К оглавлению

© Коллектив авторов, 2004

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОБРАЗОВАНИЙ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

А.Н. Задоенко, И.С. Муртаев, О.Б. Дмитриева, В.Г. Савин, М.А. Соснина (ОАО “Хантымансийскгеофизика”), Л.А. Задоенко (ГУП НАЦ им. В.И. Шпильмана)

Согласно Карте нефтегеологического районирования территории ХМАО (под ред. Шпильмана В.И. и др., 2000) район исследований расположен в Пайдугинской нефтегазоносной области на землях со средней плотностью потенциальных ресурсов УВ. На исследуемой территории и сопредельных площадях месторождений УВ и признаков нефтегазоносности непосредственно не выявлено.

В бассейне обособляется несколько перспективных стратиграфических комплексов, разделенных надежными флюидоупорами, возможно выявление разнообразных по природе структурно, тектонически и литологически экранированных залежей, а также рифогенных ловушек нефти и газа.

Комплексная геохимическая характеристика проявлений нафтидов, выявленных в скв. Лемок-1, была проведена для пяти интервалов: 2114-2138 м (аналоги ангарской свиты, нижний кембрий), 2190-2199 м (ангарская свита), 2995,0-2965,5; 3161,0-3179,1; 3560-3570 м (аналоги бельской свиты, нижний кембрий) (Конторович А.Э. и др., 2000). Наличие двух типов нафтидов в разрезе скв. Лемок-1 позволяет предполагать существование двух типов нефтепроизводящих пород с несколько различной биохимией исходной органики. Геохимические исследования показали, что в районе имеются благоприятные предпосылки для генерации нефти и газа.

В мезозойской части разреза выделяются следующие возможно перспективные нефтегазоносные комплексы (НГК): доюрский, юрский (нижний, средний, верхний) и меловой.

Рассмотрим перспективы доюрских образований.

С доюрским комплексом связываются основные перспективы восточной части Ханты-Мансийского АО. Проведение поисковых работ в Западной Сибири показало, что нефтегазоносность доюрских отложений может быть связана как с глубинными участками их разреза, так и с его верхней частью (таблица). Приведенные результаты испытаний доюрских образований показывают, что в палеозойских породах нефть, газ и битумы встречены в зоне вторичного преобразования по разным типам пород: магматическим (граниты, базиты, ультрабазиты), метаморфическим (филлиты, серицитовые, альбит-хлоритовые, альбит-кварц-серицитовые сланцы), а также в кавернозно-трещинных коллекторах по известнякам, глинистым известнякам и доломитам. Промышленные залежи УВ в породах фундамента приурочены к эрозионно-тектоническим выступам, где коллекторы экранируются аргиллитами юры и нижними горизонтами мела. Таким образом, формируются залежи нефти и газа стратиграфического типа. По разным данным, в доюрских отложениях Западной Сибири открыто от 60 до 135 месторождений УВ.

Как показывают последние исследования (Дашкевич Н.Н., Каштанов В.А., Степанов С.А., 1992; Трофимук А.А. и др., 1998; Конторович А.Э. и др., 2000, 2001; Филиппов Ю.Ф., 2001), наиболее перспективен доюрский нефтегазоносный комплекс из-за широкого развития платформенных верхнедокембрий-нижнепалеозойских отложений, представленных преимущественно карбонатными разностями. На временных разрезах ОГТ интервал этой части разреза характеризуется субгоризонтальным залеганием. Литологический состав пород свидетельствует о широком развитии в регионе карбонатных и соленосно-карбонатных пород, возможно развитие рифогенных тел, что позволяет предполагать наличие как высокоемкостных коллекторов, так и надежных региональных флюидоупоров. Изучение кембрийских отложений в скв. Тыйская-1 и Лемок-1 свидетельствует о том, что породы имеют неплохие фильтрационно-емкостные свойства. Так, в скв. Тыйская-1 при фоновом значении пористости 1-6 % выделяются участки с пористостью до 10-20 %, в скв. Лемок-1 отмечаются прослои с повышенными значениями пористости (до 20 %), проницаемость изменяется от 0,01*10^-3 до 0,1*10^-3 мкм², редко - (1-10)*10^-3 мкм².

В разрезе нижнего кембрия в скв. Лемок-1 наблюдались многочисленные нефтепроявления, свидетельствующие о том, что в палеозойских отложениях левобережья Енисея происходили процессы миграции и аккумуляции УВ, в первую очередь нефти.

