|
© М.С. Данилкин, 2005 |
ВРЕМЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ НЮРОЛЬСКОЙ ВПАДИНЫ
М.С. Данилкин (МГУ им. М.В. Ломоносова)
Нюрольская впадина, расположенная на юго-востоке Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ), является объектом поисков залежей нефти и газа не только в мезозойских отложениях, но и в палеозойских толщах. В ее пределах в палеозойских природных резервуарах выявлены месторождения нефти и газа на Урманской, Арчинской, Нижне-Табаганской, Южно-Табаганской, Солоновской, Лугинецкой, Елей-Игайской, Малоичской, Верхнетарской, Герасимовской, Северо-Калиновой, Калиновой, Южно-Тамбаевской, Северо-Табаганской, Верхне-Комбарской, Селимхановской, Останинской, Южно-Останинской, Северо-Останинской и других площадях (рис. 1).
Возраст нефти, обнаруженной в карбонатных палеозойских отложениях Нюрольской впадины Западно-Сибирского НГБ, дискутируется с момента открытия первых залежей.
В 1954 г. В.А. Успенский [3] при исследовании притока нефти из нижней части отложений платформенного чехла в Колпашевской опорной скважине предположил ее палеозойское происхождение. А.Э. Конторович, О.Ф. Стасова и А.С. Фомичев (1964) считали, что палеозойская нефть генетически связана с нефтематеринскими породами озёрных образований тогурской свиты нижней юры.
Следует заметить, что геологическое строение толщи палеозоя юго-восточной части Западной Сибири изучено слабо, в связи с чем дискуссия о генезисе нефтей в палеозойских отложениях продолжается до наших дней. Н.П. Запивалов и др. (1997) на основании геолого-геохимических материалов активно отстаивают точку зрения о палеозойском происхождении и генетической самостоятельности нефтей в эрозионно-тектонических выступах палеозойских пород юга Западной Сибири.
Специальные исследования биомаркеров нефтей и нефтематеринских толщ палеозоя и мезозоя, проведенные Е.А. Костыревой (2004) по инициативе А.Э. Конторовича, подтверждают точку зрения о том, что источником нефти в эрозионно-тектонических выступах палеозойских пород являются преимущественно палеозойские нефтематеринские породы. Вместе с тем допускается миграция мезозойской нефти в палеозойские эрозионные выступы, перекрытые толщей юрского возраста.
По данным Е.А. Костыревой (2004), использовавшей метод кластерного анализа и единый диагностический набор биомаркерных показателей, нефти и битумоиды в палеозойских и мезозойских отложениях разделены на три семейства:
I. - генетически связанные с морскими нефтегазоматеринскими породами палеозойского возраста;
II. - имеющие полигенную природу и сформированные в результате смешения в ловушках нефтей из палеозойских и мезозойских нефтематеринских пород;
III. - озерно-континентального генезиса, их источником явилось рассеянное ОВ (РОВ) пород тогурской и тюменской свит нижней юры, захоронившееся в озерных, озерно-болотных и озерно-аллювиальных условиях.
Таким образом, можно считать твёрдо установленным факт, что большинство нефтей в палеозойских ловушках имело своим источником нефтематеринские свиты в самих палеозойских отложениях. Однако проблема времени формирования самих залежей в палеозойских отложениях остаётся открытой в связи с их слабой геологической изученностью.
Нефтяные залежи в палеозойских отложениях Нюрольской впадины были обнаружены и изучались на различных площадях (рис. 2-7).
Анализируя геологическое строение выявленных залежей (см. рис. 2-7), очевидно, что большинство залежей вскрыто в эрозионно-тектонических выступах, а также в коре выветривания в кровле палеозойских пород. Большую роль в формировании таких резервуаров нефти и газа здесь сыграли перерыв в осадконакоплении и тектоническая перестройка на рубеже палеозоя - мезозоя. Важной особенностью является проявление редких небольших залежей нефти внутри палеозойских отложений (Малоичское месторождение в Новосибирской области). Залежи нефти приурочены к широкому возрастному спектру палеозойских пород от силура до карбона в отличие от залежей в эрозионно-тектонических выступах и корах выветривания, которые могли формироваться только после того, как коллекторы были перекрыты нижне-среднеюрским флюидоупором, т.е. начиная с раннеюрского времени.
По данным геологических исследований, выполненных в СНИИГГиМСе, девонские образования Нюрольского палеобассейна сложены в основном известняками, аргиллитами, мергелями, содержащими биокластические разности.
