Отчеты Блэкберн: Нефтегазовая геология западно-сибирского бассейна
Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting
Глава 1. Введение и краткий обзор нефтегазовой геологии
II.1.1 Введение
Как указывалось в части I.1.3, Западно-Сибирский бассейн подразделялся различными авторами на отдельные нефтегазовые области, поэтому какой-либо общепринятой согласованной терминологии не существует. Наименования десяти нефтегазоносных областей, показанных в приложении II.1, широко используются в литературе по нефтегазовой геологии (см., напр. Максимов, 1987). Названия этих областей отличаются от названий административных единиц, показанных на Рисунок. I.1.1.
Для целей приведенного обзора нефтегазовой геологии ЗСБ, использовался метод, схожий с использованным Петерсеном и Кларком (1991), где десять областей объединены в четыре блока на основании возраста основных пластов, преобладающего типа ловушек и природы углеводородов. Ниже приведено описание этих блоков: (1) Среднеобская нефтегазоносная область, (2) Приуральская нефтегазоносная область, (3) Южная часть ЗСБ и (4) Северная часть ЗСБ. Там, где требовалось более конкретное указание, использовались названия областей по Максимову.
II.1.1.1 Среднеобская область
Среднеобская область в нашем описании совпадает с определенной Максимовым (1987), как представлено в Приложении II.1. Большинство добываемых в этой области углеводородов относятся к раннемеловым терригенным отложениям, и формировались, в основном, в антиклинальных и стратиграфических ловушках, расположенных в свите проградационных клиноформ. Два крупных местных поднятия, Сургутский и Нижневартовский своды, доминируют в этой области (Приложение II.1, Приложение 5), и значимая доля всей добываемой в ЗСБ нефти относится именно к ним. В этой области расположены Самотлорское и несколько других очень крупных нефтяных месторождений.
II.1.1.2 Приуральская область
Сюда входят Приуральская и Фроловская нефтегазовые области, показанные в Приложении II.1. Производство в западной части бассейна в Приуральской области, в основном, приурочено к позднеюрским терригенным отложениям. Некоторая часть нефти также добывается из раннемеловых терригенных пластов и из выветренных пород фундамента. Ловушки преимущественно совмещенного структурного и стратиграфического типа, пласты выклинивающиеся по отношению к приподнятым породам фундамента. Приуральская область на юге преимущественно нефтеносна, на севере – газоносна.
II.1.1.3 Южная часть ЗСБ
В нее входит Каймысовская, Васюганская и Пайдугинская нефтегазоносные области (Приложение II.1). Большинство местных месторождений нефтяного и нефтегазового типа, относятся к юрским терригенным отложениям и заключены преимущественно в антиклиналях или поднятиях на сводах фундамента. Часть углеводородов также добывается из средне- и позднеюрских карбонатных пластов Нюрольского бассейна.
II.1.1.4 Северная часть ЗСБ
К ней относят Ямальскую, Гыданскую, Надым-Пурскую и Пур-Тазовскую области (Приложение II.1). Добываются здесь газ и газоконденсат, преимущественно из антиклинальных ловушек терригенных отложений позднего мела (Сеноманский ярус). Один из крупнейших газовых районов, Уренгой, и несколько других крупных газовых месторождений находятся в этой части Западно-Сибирского бассейна.
II.1.2 Основные характеристики нефтегазовой геологии Западно-Сибирского бассейна
Возраст формирования ловушек несколько отличается для каждой из описанных выше четырех основных нефтегазоносных областей. На большей части ЗСБ, приподнятые блоки фундамента присутствовали еще до заложения пластов юрского и мелового периодов. В Приуральской области и в Южной части ЗСБ, юрские пласты часто выклиниваются относительно этих блоков. Структуры, к которым относятся ловушки углеводородов в Северной части ЗСБ, предположительно формировались в начале мезозоя и развились еще больше благодаря региональному вздыманию земной коры в третичный период, которое принято считать отголоском столкновения индийского континента с Евразией. Структуры Среднеобской области зачастую формировались в то же время, когда происходило заложение пластов. Дифференциальное уплотнение также могло сыграть значимую роль в формировании ловушек в большинстве районов. Почти на всей территории бассейна, стратиграфический фактор имел большое значение в формировании пластов, материнских пород и ловушек углеводородов.
