Без категории
  • SD UK

  • Отчеты Блэкберн: Геология нефти и газа западно-сибирского бассейна, меловой период

    Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting

    II.4.1 Неоком
    Основные нефтеносные пласты Западно-Сибирского бассейна относятся к неокомскому времени. В связи с характеристиками связанных с этими пластами материнских пород, коллекторы неокомского возраста преимущественно нефтеносны в центральной части ЗСБ (Среднеобская область), и преимущественно газоносны в северной части бассейна.

    II.4.1.1 Пласты-коллекторы
    Неокомский разрез отличается переменной мощностью от 800 м на юге ЗСБ до свыше 1500 м на севере бассейна. Определено по меньшей мере тридцать продуктивных песчаных и алевролитовых горизонтов, разделенных глинами или глинистыми сланцами. Попытки найти связи между такими горизонтами на всей территории бассейна на ранних этапах разведки и добычи в этом районе привели к возникновению многочисленных противоречий, поскольку со временем стало ясно, что пласты песчаников, изначально казавшиеся связанными по корреляционной модели “слоеный пирог”, начиная от отложений Баженовской свиты, расположенных ниже, значительно отличаются по возрасту.  Опознание продуктивных пластов привело к разграничению горизонтов B1 — B22 в интервале от валанжинского до готеривского яруса, и горизонтов A1 — A12 в интервале от поздних отложений готеривского яруса до пород барремского яруса. Кроме того, результаты высокочувствительного биостратиграфического анализа показали, что большинство пластов-коллекторов имеют тенденцию к замещению  проницаемых пород непроницаемыми в восточно-западном направлении. Доля песчаников в неокомской последовательности достигает 60% и более в восточной части бассейна, 25-40% в Среднеобской области и менее 10% на западе бассейна.

    Исследования имеющихся высококачественных сейсморазведочных данных за последние 10-20 лет установили, что большая часть неокомских пород в пределах ЗСБ состоит из размытых клиноформ, заполнявших почти всю территорию бассейна (Рис. II.4.1). Такая модель впервые была предложена Наумовым (1977), но получила широкое признание только почти 20 лет спустя. Наступление береговой линии, в основном, шло в направлении В-Ю-В, т.е. от источников большинства отложений, а от Урала в восточном направлении наблюдалось незначительное наступление осадочного выклинения. Наступление береговой линии прерывалось несколькими случаями поднятия уровня моря, что привело к отложению пласта морских глинистых сланцев на поверхность проградации до нового наступления береговой линии.

    Формирование покрывающих отложений каждой проградационной структуры происходило в различных условиях внешней среды, от континентальных (включая красноцветные отложения), дельтово-речных и литоральных до условий мелководного шельфа. Склон берега опускался глубже в море, хотя, как будет объясняться ниже, подошва материкового склона была сложена значительными скоплениями песчаника (Ачимовская свита), вероятно, сформировавшими четкие конусы выноса на дне бассейна (Ухлова и др., 2004), и принимавшими форму отдельных картируемых песчаных возвышенностей (Салмин, 2006). Нехватка кернового материала ограничила возможности детального седиментологического изучения клиноформных отложений; возможно, одно из лучших имеющихся на сегодняшний день основанных на данных керна описаний составлено Ершовым и др. (2001).

    Клиноформная последовательность неокомских пород была описана с точки зрения стратиграфического чередования Пинусом и др. (2001).

    Богатые песчаником клиноформные структуры, покрытые по восстанию пласта как стратиграфически, так и трансгрессивными глинистыми песчаниками, и “опустившие корни” в богатые материнские породы Баженовской свиты, несомненно, представляют собой большой интерес как перспективные целевые объекты разведки и уже давно являются богатыми нефтегазоносными структурами.

    В связи со сложной геометрией песчаных горизонтов, предпринимаемые ранее попытки создать стратиграфическую картину неокомского периода для всей территории бассейна были по большей части оставлены в пользу определения продуктивных пластов для отдельных месторождений или нефтегазоносных районов. На рис. II.4.2 приведен пример стратиграфической ситуации пластов-коллекторов в районе Сургутского и Нижневартовского сводов, соответственно (это районы наибольшей продуктивности пластов неокома). Стоит заметить, что разделение на верхние неокомские структуры “А” и нижние структуры “В” сохранилось в обоих районах, в то время как обозначения отдельных горизонтов сильно различаются.