Стратиграфически они составляют (снизу вверх) кыштовскую, армичевскую, солоновскую и надеждинскую свиты, охватывающие суммарно более 1000-м толщу нижнего девона, лугинецкую и табаганскую свиты среднего и верхнего девона и нижнего карбона с суммарной почти 2000-м толщей, вскрытой скважинами на разных площадях. В связи с этим нет оснований отрицать, что палеозойская карбонатно-терригенная толща, несомненно, содержащая РОВ, подвергшееся катагенезу, не генерировала УВ.
Другой важной особенностью палеозойских отложений является характеристика самих природных резервуаров. Палеозойские отложения в целом являются непроницаемыми или малопроницаемыми. Залежи в них приурочены, как правило, к небольшим зонам или линзам трещиноватости и выщелачивания преимущественно карбонатных пород в непосредственной близости от разломов. Кора выветривания играет двоякую роль. Она может быть как коллектором, так и флюидоупором. Вероятно, что первичная пористость, сформировавшаяся на этапе отложения и диагенеза палеозойских пород, в значительной степени была утрачена в результате последующих процессов перекристаллизации и не играла существенной роли при формировании залежей. Некоторые исследователи (Запивалов Н.П. и др., 1997; [2]) выделяют рифогенные тела в палеозойских породах. Однако и их нефтегазоносность носит в значительной мере вторичный характер и обусловлена трещиноватостью и выщелачиванием определенных непротяжённых зон и линз внутри предположительно рифогенных тел.
Описанные особенности палеозойских природных резервуаров относятся также и к редким залежам нефти, обнаруженным внутри палеозойских толщ (Малоичское месторождение). Вероятно, что вторичная пустотность формировалась на этапе катагенеза и, очевидно, приурочена ко времени тектонической активизации Нюрольской впадины на рубеже палеозоя и мезозоя.
Складчатость и продолжительный перерыв на рубеже палеозоя и мезозоя не позволяют смоделировать прогрев палеозойских толщ. Известна лишь максимальная степень катагенетической зрелости палеозойских отложений. По данным А.Н. Фомина [4] степень катагенеза палеозойских отложений Нюрольской впадины отвечает градации МК1. Лишь на отдельных участках в восточной части впадины катагенез достигает начальных значений стадии МК2. По данным Н.Л. Никульшиной [1] с учетом размыва верхней части палеозойских отложений в раннемезозойское время катагенетическое несогласие на рубеже мезозоя и палеозоя имеет минимальное значение и региональный катагенез мезозойских отложений легко экстраполируется на палеозойские отложения (рис. 8).
Очевидно, что максимальные значения катагенеза ОВ в палеозойских отложениях Нюрольской впадины достигнуты на мезозойском этапе прогибания. При этом нефтегазогенерационный потенциал нефтематеринских толщ палеозоя не был до конца исчерпан.
Анализ геолого-геохимических материалов убеждает, что нефтегазоносность палеозойских отложений Нюрольской впадины формировалась и на мезозойском этапе геологической истории, т.е. на главном этапе становления всего Западно-Сибирского НГБ. При этом источником нефти были в основном палеозойские нефтегазоматеринские толщи при минимальном участии тогурской нефтематеринской свиты нижней юры. Вероятно, что нефтематеринский потенциал палеозойских пород начал реализовываться еще в палеозойское время. Однако в эпоху тектонической активизации на рубеже палеозоя и мезозоя часть залежей подверглась разрушению. Залежи, сформировавшиеся внутри палеозойских пород на Малоичском месторождении, несомненно, связаны с палеозойским этапом. Однако их редкость и приуроченность к линзам вторичной трещиноватости и выщелачивания, скорее, свидетельствуют о том, что они также формировались на мезозойском этапе прогибания Нюрольской впадины, как и большинство залежей в эрозионно-тектонических выступах и коре выветривания палеозойских пород. Это подтверждается геохимическими данными: нефти как внутренних горизонтов палеозоя Малоичского месторождения, так и зон контакта палеозоя и мезозоя относятся к одной геохимической группе (Костырева Е.А., 2004). Залежи, сформировавшиеся на палеозойском этапе, очевидно, не сохранились из-за тектонической перестройки района, и только в результате процессов их формирования в мезозойское время большинство залежей палеозойской толщи Нюрольской впадины сохранились и представляют сегодня важный объект поисков новых месторождений.
В заключение следует отметить, что эффективность поисков новых залежей в палеозойских отложениях до сих пор остаётся низкой. Это связано с тем, что залежи приурочены к зонам и линзам разуплотнения палеозойских пород, выявить которые даже самыми современными средствами трудно.
Литература
1. Найденов О.В. Геолого-геохимические особенности формирования залежей нефти и газа в Нюрольской впадине и на сопредельных территориях / О.В. Найденов, Н.Л. Никульшина // Зональный и локальный прогноз нефтегазоносности пород осадочного чехла. - М.: 1990.
