К оглавлению

© Коллектив авторов, 2000

ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ КОМПЛЕКСОВ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

О.В. Серебренникова, А.К. Головко (ИХН СО РАН), А.М. Казаков. В.П. Девятов (СНИИГГиМС)

Нижне-среднеюрский разрез Западно-Сибирской плиты расчленяется на две крупные внутренне единые и с резкими границами толщи, отличающиеся структурно-текстурными и генетическими особенностями, обусловленными историко-геологическими особенностями осадочного бассейна, и названные уренгойской и варьеганской сериями (рис. 1) (Казаков A.M., Девятов В.П., Смирнов Л.В., 1992).

Уренгойская серия (геттанг-аален), включающая подразделения зимнего, левинского, шараповского, китербютского, надояхского и лайдинского стратиграфических горизонтов, характеризуется широким развитием песчано-конгломератовых толщ и отвечает начальным этапам формирования нижнеплитного комплекса, эпохе становления основных черт мезозойского седиментационного бассейна, времени существования в областях сноса высокогорного рельефа и многочисленных останцов доюрского фундамента среди аккумулятивных равнин.

Варьеганская серия (верхи аалена-бат), состоящая из лито-стратиграфических подразделений вымского, леонтьевского и малышевского горизонтов, и перекрывающая ее нижневасюганская подсвита, в основном мелкокластические, с широким участием флишоидов, сформировались в эпоху стабилизации и окончательного оформления юрского седиментационного бассейна, значительной нивелировки горного обрамления и исчезновения внутренних выступов фундамента.

Входящие в состав серий стратиграфические горизонты представляют собой трансгрессивные глинистые (левинский, китербютский, лайдинский, леонтьевский, нижневасюганский) и регрессивные песчано-алевритово-глинистые (зимний, шараповский, надояхский, вымский, малышевский) толщи, обязанные своей природой эвстатическим процессам. Названные толщи прослеживаются в пределах всех фациальных областей (Ямало-Гыданской морской, Обь-Тазовской переходной и Обь-Иртышской континентальной) Западно-Сибирского осадочного бассейна (Казаков А.М., Девятов В.П., Смирнов Л.В., 1992). Территория исследований охватывает южную часть второй и восточную - третьей областей.

Седиментационная дифференциация осадочного выполнения бассейна на закономерно чередующиеся песчано-алевритовые и глинистые толщи с латеральными особенностями, а также на более крупные породные надкомплексы определяет естественные объекты нефтегазогеологической иерархии нижне-среднеюрских отложений Западной Сибири. Выделяются нижнеюрский (уренгойский) нефтегазоносный надкомплекс с зимним, шараповским, надояхским резервуарами и левинским, китербютским, лайдинским флюидоупорами и нефтематеринскими толщами и среднеюрский (варьеганский) надкомплекс с вымским, малышевским резервуарами и леонтьевским, нижневасюганским флюидоупорами и нефтематеринскими толщами (Казаков A.M., Девятов В.П., Смирнов Л.В., Сысолова Г.Г., 1995).

Природа и строение надкомплексов определяют их внутренние нефтегазогеологические особенности - число нефтегазоносных комплексов и продуктивных пластов, их строение, характер ожидаемых залежей, тип ловушек, "инверсию" земель по качеству прогноза. В целом на юго-востоке Западной Сибири для нижнеюрского дискретного по площади надкомплекса наиболее перспективными являются аллювиальные, дельтовые, эстуарные, прибрежные фации, приуроченные к депрессионным зонам (Казаков A.M., Серебренникова О.В., Девятов В.П. и др., 1997). Для среднеюрского плащеобразного надкомплекса, формировавшегося преимущественно в мелком море, наиболее перспективными оказываются подводные возвышенности, подводные склоны архипелаговых островов, связанные с системами затопленных валов, куполов, локальных структур, представлявших собой "лысые" зоны в раннеюрское время (Казаков A.M., Серебренникова О.В., Девятов В.П. и др., 1998).

Для геохимической характеристики нефтегазоносных нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западной Сибири были исследованы породы, содержащие преимущественно сингенетичные битумы. На основании данных анализа более 250 образцов пород построены карты: содержания органического углерода (Сорг) и хлороформенного битумоида (ХБ), катагенеза рассеянного органического вещества (РОВ) - в следующей группировке.

Карты содержания Сорг и битуминозных компонентов составлены суммарно для образующих нижнеюрский надкомплекс китербютской+лайдинской нефтематеринских толщ и экранов, глинистых пород шараповского+надояхского резервуаров и для слагающих среднеюрский надкомплекс глинистых пород вымского+малышевского резервуаров, леонтьевской+нижневасюганской экранирующих и нефтематеринских толщ (см. рис. 1). На картах приведены графики частоты встречаемости значений Сорг и ХБ раздельно для каждого горизонта.