Помимо основных скоплений углеводородов в юрских и меловых пластах, нефть и газ также обнаружены в нескольких зонах доюрского периода (в основном, в отложениях среднего и позднего палеозоя), а в Нюрольском бассейне присутствуют скопления углеводородов промышленного масштаба (Рис. II.2.1). Нефть палеозойских пластов отличается по химическому составу от мезозойской нефти, и предполагается, что она формировалась из одного или нескольких источников палеозойского возраста (Разрез II.2.1.1). Данные сейсморазведки показывают наличие значительной толщи неметаморфизованных или слабо метаморфизованных отложений палеозоя в некоторых частях бассейна (Разрез I.2.2). В Среднеобской области их мощность достигает 3-4 км, а в некоторых других частях бассейна 5-7 км. Поэтому основные серии нефтегазоносных толщ ЗСБ – терригенные отложения юркого, неокомского, и аптско-сеноманского периодов. Поверх них, соответственно, залегают мощные зональные сланцевые отложения кимериджского и валанжинского ярусов (Баженовская свита), аптского и альбского ярусов (Алымская свита и ее эквиваленты), и туронского яруса (Кузнецовская свита) (Рис. I.3.3). Другие потенциально уплотнительные породы развиты вплоть до олигоцена, но они, в основном, непостоянны, ненадежны и, насколько известно, не содержат ловушек углеводородов. Корреляция между распространением нефти и газа и присутствием органического материала в различных сукцессиях материнских пород кажется довольно простым. Мощные и широко распространенные материнские толщи сапропелевого и гумусового, а также смешанного типа присутствуют в нефтегазоносных системах как юрского, так и неокомского периода. Скопления преимущественно газа или газоконденсата обнаруживаются в Северной части ЗСБ и на севере Приуральской области; преимущественно нефтяные – в Среднеобской области, на юге Приуральской области (включая Фроловскую область) и в Каймысовской области; смешанные нефтяные и газовые залежи – в Васюганской и Пайдугинской областях.
Дополнительные недоразведанные потенциально нефтегазоносные сукцессии присутствуют в обломочных толщах триасового периода в Северной части ЗСБ, и в палеозойском фундаменте в некоторых районах бассейна. Основные риски в этих районах связаны с тем, окажутся ли породы материнскими, и не перезрелыми.
На большей части Западно-Сибирского бассейна, геотермический градиент близок к нормальному. Самые низкие значения (2.8—3.0° C/100 м) наблюдаются в юго-восточных районах, наиболее высокие (>4.5° C/100 м) – в Приуральской области на западе бассейна. На остальной части бассейна, обычно встречаются значения в пределах 3.3—4.2° C/100 м (Дучков и др., 1995). Современные температуры на вершине Тюменской свиты, принадлежащей к средне и позднеюрскому периодам, на основании данных по 3200 скважинам, находятся на уровне от 30- 50° C, где свита выклинивается по краям бассейна, до 100-130° C в центральной и северной частях бассейна. Соответствующие температуры на вершине неокомского яруса варьируются от 30-60° C до 80-100° C, а на вершине сеноманского яруса – от 10-20° C до 55° C. Температуры в неглубоких частях сукцессии на большей части ЗСБ понижены в связи с мощным слоем вечномерзлых пород (Разрез I.1.2).
Теплопередача на территории бассейна подробно рассматривалась Курчиковым (2001). Для мезозойских и третичных сукцессий, генерация и скопление углеводородов происходили следующим образом:
1. Биогаз начал генерироваться в позднем и среднем юрском периоде, а в Северной части ЗСБ – в среднеюрское время. Большое его количество было утеряно в отсутствии уплотняющих непроницаемых пород. Некоторые из нижних частей юрского отдела, возможно, находились в главной зоне нефтеобразования уже в позднеюрском периоде.
2. Материнские породы в нижней части юры генерировали нефть и газ на большей части территории ЗСБ в раннемеловое время.
3. Генерация нефти в юрских материнских породах, скорее всего, сократилась после сеноманского времени, в особенности на больших территориях в Северной части ЗСБ, где температуры поднялись выше 145-150° C. Пик нефтеобразования в Баженовской свите происходил, по видимому, с начала и до середины третичного периода.
4. Региональное воздымание в неоген вызвало падение пластового давления, некоторая часть газа ушла из раствора, в то же время произошло формирование новых ловушек и перераспределение прежних скоплений.
Более подробно нефтегазовая геология ЗСБ описана в Части II данного отчета, где известные и потенциальные нефтегазоносные системы рассмотрены в стратиграфическом порядке, начиная от палеозоя и выше. Кайнозойские породы в ЗСБ маломощные, неглубокого залегания и почти не содержат потенциально уплотняющих пород. Кайнозойская сукцессия была описана в Разделе I.3.4. Она не считается перспективной и поэтому в отношении нефтегазовой геологии бассейна в настоящем отчете не рассматривается.
В следующем выпуске мы рассмотрим нефтегазовую геологию доюрского периода.