На глубине 2190 м в керне, представленном кавернозными доломитами, была зафиксирована “живая” нефть, а в интервале 3145-3200 м по керну отмечался запах нефти. Геохимические исследования битумоидов из пород нижнего кембрия в скв. Тыйская-1 также свидетельствуют о наличии в районе процессов нефтегазообразования и миграции.

Полученные результаты, а также предполагаемое по аналогии с Сибирской платформой (Юрубчено-Тохомская зона, Енисейский кряж) развитие в регионе высокоуглеродистых рифейских толщ свидетельствуют о том, что концентрации битумоидов в изучаемом разрезе в среднем могут быть одного порядка, что и для разрезов кембрия Сибирской платформы. Сульфатсодержащие карбонатные отложения и мощные соляные пласты в разрезе нижнего кембрия и венда могут служить надежными флюидоупорами.

Кроме того, следует отметить, что скв. Лемок-1 вскрыта только верхняя часть соленосной толщи, отождествляемой с усольской свитой Сибирской платформы. В нижней части этой свиты установлен регионально развитый пласт-коллектор (осинский горизонт), представленный органогенными известняками и доломитами. Его развитие возможно и в данном районе.

Отложения девона в нефтегазоносном отношении изучены крайне слабо. Исследования проводились только на Вездеходной площади (скв. 1, 2, 3, 4). В апикальных частях выявлен ряд горизонтов с повышенной пористостью (до 20 %). При испытании в скв. 1, 2, 3 получены хорошие притоки пластовой воды (до 77,2 м³/сут) с минерализацией 40-80 мг/дм³. Однако в отложениях девона надежные флюидоупоры, которые могли бы быть экранами для потенциальных залежей УВ, не обнаружены.

Наибольший интерес в доюрском основании представляют терригенно-карбонатные и карбонатные отложения палеозоя, с которыми в Томской области связаны промышленные залежи нефти.

На востоке Ханты-Мансийского АО в палеозойских отложениях в скв. 23 Котыгъеганская, вскрытой на глубине 3032 м (забой 3200 м), при испытаниях интервала 3026-3042 м получен смешанный приток нефти и пластовой воды дебитом 53,1 м³/сут при Р = 3,91 МПа, в том числе нефти 18,4 м³/сут (см. таблицу, рис. 1-2).

Результаты структурного и сейсмофациального анализов, выполненных как на территории Красноярского края, так и сопредельных площадях Томской области и Ханты-Мансийского АО, позволяют отметить, что в исследуемом районе существуют благоприятные условия для формирования различных типов ловушек, способных аккумулировать значительные залежи УВ: антиклинальные, структурно-стратиграфические, структурно-тектонические, связанные с рифовыми фациями, соляными куполами и т.д. (рис. 3, 4).

Как отмечалось, в доюрском комплексе региона выделяются два крупнейших нефтеперспективных объекта: зоны вторичного преобразования гранитоидных тел, диабазов, базальтов, сланцев и глубокие горизонты доюрских образований.

Мировой опыт изучения фундамента осадочного чехла весьма убедительно свидетельствует о его высокой перспективности. По решению Международной научно-практической конференции (Москва, 2001) проблема нефтегазоносности фундамента осадочного чехла считается одной из актуальных и важных в области современной нефтегазовой геологии и геофизики. Фундамент осадочных бассейнов следует рассматривать в качестве нового регионального нефтегазоносного этажа литосферы, потенциальные запасы которого соизмеримы с залежами УВ в осадочном чехле.

Кембрийские отложения по мощности, фациям и степени катагенеза можно уверенно отнести к платформенным образованиям. Особенности волновой картины на региональных профилях свидетельствуют о фациальной неоднородности отложений палеозоя, где можно предполагать замещение соленосных толщ на органогенные карбонатные по латерали и смену снизу вверх соленосно-карбонатных образований на сульфатно-карбонатные и карбонатные. На ряде сейсмических разрезов отмечаются признаки солевых подушек и соляного диапиризма.

Вдоль западной границы Енисейской складчатой системы протягивается Верхнекаралькинский предгорный прогиб, сложенный терригенно-карбонатной ассоциацией пород, в разрезе которой возможно присутствие горизонтов вулканогенного (андезитобазальтового) состава и прослоев, сложенных кремнистыми либо кремнисто-глинистыми сланцами.