    Достаточно плотные и в целом высококачественные песчаники, вскрытые бурением во многих районах по всему ЗСБ в нижней части неокома, чуть выше Баженовской свиты, изначально получили название Ачимовской свиты. Впоследствии было признано, что эти песчаные горизонты представляют собой серию песчаников подошвы материкового склона, сформировавшихся в подножье клиноформ сукцессий, и не формируют единый протяженный песчаный пласт. Зачастую находясь в связи с материнскими породами Баженовской свиты, они представляют интерес для разведки, хотя в некоторых случаях нефть уже прошла сквозь эти горизонты по восстанию пласта в другие песчаные пласты. Песчаники Ачимовской свиты обычно получают названия коллекторов с префиксом “Ach” – напр. Ach1 (Рис. II.4.2). Конечно, в общем Ачимовские толщи идентичны пластам-коллекторам, сформировавшимся на шельфе или в верхней части склона, на мелководье. Напр., рис. II.4.2 хорошо демонстрирует, что пласт Ach4 у подошвы склона в районе Сургутского свода горизонтально идентичен пласту BV13, отложенному на шельфе в районе Нижневартовского свода.

    Хотя отдельные песчаные коллекторы слабо выдержанны горизонтально, пласты глинистых сланцев, отложенные во время периодов наступления моря и покрывающие клиноформные структуры, отличаются много большей протяженностью, и некоторые из них прослеживаются на большей территории бассейна. Каждый из таких крупных пластов глинистых сланцев, сформировавшихся в период трансгрессии, имеет отдельное название горизонта (Сармонов, Чеуска, Покачев и т.д.). Они формируют полезные маркирующие горизонты между отдельными нефтегазовыми областями (рис. II.4.2).

    На рис. II.4.3 предпринята попытка построения на основе сейсморазведочных данных и многочисленных разрезов по скважинам двух реалистичных разрезов клиноформ неокомского возраста в центральной части ЗСБ (выше северного фланга Сургутского свода).  Хотя различными авторами и предпринимались попытки посчитать и определить отдельные клиноформные структуры (зачастую приводятся 11-12 таких структур), но, как видно на рис. II.4.3, каждая из так называемых клиноформ представляет собой пачку клиноформ и различение таких клиноформ требует серьезной объективности. Сравнение внутренней структуры отдельных пачек клиноформ по двум разрезам демонстрирует различия в их протяженности примерно от 30 до 100 км, и выявляет существование очевидных значимых различий по простиранию внутри каждого из комплексов. Большинство пачек клиноформ определяемы по их верхней части присутствием одного из трансгрессивных комплексов глинистых сланцев, хотя некоторые клиноформные комплексы содержат несколько пачек таких глинистых сланцев. Существует установившаяся практика называть каждый из таких клиноформных комплексов по названию соответствующего ему покрывающего пласта глинистых сланцев.

    Хотя использование такого подхода (определение 11-12 отдельных неокомских клиноформ на всею территорию ЗСБ) и задало тенденцию к преуменьшению значительной сложности клиноформной системы, но этот подход можно полезно использовать как основу для описания системы простыми терминами. В Приложении 7 (на основе карты Суркова и др., 2001) показаны попытки картирования клиноформных пачек по всему бассейну, при разделении наступления береговой линии в направлении ЗВЗ и в восточном направлении. Линия, определяющая каждую из клиноформных пачек указывает положение начала уклона в то время, когда она была покрыта слоем глинистых сланцев. Расположение такой бровки шельфа не всегда отчетливо, как видно на рис. II.4.3, но, тем не менее, общая картина продвижения береговой линии с течением времени ясно видна.

