К оглавлению журнала

УДК553.98 © М.Б.Букаты, 1997

Уникальность этого региона, определяемая наличием мощных толщ соленосных отложений, древнейшим рифей-раннекембрийским возрастом основных нефтегазоносных комплексов и широким распространением в разрезе пластовых интрузий - траппов, обусловливает ряд проблем, связанных с оценкой его нефтегазоносности.

Одна из таких проблем - оценка сохранности углеводородов. Выявленные Л.М. Зорькиным закономерности направленного геохимического развития нефтегазоносных бассейнов [2 ] позволяют относить рассматриваемую территорию к древним бассейнам, находящимся на стадии геохимической старости и, следовательно, обладающим меньшими перспективами нефтегазоносности по сравнению со зрелыми бассейнами [1 ]. Ставит под сомнение перспективность центральных и северных районов Тунгусской синеклизы также и развитие траппового магматизма, особенно ярко проявленного в данном разрезе [3 ].

В геохимической системе вода - газ особенности геологической истории и строения привели к широкому диапазону изменения минерализации и химического состава подземных вод и рассолов, а также состава газов, что обусловило невозможность применения известных методов расчета степени насыщения пластовых вод газами. В связи с этим была разработана специальная методика (Букаты М.Б., 1992), реализованная в составе программного комплекса HydrGeo в виде процедуры Gas, позволяющей определять состав и ряд характеристик равновесной свободной газовой фазы по составу растворенного газа и воды или, наоборот, состав и другие параметры растворенного газа по составу свободного газа и раствора, а также моделировать эвазию - инвазию газов при изменении давления, температуры или состава раствора. В число рассчитываемых параметров и характеристик входят коэффициент газонасыщенности, общее и парциальное давление насыщения, значения индивидуальных фугитивностей газов, прогнозные фазовый тип и расстояние до залежи, расчетные значения конденсатности, плотности газа в стандартных и пластовых условиях, его возраст, теплота сгорания, сжимаемость и др.

Проведенные в соответствии с этой методикой физико-химические расчеты для основных залежей нефти и газа позволили впервые оценить направленность их взаимодействия с вмещающими подземными рассолами. В окраинных и центральных районах Тунгусской синеклизы характер их взаимодействия оказался заметно различающимся, что хорошо видно при анализе результатов расчетов, приведенных в обобщенном виде (таблица).

Примечание. Направления миграции: "+" - в залежь; "-" - из залежи; "=" - равновесие залежи с подземными водами.

Так, в Подкаменном, Куюмбинском, Юрубченском и Собинском месторождениях, отражающих гидрогеохимические условия в пределах Курейско-Бакланихинского мегавала, центральной части Байкитской антеклизы и Катангской седловины, приуроченных к западным и южным районам Тунгусской синеклизы, газовый состав по многим компонентам близок к равновесию с подземными водами, что свидетельствует о слабом современном взаимодействии между ними и, следовательно, геохимической устойчивости залежей. Для этих месторождений при общем коэффициенте насыщения вод (отношение давления насыщения вод к пластовому), изменяющемся в большинстве случаев от 0,45 до 0,97, по соотношениям индивидуальных коэффициентов фугитивности газов в залежах и подземных водах отмечается незначительное рассеивание из газовой составляющей залежей главным образом метана и диоксида углерода, причем чаще всего такое рассеивание частично компенсируется одновременным поступлением из окружающих рассолов тяжелых углеводородов, гелия и азота. Учитывая сравнительно однородный гидрогеохимический фон в нижних горизонтах осадочного чехла крупнейших структур, к которым приурочены эти месторождения, отмеченные закономерности могут быть с определенной долей условности распространены на всю рассматриваемую территорию, что дает основание для вывода о весьма благоприятном геохимическом режиме формирования и сохранения нефти и газа в рифей-нижнекембрийских отложениях данного региона. В то же время очевидно, что газовая часть залежей в настоящее время трансформируется в направлении утяжеления своего состава и изменения концентраций неуглеводородных газов.