Площадь развития описываемых отложений достаточно уверенно прослеживается в гравимагнитных полях. Гравитационное поле в целом имеет однородное строение с отрицательными значениями низкой напряженности, что согласуется с данными физических свойств пород района (рис. 5, 6). Магнитное поле - знакопеременное, нередко с интенсивными максимумами, обусловленными глубокозалегающими интрузивными массивами. На участках, где магматические образования развиты ограниченно, а стратифицируемый комплекс пород доминирует, поле DT_а спокойное и преимущественно отрицательное.

По мнению исследователей Института геологии нефти и газа СО РАН (Конторович А.Э. и др., 2002) на этой окраине Северо-Азиатского кратона неоднократно формировались высокоуглистые толщи с огромным нефтегазогенерационным потенциалом. Таким образом, бурением скв. Лемок-1 доказано присутствие нефтепроизводящих пород в доюрских образованиях востока Западной Сибири и выявлены первые достоверные признаки нефтегазоносности палеозоя этой территории.

Поскольку район работ имеет очень сложное строение и слабо изучен, необходимо продолжить региональные сейсморазведочные работы и бурение параметрических скважин.

В качестве первоочередных необходимо провести работы по фрагментам профилей XIV (175 км), С1Х (170 км) и СУII (270 км). На этих профилях рекомендуется провести следующий комплекс работ: сейсморазведку МОВ ОГТ или комбинацию МОВ ОГТ - МОВ МПВ, газохимическую съемку как по профилям, так и по водотокам региона, гамма-спектрометрическую съемку, магнитотеллурическое зондирование с шагом 1,0-0,5 км, аэромагнитную съемку на трех высотах, аэроэлектроразведку (верхняя часть разреза), гравиметрическую съемку масштабов 1:100 000, 1:50 000, где это необходимо. Таким образом, эти профили как трансрегиональные позволят изучить характер сочленения тектонических элементов Западной и Восточной Сибири и послужить основой для последующих площадных работ.

Для получения более информативных материалов для постановки площадных работ с целью поисков залежей УВ и рекомендации размещения скважин поисково-разведочного бурения необходимо пробурить 2-3 скважины, вскрывающие доюрское основание, и провести в них полный комплекс ГИС, ВСП. Также необходимо доработать стыковочные фрагменты, составляющие 10-20 км, по профилям XI, XII, CVIII и CIX, что можно осуществить на поисковом этапе проведении работ при планировании площадной сейсморазведки. На данной территории согласно “Территориальной программе геологического изучения нераспределенного фонда недр Ханты-Мансийского автономного округа” рекомендуется пробурить три параметрические скважины (Верхнесымская-29, Западно-Сабунская-24 и Сугмутская-28).

В заключение рассмотрим перспективы освоения восточной части Ханты-Мансийского АО и сопредельных территорий и их влияние на социально-экономическое развитие территорий.

Проведение геолого-разведочных работ и последующее промышленное освоение восточной части Западной Сибири станет важным элементом широкомасштабного комплексного освоения ресурсов УВ Красноярского края. В долгосрочной перспективе освоение этой территории будет иметь существенное социальное, финансовое и геостратегическое значение для всей Сибири и станет важным элементом “Программы формирования новых крупных центров нефтяной и газовой промышленности России на востоке страны” с учетом реализации перспективных международных проектов.

Abstract

Exploration activities conducted and subsequent commercial development of the eastern part of West Siberia will become an important element of wide-scaled complex development of HC resources of Krasnoyarsky area. In long term prospect, production development of this territory will have a significant social, financial and geostrategic role for all Siberia and become an important element of “The development program of new large centres of oil and gas industry of Russia in the east of the country considering a realization” of prospective international projects.