    Во время формирования пород барремского яруса, уровень моря упал, что привело к обнажению большей части шельфа и последующему формированию континентальных и красноцветных отложений, хотя наступление моря могло продолжаться в более глубоких районах бассейна близ Ханты-Мансийской впадины. За этим последовал период значительного наступления моря (аптский ярус), когда сформировались плотные глинистые песчаники Алымской свиты, покрывшей большую часть бассейна за исключением юго-восточного шельфа, и это ознаменовало конец проградационного этапа заполнения бассейна. Кроме того, Алымская свита сформировала региональную покрышку баженовско-неокомской углеводородной системы на территории Западно-Сибирского бассейна.

    Углеводороды встречаются в коллекторах, связанных с неокомскими клиноформами на двух основных горизонтах. Первый представляет собой отложения на шельфе до перегиба шельфа, включая эквивалентные дельтово-речные отложения к востоку. Шельфовая область имеет надежную покрышку и большое количество структурных ловушек. Пласты-коллекторы в этой области содержат самые широко распространенные по площади и потенциально самые продуктивные скопления нефти. Второй основной горизонт коллекторов представляет собой проницаемые ачимовские отложения подошвы склона. Ачимовская толща, в основном, сложена большим количеством линзовидных проницаемых пластов, обычно не обладающих ни одной надежной породой-покрышкой. Поэтому Ачимовскую свиту гораздо чаще связывают с комбинированными структурно-стратиграфическими и чисто стратиграфическими ловушками. В некоторых областях, небольшие скопления нефти также были обнаружены в линзовидных телах песчаников и алевролитов на склоне ниже бровки шельфа.

    Первичной миграции нефти из Баженовской свиты в клиноформы неокома способствовало присутствие т.н. “аномальных” интервалов Баженовской свиты, узнаваемых как на сейсмических профилях, так и по данным скважин. В этих интервалах битуминозные слои разбиты, деформированы и перемешаны с проницаемыми породами Ачимовской толщи. Вероятно, это произошло в процессе отложения ачимовских пород через серию массовых высокоэнергетических потоков (турбидитов, и, возможно, вторичного оседания пород и оползней), разрушавших рыхлые аргиллиты Баженовской свиты, которыеформировали дно бассейна. В результате, увеличилась площадь, где битуминозные породы находились в прямом контакте с проницаемыми пластами, что сильно улучшило дренирование образовавшихся флюидов.

    Миграции нефти способствовал склон проницаемых пластов в сторону нефтеобразующих материнских пород. Кроме того, четкие “каналы”, обладающие повышенными коллекторскими свойствами, сформировались в восточно-западном направлении, что связано с переносом обломочных пород с востока. Эти каналы способствовали миграции нефти по восстанию пласта к более поднятым  структурным элементам. Существуют видимые доказательства достаточно дальней миграции нефти из Баженовской свиты на расстояния нескольких десятков километров. Песчаники неокомских коллекторов в Среднеобской области содержат 25-40% кварца, 30-55% полевого шпата, и 3-6% слюды и обычно представлены тонкими и тонкозернистыми песчаниками. К северу (в районе Уренгойского и Губкинского месторождений), аналогичные песчаники содержат 25-50% кварца, 30-50% полевого шпата, и 3-10% слюды, при схожем гранулометрическом составе.

    Пористость и проницаемость пород, в целом, увеличиваются вверх по разрезу в отдельных коллекторных горизонтах, что связано с пониженным содержанием глин и улучшенной сортировкой в пределах мелководных и шельфовых интервалов залегания.

    II.4.1.2 Покрышки
    Пачки глинистых сланцев (глин) как морского, так и не морского происхождения на региональном и местом уровне часто встречаются в пределах неокомского разреза и над ним. Наибольшее распространение имеют пачки морских глинистых сланцев, отложившиеся во время значительного наступления моря, прерывавшимся отложением проградационных пачек, как описывалось выше (рис. II.4.2). Покрытие комплекса неокомских песчаников на региональном уровне завершилось с отложением мощного слоя морских глинистых сланцев Алымской свиты, вызванным наступлением моря.

