р.Г., Нагорный М.А. Классификация синеклиз древних платформ.- Геотектоника, 1987, № 2, с. 46-53.

2. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Новые данные о катагенезе глубоко погруженных юрских отложений Уренгойского района.- Докл. АН СССР, 1984, т. -279, № 4, с. 954-958. .

3. Палеогеотермия и нефтегазоносность/И.И. Амосов, Н.П. Гречишников, В.И. Горшков и др. М., Наука, 1982.

4. Рудкевич М.Я. Палеотектонические критерии нефтегазоносности. М., Недра, 1974.

5. Stephenson L.P. Porositi dependence on temperature: limit on maximum possible effect.- Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol.- 1977.- Vol. 61.- № 3,- P. 407-415.

Таблица Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород тюменской свиты Западно-Сибирской НГО

Свод, район	По данным исследования керна			По испытанию скважин
	Число скважин	Ка, фм^2	m0, %	Число скважин	Кэф, фм^2	Ка, фм^2	m0, %
Сургутский	105	8	13,8	123	1,2	25	15
Нижневартовский	17	2	11	7	1,5	30	15,7
Вынга-Пуровский+ Пурпейский	14	0,5	10,6	3	0,3	8	15,8
Уренгойский	10	0,04	12,3	-	-	-	-
Сидоровский	5	2,2	10,4	-	-	-	-
Толькинский	21	2,2	11,7	3	2	40	18,8
Тазовский	20	1	12,2	2	1,5	30	18,4
Западный Ямал	65	9	14,2	26	5	50	18,5
Восточный Ямал	6	0,2	13,4	-	-	-	-

Примечание. Ка и Кэф - абсолютная и эффективная проницаемости, m₀ - открытая пористость

Рис. 1. Карта абсолютной проницаемости песчано-алевритовых пород нижне-среднеюрского комплекса северной части Западно-Сибирской плиты:

1 - границы комплекса; зоны распространения коллекторов с проницаемостью; 2 - III, 3 - IV, 4 - V, 5 - VI класса. Точками обозначены площади с фактическим материалом

Рис. 2. Кривые распределения коллекторских свойств песчано-алевритовых пород нижне-среднеюрского комплекса Уренгойского района:

а - абсолютной проницаемости, б - открытой пористости. Породы: 1 - песчаники мелкозернистые, 2 - алевролиты; n - число образцов