2. Славкин B.C. Новые данные о литолого-фациальной модели палеозойских отложений юга Нюрольской впадины (Западная Сибирь) // Геология нефти и газа. - 2001 - № 1.
3. Успенский В.А. Опыт материального баланса процессов, происходящих при метаморфизме угольных пластов // Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1954. - № 6.
4. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. - 2004. - № 7.
The article deals with results of studying oil and gas pools formation conditions in Paleozoic sequence of south of West Siberian plate. On the basis of analysis of geological structure features and geological and geochemical materials of Nurol depression the author as opposed to many known publications proves that oil and gas potential of Paleozoic deposits was formed due to the own oil-source sequences where organic matter catagenesis attained maximum values at Mesozoic stage of depression formation. The author's conclusions expand the range of fields prospecting in Paleozoic of West Siberia.
Рис. 1. ОБЗОРНАЯ СХЕМА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НГБ (Абросимова О.О. и др., 2000)
1 - структуры I порядка (I- Каймысовский свод, II - Средневасюганский мегавал, III - Парабельский мегавал, IV - Пудинский мегавал, V - Межовский свод, VI - Колтогорский мегапрогиб, VII - Усть-Тымская впадина, VIII - Нюрольская впадина); 2- структуры II порядка (1 - Черемшанское куполовидное поднятие, 2- Межозерный вал, 3- Фестивальный вал, 4 - Соболиный вал, 5- Игольское куполовидное поднятие, 6 - Лавровский наклонный вал, 7- Герасимовский структурный мыс, 8 - Камышинский вал, 9 - Таволгинский структурный мыс, 10 - Олимпийское куполовидное поднятие); 3 - месторождения УВ
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ, СВЯЗАННОГО С АНТИФОРМОЙ (геологическая основа по Смирнову Л.В., 1986)
1 - платформенный комплекс; 2- глинистая юрская покрышка; 3 - песчаник; 4 - массивные дислоцированные известняки доюрского складчатого основания; 5 - зона выщелачивания и дезинтеграции; 6- залежи нефти; 7- интервалы опробования
Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ СТРУКТУРНАЯ КАРТА (А) И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (Б) СОЛОНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ (по Елисееву В.Г., 1987)
1 - изогипсы кровли палеозоя, м; 2-разломы; 3-биоморфные, глинистые, слабопроницаемые известняки; 4 - песчаники; 5 - залежь нефти (вверху глинистые породы-покрышки); 6 - водонефтяной контакт; 7- граница литологического замещения; 8-скважины: а - давшая нефть, б-с нефтепризнаками, в - сухая, г- давшая воду, д - не испытывалась; 9 - линия профиля
Рис. 4. МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МАЛОИЧСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (Клещев К.А. и др., 2004)
1 - аллохтонная пластина; 2-параавтохтон; 3-надвиги; 4 - сбросы; 5- флюидоупор; 6 - залежь нефти
Рис. 5. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ НИЖНЕ-ТАБАГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, СВЯЗАННОГО С АНТИФОРМАМИ В ПРЕДЕЛАХ скв. 4, 3, 8 (геологическая основа по Смирнову Л.В., 1986)
1 - платформенный комплекс; 2 - аргиллиты, 3 - пласт песчаника (Ю9 - индекс пласта); 4 - известняки глинистые; 5-известняки массивные; б-мергели; 7-терригенные отложения с туфогенным материалом кислого состава (рэт - лейас?); 8- глинисто-кремнистые отложения; 9 - туфы кислого состава; 10- песчаники; 11 - залежи нефти; 12- зона дезинтеграции пород палеозоя; 13-сейсмическая граница; 14 - интервалы опробования
Рис. 6. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ОСТАНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, СВЯЗАННОГО С АНТИФОРМАМИ (геологическая основа по Смирнову Л.В., 1986)
1 - глинистые сланцы; 2 - кора выветривания (переотложенная?); 3 - пласты песчаника; 4 - залежи: а - газа, б - нефти; остальные усл. обозначения см. на рис. 5
Рис. 7. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ АРЧИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, СВЯЗАННОГО С АНТИФОРМОЙ (геологическая основа по Абросимовой О.О., 1997)
Кровля палеозоя по данным: 1 - бурения, 2 - сейсморазведки; 3 - породы: а - газонасыщенные, б- нефтенасыщенные; дислоцированные породы: 4 - известняки, 5 - доломитизированные известняки; 6 - доломиты; 7 - разломы; 8 - номер скважины и глубина забоя, м
Рис. 8. ГРАФИК ИЗМЕНЕНИЯ ОТРАЖАТЕЛЬНОЙ СПОСОБНОСТИ ВИТРИНИТА В ЮРСКИХ (1) И ПАЛЕОЗОЙСКИХ (2) ОТЛОЖЕНИЯХ