    II.4.1.3 Ловушки
    Почти все обнаруженные на сегодняшний день скопления углеводородов в неокомских породах залегают на структурных антиклиналях или сводах, многие из которых сформировались ранее при поднятиях фундамента. Однако несколько коллекторных пластов выдержанны по горизонтали на дальние расстояния; зачастую они демонстрируют тенденцию к сильно непостоянным мощностям, распространению, гранулометрическому составу и глинистости в пределах заданного горизонта. Таким образом, для большинства месторождений существует сильный элемент формирования стратиграфических ловушек, а многие ловушки, помимо сводов, расположены также на флангах структур. В районе Сургутского свода, Мамлеевым (1976) определено 19 стратиграфических скоплений, включающих три гигантских, два крупных и одно средних размеров. 23% запасов на территории Сургутского свода, предположительно, содержатся в таких стратиграфических ловушках. По меньшей мере двадцать продуктивных песчаных пластов определено в пределах горизонта BV10 на Нижневартовском своде (рис. II.4.2), большинство из которых замещаются через небольшое расстояние. Мощность отдельных песчаных пластов сильно варьируется, а между песчаниками встречаются глинистые пропластки. В одном отдельном стратиграфическом интервале в районе Сургутского свода (горизонт BS10; рис. II.4.2), была выделена обширная зона потенциально захваченных стратиграфически углеводородов в поясе шириной  30-80 км и протяженностью 300 км, простирающемся в северо-северо-восточном направлении и расположенным между Мамонтовским месторождением к югу и Муравленковским месторождением к северу от этого пояса. В пределах этого пояса обнаружено 16 раннемеловых нефтегазоносных зон, в добавок к зонам юрского времени. Сочетание постоянного роста тектонических структур и  зон смещенных фаций, характеризующих ЗСБ в тот период, создает особую значимость стратиграфических ловушек для данного бассейна.

    II.4.1.4 Материнские породы, генерация углеводородов и их скопление
    Наиболее важными материнскими породами для неокомских скоплений нефти является Баженовская свита, преимущественно титонский ярус. Верхние части Баженовской свиты принадлежат к ранне-берриасскому ярусу, а Баженовская свита местами продолжается вверх по разрезу до Тутлеимской свиты валанжинского и готеривского ярусов, но наиболее богатые материнские породы Баженовской свиты встречаются в поздней юре.

    Аргиллиты и глинистые сланцы неокома битуминозны и имеют темную окраску, особенно в нижней части секции на большей части территории запада и центра бассейна. Гумусовый органический материал, включая уголь, в разных объемах встречается в восточных и южных районах бассейна и в некоторых районах на границе с Приуральем на западе бассейна. Сообщается, что значения ООУ в глинистых сланцах в берриасском и валанжинском ярусах выше, чем в готеривском-барремском ярусах, где его значения достигают лишь чуть более 1%. Также сообщается, что значения ООУ на севере в целом выше, чем в Среднеобской области. Ермаков и Скоробогатов (1984) распространение органического материала комментируют следующим образом:

    Бериасский – валанжинский
    Ярусы на западе и в центре ЗСБ (кероген преимущественно сапропелевого и смешанного гумусо-сапропелевого типа): значения ООУ — 0.5-2.0% (среднее 0.66%) в глинах; 0.3-0.6% (среднее 0.5%) в песчаниках и аргиллитах.

    Север ЗСБ (содержание гумусового вещества выше, включая угольные пласты): 1.05% среднее в глинах; 0.65% среднее в песчаниках и аргиллитах.

    Готеривский-барремский
    Ярусы в Среднеобской области и в Мансийском районе (смешанные сапропелево-гумусовые керогены, уравниваемые до сапропелевых): от 0.3% на востоке до 1.0% на западе (среднее 0.49%) в глинах; 0.2-0.6% (среднее 0.35%) в песчаниках и аргиллитах.

    Северный район: 0.89% среднее в глинах; 0.70% среднее в песчаниках и аргиллитах.

    Время генерации углеводородов и их скопления в неокомских коллекторах в Среднеобской области было интерпретировано Озеранской (1979) и Щепеткиным (1980) таким образом:

    Первая стадия: ранне-туронский ярус; первая фаза скопления углеводородов в Среднеобской области.