В этой связи можно предполагать продолжение процессов образования, миграции и накопления нефти вплоть до современного этапа геохимического развития на фоне прекращения образования и накопления газов. У последних сейчас проявляется начальный период рассеивания - растворение в окружающих водах.

Судя по очень небольшому пока объему имеющихся данных, иной процесс протекает в Бахтинском мегавыступе, примыкающем к центральной части Тунгусской синеклизы. На выявленном здесь Моктаконо-Таначинском газонефтяном месторождении результаты расчетов показывают наличие резкой неравновесности свободных газов с подземными водами (общий коэффициент насыщения 0,18-0,26), причем с учетом индивидуальных соотношений фугитивностей разных газов это касается в первую очередь наиболее легких углеводородов, равно как и для других районов юго-запада Сибирской платформы. На этом месторождении прогнозируется преобладание обстановки геохимической неустойчивости залежей нефти и газа, диффузионно рассеивающихся в окружающих водах на современном этапе.

Такая же ситуация,вероятно, наблюдается и в других районах восточной части Бахтинского мегавыступа, а также на большей части Курейской синеклизы, основанием чему может служить гипотеза об изменении геохимического фона в результате теплового воздействия наиболее интенсивно проявившегося здесь траппового магматизма, выдвинутая ранее для объяснения аномальной сухости водорастворенных газов, установленной на восточном склоне Бахтинского мегавыступа и в очень слабо еще изученных западной и центральной частях Курейской синеклизы (Букаты М.Б., 1985). Правомерность данного предположения требует проверки в ходе дальнейших работ на основе отбора и исследования глубинных проб водорастворенного газа, поскольку оно имеет принципиальное значение для оценки нефтегазоносности огромной территории центральных и северных районов Тунгусской синеклизы.

Как с точки зрения теории нефтегазообразования, так и охраны природы особый интерес представляет также современное поступление в залежи Куюмбинского и Моктаконо-Таначинского месторождений высокотоксичного оксида углерода, имеющего высокотемпературный генезис, из подземных вод (см. таблицу) .

Результаты гидрогеохимического прогнозирования преобладающего типа возможных месторождений нефти и газа в рифей-нижнекембрийских породах по данным моделирования водно-газовых равновесии отражены на рис. 1.

В целом для изученной территории прогнозируемое качество залежей уверенно разделяется на два главных типа, первый из которых объединяет нефтяные и нефтяные с газовой шапкой, а второй - газоконденсатные и газовые. В пространственном отношении они обособляются в три области.

В первой из областей, приуроченной к центральной погруженной части Канской впадины, ожидается распространение залежей преимущественно второго типа, что может быть связано с глубоким залеганием карбонатных горизонтов нижнего кембрия в условиях резко повышенной напряженности геотемпературного поля. Температура в этой зоне достигает 90 °С и может быть намного более высокой в период траппового магматизма, поскольку, по мнению Г.П. Вдовыкина, именно этот район может рассматриваться как зона начального проявления магматизма, вызвавшего серию регионально распространенных на юге Сибирской платформы траппов.

Вторая, значительно более обширная, область преобладания залежей второго типа включает терригенно-карбонатные отложения костинской формации на северном и восточном погружениях Бахтинского мегавыступа, северной окраине Байкитской антеклизы и в центральных, юго-западных и западных районах Курейской синеклизы. Сравнительно хорошо обоснована фактическим материалом только ее западная граница, тогда как южная и восточная проведены, как и в Канской впадине, в значительной мере условно, исходя главным образом из общегеологических соображений. Северное ограничение этой области пока не установлено. Исключением по прогнозируемому фазовому типу залежей на территории этой области являются два анализа водорастворенного газа по скважинам Пойменной и Учаминской площадей, по которым можно предполагать первый (газонефтяной) тип насыщения. В то же время другие анализы по тем же самым интервалам свидетельствуют, как и все остальные, о преобладании на этой территории второго типа возможной нефтегазоносности.