Карты катагенеза РОВ составлены в целом по надкомплексам: нижнеюрскому, объединяющему шараповский, китербютский, надояхский, лайдинский горизонты, и среднеюрскому в составе вымского, леонтьевского, малышевского горизонтов, нижневасюганского подгоризонта.

Анализ суммарных карт позволяет оценить нефтегенерационные способности региональных глинистых экранов, являющихся одновременно и нефтематеринскими толщами, раздельно для нижне- и среднеюрского надкомплексов, имеющих различное нефтегазогеологическое строение и требующих раздельной оценки и в определенной мере различного подхода при выборе направлений нефтегазопоисковых работ, а также выяснить генерационные возможности локальных глинистых толщ внутри резервуаров в каждом надкомплексе.

Шараповский + надояхский резервуары

Содержание Сорг в глинистых прослоях резервуаров меняется в широких пределах от 0,3 до 11,7 %, в основном составляя 0,5-3,0 % (рис. 2, А). Наибольшие концентрации Сорг приурочены к крупным отрицательным структурам (Колтогорский прогиб, Нюрольская, Усть-Тымская, Восточно-Пайдугинская впадины), занятым в шараповское и надояхское время мелководными морями с дельтовым обрамлением и лагунами, в которых широко были развиты фитопланктон и водоросли. Наименьшее содержание отмечается в пределах положительных структур, где накапливались более мобильные фации, в частности аллювиальные. При этом содержание Сорг в глинистых породах шараповского резервуара ниже (0,5-3,0 %), чем в породах надояхского, где разброс значений этого показателя колеблется от 0,5 до 10,0 % и выше (табл. 1).

Содержание ХБ также значительно колеблется (0,015-0,446 %), но наиболее частые значения в пределах 0,1-0,2 % (табл. 2). Следует отметить однонаправленность в изменении содержаний ХБ (см. рис. 2, Б) и Сорг (см. рис. 2, А) по площади, что может быть следствием существенного вклада планктоногенного ОВ в состав мелководно-морских и лагунных осадков наиболее прогнутых депрессий. Это находит отражение в составе присутствующих в битумоидах н-алканов, среди которых преобладают гомологи C15_C17. Фиксируется прямая зависимость между содержанием в породах ХБ и Сорг (коэффициент корреляции 0,90).

Китербютский +лайдинский экраны

В составе этих толщ содержание Сорг так же, как и в глинистых прослоях резервуаров, варьирует с большим разбросом в пределах 0,5-12,1 %, в большинстве случаев составляя 1,0-7,0 %. Но распределение значений по площади (рис. 3, А) имеет обратный характер по сравнению с таковым в рассмотренных резервуарах (см. рис. 2, А). В морских бассейнах, где сформировались китербютский и лайдинский горизонты, дно прибрежных и архипелаговых мелководно-морских акваторий представляло собой подводные луга с обильными водорослями, а воды были насыщены фитопланктоном. Поэтому основные концентрации Сорг тяготеют к выступам доюрского фундамента в пределах крупных положительных структур - Александровского, Средне-Васюганского, Пудинского, Парабельского и других валов, которые представляли собой подводные возвышенности и склоны островов с хорошо освещенными и прогретыми водами, наиболее благоприятными для развития биоты. Следует отметить также, что основные значения Сорг пород китербютского горизонта ниже, чем лайдинского (см. табл. 1), что можно объяснить большим вкладом в состав ОВ лайдинского горизонта остатков высших наземных растений. Это подтверждается близкими частотами встречаемости определенных значений ХБ в обоих горизонтах (см. табл. 2), поскольку именно высшие наземные растения поставляют в осадок органический материал, характеризующийся низкими значениями битумоидного коэффициента.

Количество ХБ (от 0,007 до 0,491 %, в основном от 0,05 до 0,20 %) (см. рис. 3, Б) коррелируется по площади с распределением Сорг (коэффициент корреляции 0,62, а для отложений китербютского горизонта - 0,72), отражая основополагающий вклад липидов фитопланктона и морских водорослей в состав ОВ.

Максимум частоты встречаемости содержания ХБ и в том, и в другом горизонтах приходится на диапазон его концентраций от 0,05 до 0,20 % (см. табл. 2).

Вымский + малышевский резервуары

Самый большой разброс значений Сорг (1,9-32,2 %) отмечается в вымском горизонте, несколько меньший (1,0-14,1 %) - в малышевском. Суммарно преобладающие значения колеблются в интервале 1-13 %. Широкое развитие в пределах поднятий островных, лагунных, маршевых, лиманных, приморско-озерно-болотных фаций с паралическим угленакоплением, а в пределах подводных возвышенностей и на подводных склонах островов фитопланктона и водорослей обеспечило обилие в осадках Сорг, сконцентрированного вокруг крупных положительных структур (рис. 4, А).