    Вторая стадия: процесс аккумуляции нефти завершен к концу Мезозоя.

    Третья стадия: миграция газоконденсата и газа из более глубоких частей бассейна на север Среднеобской области, связанная с поднятием земной коры в середине третичного периода и вытеснение газа из раствора пластовых вод, обусловившее формирование газовых шапок.

    Общая мощность угольных  пластов между отложениями неокома и сеномана на севере ЗСБ варьируется от 10-15 м вдоль границ бассейна до 30 м в его центральных районах. Общая масса органического вещества в меловом разрезе Западной Сибири была посчитана следующим образом: берриасский-валанжинский ярусы, 6.7 x 1012 миллионов тонн; готеривский-барремский ярусы, 10.0 x 1012 MT; и аптский-сеноманский ярусы, 48.4 x 1012 миллионов тонн. В таблице II.4.1 показаны расчеты Ермакова и Скоробогатова (1984) по типам и распространению органического вещества на территории бассейна.

    По мнению Ермакова и Скоробогатова (1984), максимальные температуры для неокомских пластов достигали 90-140° C, а тип углеводородов, по большей части, определялся типом органического вещества. С юга на север в центре бассейна, состав керогена меняется от 60-90% сапропелевого и смешанного гумусово-сапропелевого типа в Среднеобской области до 30-40% в Надым-Пурском и Пур-Тазовском районах, и до 20-30% на территориях п-овов Ямал и Гыданский, что сопровождается переходом к менее морскому материалу в северном направлении. В том же направлении, наблюдается переход основного типа углеводородов от преимущественно нефти в Среднеобской области к газоконденсату и нефти тут же, на севере Среднеобской области и к газоконденсату еще дальше на север. Мелкие нефтяные оторочки встречаются на газовых месторождениях Уренгойской, Тазовской и Ямбургской области.

    II.4.2 Аптский-сеноманский ярусы
    Углеводороды, добываемые из коллекторов пост-неокомского времени, почти полностью газовые или газоконденсатные и добываются на месторождениях Среднеобской области из сеноманских пластов Покурской свиты. Открыто уже около 60 газовых и газоконденсатных месторождений, многие из них гигантские или супергигантские. Приблизительная площадь крупнейших из них составляет: Уренгойское, 200 x 20-30 км; Медвежье, 120 x 25 км; Ямбургское, 170 x 45 км; Заполярное, 50 x 30 км; Тазовское, 26 x 15 км. Добыча осуществляется из мощных рыхло сложенных песчаных и алевролитовых горизонтов, переслаивающихся пылеватыми глинами с останками наземных растений и углей. Общая эффективная мощность пластов-коллекторов достигает 500-800 м. Доля песчаников увеличивается с запада на восток, достигая 60%, а местами до 80%, на широкой территории восточной части бассейна. Выделяют восемнадцать основных коллекторных горизонтов (PK1—PK18) на глубине от 500-1800 м. Большинство крупнейших скоплений расположены в пределах массивных коллекторных горизонтов PK1-PK6 в верхней части Покурской свиты. Высота газовой части залежи в пределах горизонта PK1 может достигать свыше 200 м.

    Эти сеноманские коллекторы представляют собой массивные пластовые залежи песчаников, отложившихся во время крупнейшей регрессивной стадии развития бассейна, происходившей между альбом и сеноманом до начала наступления моря в туронском ярусе. Около 62% изначально известных запасов свободного газа в ЗСБ приходились на такие коллекторы. Состав газа здесь значительно отличается от газа в скоплениях юрского и раннемелового периодов, содержащих широкий диапазон тяжелых углеводородов, доля этана в которых достигает 30% и более в Среднеобской области. Газы в коллекторах пост-неокомского времени в основном состоят из сухого метана с лишь небольшой долей более высококалорийных газов: в основном этан, почти без примесей азота, CO2, или H2S. Газы мало конденсированы (напр. 0.20 г/м3 на Уренгойском месторождении и 0.25 г/м3 на Медвежьем). Газы неокомского времени, напротив, очень конденсированы, доля конденсата варьируется от 56 до 610 г/м3.