В ряде районов в области преобладания залежей как первого, так и второго типов наряду с обычными свободными газами азотно-углеводородного и углеводородного (метанового) состава могут быть встречены залежи с повышенными концентрациями других компонентов. Так, обогащение газов водородом (до 30-50 %) может предполагаться в межсолевых карбонатных горизонтах в центральной части Канской впадины и подсолевых терригенных и терригенно-карбонатных породах крайне слабо изученной Моровской площади на востоке Курейской синеклизы. Эпизодическое присутствие в газовой фазе примесей водорода и оксида углерода термометаморфического или магматического происхождения прогнозируется на севере Байкитской антеклизы (район Куюмбинской площади) и в пределах Бахтинского мегавыступа (Моктаконская площадь). Судя по единичным анализам здесь возможно обогащение свободных газов до 20-30 °/о СО. Кроме того, в западной части рассматриваемого региона (Туруханский район) свободные и нефтерастворенные газы должны быть существенно обогащены кислыми газами - СО₂ и Н₂S, содержание которых по расчетным данным может достигать первых процентов.

При изучении перспектив нефтегазоносности самостоятельное практическое значение имеет прогнозирование гелиеносности свободных газов. Результаты расчетов содержания гелия в гипотетической равновесной свободной газовой фазе (см. рис. 1), проведенных по составу водорастворенных газов, хорошо соответствуют действительной гелиеносности газовых залежей, выявленных на изучаемой территории. В целом можно говорить о высоких перспективах гелиеносности подавляющей части рассматриваемого региона и о ее возрастании от западных окраин к центральным и северным районам Сибирской платформы, где можно ожидать открытия новых гелиеносных газовых и газоконденсатных месторождений, не уступающих по концентрациям гелия известному Собинскому месторождению.

В соответствии с прогнозируемым преобладанием первого или второго типа возможных залежей изменяется по площади и расчетная конденсатность (по стабильному конденсату) свободной газовой фазы (рис. 2). В отличие от большинства других показателей газового состава она в значительной мере зависит не только от влияния геолого-геохимических факторов, но и от термобарических условий. Анализ составленной схемы конденсатности показывает, что на большей части запада Сибирской платформы, в центральных, юго-восточных и ее восточных районах преобладает высокая конденсатность свободных газов, превышающая 300 cм³/м³. Именно с этой зоной связаны все открытые промышленные месторождения (Пайгинское нефтегазоконденсатное, Собинское газоконденсатно-нефтяное, Сухотунгусское нефтяное, Оморинское газоконденсатное) и большинство нефтегазопроявлений на различных площадях глубокого бурения. Здесь же в пределах центральной части Байкитской антеклизы открыто гигантское Юрубчено-Тохомское газоконденсатнонефтяное месторождение, приуроченное к сложнопостроенным коллекторским зонам в терригенно-карбонатной толще пород венда и рифея. С запада и севера область распространения высококонденсатных газов непосредственно обрамляется зонами умеренной (100-300 см³/м³) конденсатности возможных залежей, предположительно до западной границы платформы. К северу, в пределах восточного склона Бахтинского мегавыступа и в центральных районах Курейской синеклизы, намечается дальнейшее снижение конденсатности, вплоть до практически нулевых ее значений. На всех изученных уровнях, от нижней части костинской серии до поверхностных источников, углеводородная составляющая водорастворенных газов отличается аномальной сухостью, что делает, на наш взгляд, маловероятным обнаружение на этой территории как нефтяных, так и газоконденсатных залежей, хотя, возможно, и не снижает перспективы газоносности.