В породах вымского горизонта содержание Сорг чаще всего более 10 %, в малышевском - распределение более равномерное с максимумами в пределах 1-2 и 4-10 % (см. табл. 2).

Распределение по площади ХБ (см. рис. 4, Б) согласуется с таковым Сорг, но по количеству (0,023-0,889 %, в основном 0,1-0,5 %) не всегда соответствует содержанию последнего (коэффициент корреляции 0,47), что объясняется широким развитием детритных форм ОВ при накоплении осадков вымского горизонта, для которых отсутствует связь содержания ХБ и Сорг (коэффициент корреляции 0,33). Для пород малышевского горизонта за счет значительного вклада в состав ОВ водорослевого материала концентрация ХБ прямо зависит от общего содержания Сорг (коэффициент корреляции 0,78).

В породах вымского горизонта чаще встречаются содержания ХБ в пределах 0,1-0,2 и 0,4-0,5 %, в породах малышевского - распределение довольно равномерное (см. табл. 2).

Леонтьевский + нижневасюганский экраны

Содержание Сорг в породах леонтьевского экрана колеблется в интервале 0,3-13,3 %, нижневасюганского - 1,1-4,4 %, а средние значения составляют в основном 0,5-5,0 % (рис. 5, А). Максимальные концентрации Сорг фиксируются в пределах подводных возвышенностей, приуроченных к крупным положительным структурам, где были обильно развиты водоросли и фитопланктон, а также к некоторым западинам на шельфе с благоприятными условиями для развития планктона.

В породах обоих горизонтов наиболее часто встречаются значения Сорг в пределах 1-3 %, реже 4-10 % (см. табл. 1).

Распределение ХБ (см. рис. 5, Б), содержание которого колеблется от 0,021 до 0,488 % (в основном 0,05-0,40 %), согласуется с таковым Сорг по площади, хотя прямой корреляции значений не прослеживается.

В пределах леонтьевского горизонта наиболее часто встречаются породы с содержанием ХБ от 0,01 до 0,10 %, а нижневасюганского - 0,1-0,2 и 0,3-0,4 % (см. табл. 2).

Зональность катагенеза

Катагенетическая превращенность ОВ, определенная по данным состава фенантренов(Organic Geochemistry Standard analytic procedure requirement and reporting guide / NORSKHYDRO, Norwegian Petroleum Directorate Saga Petroleum // Statoil. - 1988.), на территории исследований в нижнеюрском надкомплексе (рис. 6, А) отвечает градациям катагенеза МК2 и МК3 и в общем плане контролируется тектоническим и палеогеографическим положением надкомплекса. На основной части территории термическая преобразованность ОВ соответствует градации МК2 (Rc меняется от 0,65 до 0,85 с преобладанием значений 0,70-0,80) и достигает МК3 в пределах Колтогорского мегапрогиба, Бакчарской впадины, севера Нюрольской и запада Усть-Тымской впадин. Здесь же в породах нефтематеринских толщ нижнеюрского надкомплекса фиксируются минимальные содержания Сорг и ХБ, что может быть следствием реализации породами нефтематеринского потенциала и эмиграции флюидов в коллектор. Проведенный Е.И. Соболевой (СНИИГГиМС) контрольный анализ образцов по отражательной способности витринита керогенов, охватывающий все выделенные зоны, показал хорошую сходимость с данными по составу фенантренов.

Степень катагенеза ОВ среднеюрского надкомплекса (см. рис. 6, Б) колеблется в пределах градаций МК1-МК3. Минимальная преобразованность (Rc= 0,55-0,65) отмечена для пород, слагающих крупные положительные структуры (Каймысовский, Нижневартовский своды, Александровский, Пудинский мегавалы и др.), и на юго-востоке исследованной территории. В большей части преобразованность ОВ соответствует градации МК2. Градация МК3 зафиксирована только на отдельных участках Усть-Тымской впадины, где в подстилающем нижнеюрском надкомплексе также отмечены максимальные значения Rc.

Заключение

Выявленные закономерности распределения Сорг, ХБ, степени катагенеза РОВ в нижне-среднеюрских отложениях на юго-востоке Западной Сибири свидетельствуют о следующем.

В нижнеюрских отложениях, формировавшихся в депрессионных зонах при наличии большого числа окружающих их выступов до-юрского фундамента, максимальные содержания Сорг и ХБ в глинистых породах резервуаров отмечаются в наиболее глубоководных зонах осадочного бассейна, а в глинистых покрышках и нефтематеринских толщах, наоборот, они концентрируются вокруг поднятий.