Таблица Результаты испытания доюрских образований

Номер скважины	Площадь	Испытания		Вмещающие породы	Примечание
		интервал, м	результаты
1	2	3	4	5	6
252	Ай-Кагальская	3064-3100 3016-3100	Промышленный приток нефти	Серпентинизированные ультраосновные породы, перекрытые тогурской свитой	Совместное испытание
1	Александровская	2580-2596 2592,0-2637,7	Нефтепроявления, нефть Qн < 2 т/сут	Кора выветривания Слабометаморфизованные терригенные породы
3	Александровская		Нефтепроявления
	Арчинская		Промышленные притоки нефти	Кавернозно-трещинные коллекторы по толщам карбонатных пород
162-II6ис	Ваньеганская	3335-3340	QH = 28,8 м^3/сут Qr = 16 тыс. м^3/сут	Без отбора керна
330	Вартовская		QH < 2 т/сут	Сланцы, гранитогнейсы
952	Варьеганская	3455-3474	Q„ = 2,5 м^3/сут	Известняк оолитовый
	Верхне-Комбарская	2790-2902	Приток пластовой воды и газа с конденсатом	Графитизированные углисто-глинистые сланцы	Совместное испытание с нижними горизонтами юры
3	Верхне-Тарская		Промышленный приток нефти	Зона дезинтеграции и выщелачивания известняков, перекрытых аргиллитами средней юры
6	Калиновая (Томская обл.)	2990-3005	Притоки нефти и газа	Серые и темно-серые трещиноватые известняки	Вскрыты палеозойские образования толщиной 180 м
3	Квартовая	2986-3000	QH= 0,25 м^3/сут с водой	Известковистая порода с обломками мраморов и известняков
20	Коттынгская	2734-2738	Qr = 40 м^3/сут	Без отбора керна	Глубже 2778-2785 м эффузивы основного состава
23	Котыгъеганская	3026-3042	QB = 53,1 м^3/сут Qн= 18,4 м^3/сут	Кровля доюрского комплекса, представленного интенсивно доломитизированным ксенотуфом с крупными обломками известняка	Глубже тонкозернистые доломитизированные известняки
301	Кошильская (Северо-Вахская)	2764-2776	QB = 0,6 м^3/сут Эмульсия нефти 1 %	Палеозойская кора выветривания: конгломератовидная сыпучая порода,состоящая из кварцевой гальки,сцементированной карбонатным материалом
347	Кошильская	2644-2656	QH= 4,8 м^3/сут QB = 6,9 м^3/сут	Без отбора керна. 2675-2681 м - известняк толщиной 0,6 м
Параметрическая	Кульеганская		Qн< 20 т м^3/сут Газосодержание 30 %	Метаморфизованные трещиноватые породы (базальты)
1	Мегионская	2727-2737	QB = 18,3 л Qr = 13,5 л	Керн толщиной 0,1 м представлен угловатыми обломками метаморфических пород
6	Медведевская	2690-2734	Qн= 90,4 м^3/сут	Кавернозные,карбонатные породы
	Межовская		Qr = 1,502 тыс. м^3/сут Притоки нефти	Контакт порфировидных катаклазированных гранитов	Экраном являются аргиллиты и алевролиты куломзинской свиты
1	Мыльджинская	2507,0-2566,3	Нефть	Палеозойские комплексы представлены измененными порфиритами,выветрелыми органогенными известняками	Испытано вместе с породами нижней юры
6	Назинская	Открытый забой	Qг = 2,6 тыс. м^3/сут	Кора выветривания слабометаморфизованных терригенных пород, диабазы	Совместное испытание
7	Назинская	2069-2126	QH = 0,1 м^3/сут	Биотитовые гнейсы
	Нижневартовская		Qн < 2 т/сут	Мраморизованные известняки, сланцы
3	Нижнетабаганская	2995-3010	Промышленные притоки нефти	Органогенные трещиноватые известняки
119	Новонежинская	440-540	Приток тяжелой смолистой нефти	Нефтегенерирующими толщами являются терригенно-карбонатные образования нижнего карбона
429	Останинская		Залежь нефти	Кора выветривания глинисто-кремнистых, глинисто-карбонатных сланцев и карбонатов толщиной до 124 м
	Полуденная		Qн < 2 т/сут	Метаморфические породы
800	Саемтахская	4210-4226	Нефтесодержащий пласт	Туфы хлоритизированные, ожелезненные
1-II	Северо-Варьеганская	3423-3435	Qr = 180 тыс. м^3/сут с конденсатом и водой	Без отбора керна, по ГИС - кора выветривания	Промышленная залежь нефти с растворенным газом
2-II	Северо-Варьеганская	3455-3460 3476-3480	Qн+в = 120 м^3/сут Qв = 37 %	Кора выветривания
3	Северо-Останинская	2793-2842	Приток нефти и газа	Кавернозные серые и светло-серые доломиты, слагающие фундамент
20	Советская	2696	Растворенный газ 43,3 м^3/сут	Кора выветривания, пермотриас	Промышленная залежь
16	Соснинская	2713-2717	QH < 2 т/сут	Сланцы, известняки
	Стрежевая		Qн < 2 т/сут	Метаморфиты
2	Тай-Тымская	2600,0-2619,6	Нефть	Зона дезинтеграции сланцев
3	Тамбаевская		Незначительное нефтепрояв- ление и большое содержание растворенного газа	Зона трещиноватых известняков	Получены на глубине 560 м от поверхности палеозоя
	Тургайский прогиб		Интенсивное нефтепроявление	Терригенно-карбонатная толща нижнего карбона	До 200-250 м от эрозионной поверхности присутствуют твердые и мазеобразные битумы, глубже - густая нефть, а на глубине 450-500 м нефть имеет почти нормальную консистенцию
1	Урманская	3060-3073	Промышленный приток нефти	Известняки
2	Урманская			Пласт диаспоритов, залегающий на известняках
4	Урманская		Незначительный приток водонефтяной эмульсии	Песчаники юры, прилегающие к карбонатному выступу фундамента
217	Чебачья	1955-2160	QH= 17,3 м^3/сут	Выветрелая часть гранитного массива
218	Чебачья	2131-2158	Нефть	Породы фундамента и юры	Совместное испытание
	Челябинский, Анохинский грабены		Нефтепроявление	Эффузивно-осадочная толща триаса
	Южно-Назинская		QH > 20 тыс. м^3/сут	Метаморфиты