Зональность прогнозного состава свободной газовой фазы, кроме углеводородов и перечисленных неуглеводородных газов, проявляется также в площадном распределении гелий-аргонового отношения, непосредственно связанного с абсолютным возрастом залежей нефти и газа. В отличие от обычно применяемых методик расчета возраста газов, опирающихся на отношение гелия и аргона в подземных водах и дающих весьма проблематичные результаты, применяемый нами алгоритм базируется на эмпирическом уравнении В.П.Савченко для свободных газов, полученном им на основе обобщения данных по большому числу месторождений всего мира. Приведем результаты такой оценки абсолютного возраста, в которой, кроме газов реальных месторождений и проявлений нефти и газа, использованы и расчетные составы гипотетических свободных газов, полученные по данным о составе растворов (рис. 3). Несмотря на довольно слабую обоснованность полученных данных ввиду малочисленности совместных определений в газах гелия и аргона и низкой точности и достоверности имеющихся анализов, в первом приближении намечается существование определенной площадной зональности возраста возможных залежей нефти и газа. Эта зональность выражается в последовательном возрастании расчетного абсолютного возраста залежей с запада на восток от 15-50 до 200-300 млн лет. Более высокие или, наоборот, низкие значения получены лишь по отдельным определениям, образующим аномалии на фоне преобладающих значений. Так, прогнозный возраст возможных залежей, оцениваемый по водорастворенным газам, достиг 490 млн лет в породах нижнего кембрия на Кочумдекской площади, 477 млн лет в отложениях венда по одной из скважин Собинской площади и 580-770 млн лет в породах рифея на Куюмбинской площади, что приближается к возрасту вмещающих пород. Наиболее низкие значения возраста возможных свободных газов, оцениваемые примерно в 12 млн лет, установлены по профилю колонковых скважин Тура-Виви, вскрывших вдоль р. Нижняя Тунгуска верхнепалеозой-триасовые отложения. Причины существования такой зональности пока неясны, а сама она требует дальнейшего изучения и подтверждения новыми кондиционными данными, но уже сейчас этот факт следует учитывать при анализе вопросов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Таким образом, выполненные исследования свидетельствуют, что по степени завершенности процессов концентрации и рассеивания углеводородов изученный регион может быть отнесен к находящимся на стадии геохимической зрелости, а не старости, как можно было бы ожидать исходя из древнейшего возраста нефтегазоносных пород и истории его геологического развития. Большая часть его территории характеризуется незначительным сдвигом фазового равновесия в системе вода - газ, что позволяет оценивать условия сохранения залежей нефти и газа как весьма благоприятные и рассчитывать на возможность открытия здесь новых месторождений и значительных запасов нефти и газа. В то же время имеющиеся немногочисленные данные по геохимии и фазовым равновесиям газов пока еще весьма слабо изученной центральной части Тунгусской синеклизы позволяют предполагать, что интенсивно внедрявшиеся здесь дайки и силлы сибирских траппов и эффузивный вулканизм, в результате которого были образованы мощные туфолавовые покровы, могли существенно снизить перспективы нефтегазоносности этой обширной территории, особенно в отношении возможности сохранения нефти и газоконденсата.

Судя по установленному характеру фазовых равновесии, можно утверждать, что имеющиеся в изученном регионе залежи нефти и газа выступают в качестве консервативного элемента литосферы, представляя собой "реликты" предшествующих этапов ее геолого-геохимической эволюции. Окружающие подземные рассолы являются более активной составляющей системы и заметно опережают их в своем геохимическом развитии, что проявляется в различии соотношений фугитивности индивидуальных газов в подземных водах и залежах. Вследствие этого состав последних претерпевает медленное направленное изменение по пути установления равновесия, отвечающего наступившему качественно новому состоянию геохимической системы вода - газ - порода - рассеянное органическое вещество.

На основе изучения водно-газовых равновесии и анализа общих геолого-гидрохимических условий могут быть даны некоторые рекомендации по направлениям дальнейших нефтегазопоисковых работ. Так, в пределах Курейско-Бакланихинского мегавала основные перспективы связаны с поисками структурных, тектонических и литологических ловушек на восточном его погружении и западном склоне смежного с ним Нижнетунгусского мегапрогиба, где могут быть выявлены мелкие и, возможно, средние по размерам нефтяные и газоконденсатно-нефтяные залежи. Обнаружение мелких и средних газоконденсатно-нефтяных месторождений прогнозируется на западной и северо-западной окраинах Бахтинского мегавыступа и западном склоне Нижнетунгусского мегапрогиба. На восточном погружении Бахтинского мегавыступа и в западной части Курейской синеклизы возможны такие же, главным образом структурно-тектонические, залежи, только уже чисто газового типа. Весьма перспективно глубокое бурение в южных районах Бахтинского мегавыступа, южнее Таначинской и Моктаконской площадей, где в случае благоприятных геолого-структурных условий возможно обнаружение средних и крупных структурных и неструктурных газоконденсатнонефтяных и нефтяных залежей.

1. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири / Под ред. В.В.Забалуева. - Л.: Недра, 1980.

2. Зорькин Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. - М.: Недра, 1973.

3. Старобинец И.С., Обухова М.В. Геолого-геохимические критерии сохранности скоплений углеводородов в западной части Сибирский платформы // Геология и геофизика. - 1996. -Т.37,№8.-С.213-219.

On the basis of new procedure of water-gas equilibrium modelling as applied to high mineralized underground brines, a character of saturation of formation water of oil-and-gasbearing Riphean-Vendian-Lower Cambrian deposits of western Siberian platform by water-dissolved gases has been investigated. Gas saturation of underground brines approximating to equilibrium was established for most of the territory. Contemporary oil and gas pools interaction with surrounding water is accompanied by processes of diffusion redistribution of individual gases between interacting phases which character allow to suggest a continuity of heavy hydrocarbons, helium and sometimes nitrogen to be accumulated in the reservoirs with the prevailing dispersion of methane and carbon dioxide gas. From the estimated prognosis data, schematic maps of phase type of potential reservoirs and their gas phase composition have been prepared including prognosis of condensate and helium presence. Estimates of absolute age of gases according to one of modifications of helium-argon method vary from 12 to 770 min. years. It was found a significant negative influence of trappean magmatism in central Tungus syneclise on oil and gas potential. The carried out investigations allowed to estimate highly oil and gas prospects and geochemical conditions of oil and gas pools preservation within the larger part of the region studied and suggest a number of areas as most promising to continue oil and gas exploration activities.

Прогнозируемый тип залежей: 1 - нефтяные и газоконденсатнонефтяные, 2 - газоконденсатные и газовые; особенности состава свободных газов: 3 - с присутствием H₂S и СO₂, 4 - с повышенным содержанием H₂, 5 - с эпизодическим присутствием СО; ожидаемые концентрации Не, %: 6 - <0,2; 7 - 0,2-1,0; 8 ->1; 9 - граница Сибирской платформы; 10 -точка опробования и ее номер (глубокие скважины): 1 - 3, 6к Курейские, 2-1 Голоярская, 3 - 2 Сухотунгусская, 4 - 8 Подкаменная, 5-1 Большеепорожская, 6-1 Ирбуклинская, 7 - 8к Холминская, 8 - 216 Западно-Малкитконская, 9-1 Верхненогинская, 10 -202 УстьКочумдекская, 11 -1 Пойменная, 12 -3 Кочумдекская, 13 - 3 Моктаконская, 14 -2 Сурингдаконская, 15 - 1 Учаминская, 16 -2 Вакунайская, 17 -187 Верхнеамнуннаканская, 18 - 14к Тутончанская, 19 - 1 Аллюнская, 20 - 1 Моровская, 22 - 9 Куюмбинская, 22 - 20 Усть-Камовская, 23 - 5 Юрубченская, 24 - 2 Вэдрэшевская, 25 - 3 Оморинская, 26 -1 Нижнетайгинская, 27 - 1 Оскобинская, 28 -114 Чамбинская, 29 - 1 Ванаварская, 30 - 5 Собинская, 31 - 1 Пайгинская, 32 - 103 Джелиндуконская, 33 - 104 Тэтэринская, 34 - 180 Имбинская, 55—1 Тынысская, 36—1 Сутягинская, 37 - 1 Фединская, 38 -1 Абанская

Прогнозная конденсатность, см³/м³: 1 - <100, 2 - 100-300, 3- >300

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Расчетный возраст, млн. лет: 1 - <50, 2 - 50- 200, 3 - >200

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1