В среднеюрских отложениях, когда выступы фундамента были разрушены и осадконакопление носило плащеобразный характер, подводные возвышенности, образовавшиеся на месте выступов, являлись центрами концентрации накопления ОВ и битуминозной составляющей как в глинистых породах резервуаров, так и в глинисто-алевритовых толщах флюидоупоров (нефтематеринских пород).

Зональность катагенеза РОВ контролируется главным образом тектоническим фактором и, видимо, в меньшей степени глубинными процессами, связанными с зонами разломов.

По термической зрелости и общему содержанию ОВ, в частности битуминозной составляющей, в качестве нефтегазопроизводящих могут рассматриваться не только региональные экранирующие китербютский, лайдинский, леонтьевский глинистые горизонты (Сурков B.C., Серебренникова О.В., Казаков A.M. и др., 1998) и нижневасюганский подгоризонт, но и зональные и локальные глинистые толщи шараповского, надояхского, вымского и малышевского резервуаров.

 

Abstract

Regularities of distribution of organic carbon, chloroform bitumoid and extent of dispersed organic matter (DOM) catagenesis in Lower Middle Jurassic deposits on the south-east of West Siberia (Tomsk oblast) are considered. It is drawn a conclusion about inversion distribution of organic carbon and chloroform bitumoid in clayey rocks of Lower and Middle Jurassic reservoirs and inheritance of concentrations of these parameters in clay caprocks and oil source strata. It is shown that a zonality of DOM catagenesis is mainly controlled by a tectonic factor. By thermic maturity and total OM content, in particular bitumen component, not only regional screens are considered as oil- and gasproducing but zonal and local clay sections of reservoirs as well.

 

Таблица 1 Распределение ОВ в глинистых нижне-среднеюрских породах

Сорг, %

Частота встречаемости значений по горизонтам, %

шараповский

надояхский

китербютский

лайдинский

вымский

малышевский

леонтьевский

нижневасюганский

0,5-1,0

42

21

27

7

-

15

14

-

1,0-2,0

25

10

35

29

4

23

43

33

2,0-3,0

33

11

16

-

17

15

7

33

3,0-4,0

-

21

14

21

4

11

-

16

4,0-10,0

-

26

5

36

26

23

21

17

> 10,0

-

10

-

7

48

11

14

17

 

Таблица 2 Содержание битуминозных компонентов в глинистых нижне-среднеюрских породах

ХБ, %

Частота встречаемости значений по горизонтам, %

шараповский

надояхский

китербютский

лайдинский

вымский

малышевский

леонтьевский

нижневасюганский

0,01-0,05

33

16

11

11

7

-

23

-

0,05-0,10

17

21

38

28

11

22

29

9

0,10-0,20

50

42

32

39

22

22

18

45

0,20-0,30

-

5

8

11

11

17

12

9

0,30-0,40

-

5

5

5

18

26

6

27

0,40-0,50

-

11

5

5

26

22

12

9

 

Рис. 1. СХЕМА СТРАТИФИКАЦИИ РЕГИОНАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКИХ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ НА ЮГО-ВОСТОКЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1 - резервуары; 2 - флюидоупоры; 3 - трансгрессивная граница; 4 - отсутствие отложений

 

Рис. 2. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СОРГ (А) И ХБ (Б) В ШАРАПОВСКОМ И НАДОЯХСКОМ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСАХ, %

1 - изолинии содержаний; 2 - выступы доюрского фундамента

 

Рис. 3. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ Сорг (А) И ХБ (Б) В КИТЕРБЮТСКОИ И ЛАЙДИНСКОЙ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ И ЭКРАНИРУЮЩИХ ТОЛЩАХ, %

Усл. обозначения см. на рис. 2

 

Рис. 4. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СОРГ (А) И ХБ (Б) В ВЫМСКОМ И МАЛЫШЕВСКОМ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСАХ, %

Усл. обозначения см. на рис. 2

 

Рис. 5. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СОРГ (А) И ХБ (Б) В ЛЕОНТЬЕВСКОЙ И НИЖНЕВАСЮГАНСКОЙ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ И ЭКРАНИРУЮЩИХ ТОЛЩАХ, %

Усл. обозначения см. на рис. 2

 

Рис. 6. СХЕМА ЗОНАЛЬНОСТИ КАТАГЕНЕЗА РОВ В НИЖНЕ- (А) И СРЕДНЕЮРСКОМ (Б) НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ НАДКОМПЛЕКСАХ

1 - изолинии катагенетической превращенности ОВ (расчетная отражательная способность витринита); стадия катагенеза: 2 - МК1, 3 - МК2, 4 - МК3. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2