Рис. 1. ФРАГМЕНТ ВРЕМЕННОГО РАЗРЕЗА ПО ПРОФИЛЮ 26 В РАЙОНЕ скв. 23 (по данным СП 6/96-97)

Рис. 2. ВРЕМЕННЫЕ СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ ПО ПРОФИЛЯМ 72880560 (А) и 06970260 (Б) В РАЙОНЕ скв. 23

Рис. 3. КАРТА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АО

1 - антиклинальные структуры; зоны: 2- нефтегазоперспективные в верхнеюрских отложениях, 3- отсутствия кембрийских отложений, 4 - предположительно карбонатно-терригенных отложений с возможным рифогенно-аккумулятивным генезисом пород; 5- пробуренные скважины; границы: 6 - предполагаемая выклинивания нижнеюрского (а) и среднеюрского (б) комплексов, 7- областей; 8 - линия выклинивания проницаемых верхнеюрских отложений; 9- региональные профили

Рис. 4. СХЕМА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОЮРСКИХ ОБРАЗОВАНИЙ С ЭЛЕМЕНТАМИ ПРОГНОЗА ДЛЯ РАННЕЮРСКОГО КОМПЛЕКСА (по В.Н. Воронову)

Границы: 1 - структурно-формационных зон доюрских образований, 2- рифтогенных структур, 3- территорий, перспективных в верхней части доюрских образований, 4 - перспективных терригенно-карбонатных отложений, слагающих палеозойский платформенный чехол, 5 - терригенно-карбонатных отложений с возможной нефтегазоносностью в карбонатных рифогенных и антиклинальных перегибах глубинных частей палеозойского разреза, 6- развития преимущественно перспективных терригенных отложений, 7- отсутствия раннеюрских отложений (по А.А. Нежданову); контуры: 8- интрузивных тел кислого и среднего составов, 9- контрастных (высокоамплитудных эрозионно-тектонических выступов) доплитных образований, 10- средне- или малоамплитудных эрозионно-тектонических выступов доплитных образований; 11- схематическое положение залежей УВ в отложениях доюрского комплекса; скважины: 12-с установленной нефтегазоносностью доплитных образований, 13- рекомендуемые параметрические; 14- наиболее углубленные в раннеюрское время зоны лентовидной формы; 15- контрастные эрозионно-тектонические уступы; 16- предполагаемое направление сноса обломочного материала; 17- направление палеводотока; 18- разломы: а - глубинного заложения, б - оперяющие

Рис. 5. КРИВЫЕ ГРАВИМАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ (А) И ФРАГМЕНТ ВРЕМЕННОГО РАЗРЕЗА ПО ПРОФИЛЮ XII (Б) (по В.Н. Воронову)

1 - интрузивные тела (габброиды); 2 - вмещающие отложения палеозоя; 3 - разрывные нарушения; 4 - положение скважин относительно профиля

Рис. 6. КАРТА ЛОКАЛЬНЫХ ГРАВИМЕТРИЧЕСКИХ АНОМАЛИЙ (по данным ВСП-74, отработка ЦАГГИ)

1 - участки развития предполагаемых карбонатных отложений; 2 - скважина глубокого бурения