    Неокомские скопления в пределах Среднеобской области почти всегда состоят из нефти или нефти с газом, а скопления сухого газа в этой области встречаются только в сеноманских коллекторах (напр. на Самотлорском месторождении). Остаточная нефть в этих газовых скоплениях интерпретируется как признак того, что изначально ловушки были целиком заполнены нефтью, которая затем была вытеснена из ловушек термическим газом, что было вызвано сильным опусканием материнских пород, либо вытеснением газа из раствора в результате поднятия земной коры, эрозии и сокращения пластового давления в третичный период. По мере углубления, наблюдается общий спад плотности нефти и соответственное снижение содержания смолы и серы и увеличение содержания воска (Озеранская, 1979). Большинство стратиграфических ловушек наблюдаются там, где песчаные пласты выклиниваются и заменяются глинистыми сланцами.

    По мнению Ермакова и Скоробогатова (1984), основными факторами, повлиявшими на формирование огромных скоплений газа на севере ЗСБ, были следующие:
    1. Высокое содержание гумусового керогена и наличие угольных пластов в пределах толщи привели к генерации больших объемов газа.
    2. Большие объемы материнских и коллекторных         пород, имеющих высокий потенциал миграции.
    3. Крупные, хорошо замкнутые структуры на большом расстоянии от границ бассейна.
    4. Наличие мощных покрышек.
    5. Сравнительно недавний возраст формирования газовых скоплений.

    Такие условия генеза оказались наилучшими для отложений от готеривского яруса до сеномана в центральной части северного района бассейна (Уренгой, Ямбург, Таз и Надым) и в меньшей степени для отложений валанжинского яруса в Надым-Тазовском районе, а также для интервалов отложений от неокома до апта и от альба до сеномана в Ямальском и Гыданском нефтегазовых районах. Различия в вертикальном распространении были вызваны присутствием покрышек в этом разрезе (Ермаков и Скоробогатов, 1984).

    Апто-сеноманские материнские породы содержат кероген преимущественно гумусового типа, включая уголь. Расчеты показывают, что к концу сеномана, высокие концентрации углистого органического материала в отложениях готеривского яруса до сеномана начали генерировать большие объемы метана. Большая часть этого газа была утеряна в связи с отсутствием покрышки на тот момент. Второй этап генерации начался в туронское время, после того, как коллекторы сеноманского времени и старше были эффективно покрыты надлежащими региональными глинами туронского яруса. В это время газ не мигрировал из более глубоких горизонтов, поскольку был заключен под глинистыми покрышками неокомского и апто-альбского времени. Между туронским ярусом и средним олигоценом продолжалась генерация газа из гумусового органического материала. Этот газ был заключен в песчаных пластах сеноманского времени и старше. Нижняя часть мощного слоя туронских глин могла генерировать большие объемы биогаза, который, не имея возможности мигрировать вверх по разрезу, ушел вниз и дополнил залежи почти чистого метана в сеноманских коллекторах. Во время среднего олигоцена и неогена, генерация газа практически прекратилась из-за регионального поднятия земной коры, но произошло перераспределение ранее уловленного газа. Спад давления, приуроченный к поднятию в конце третичного периода, а также эрозия привели к выходу газа из раствора пластовых вод в мезозойских отложениях, таким образом, пополнив уже имеющиеся в коллекторах запасы газа (Литтке и др., 1999). Поднятие также повлияло на перенос воды из южных в северные районы бассейна, увеличив область захвата газового месторождения. Последующие объемы газа, вероятно, появились из пластовых вод в результате глубинного промерзания во время ледниковых периодов. По мере промерзания пластовых вод, газ из раствора гидратировался. Во время последующего таяния в межледниковые периоды, часть газа  выходила в результате таяния гидратов и скапливалась в форме свободного газа в коллекторах.

    Карагодин (2004), учитывая факторы, повлиявшие на наполнение основных сеноманских коллекторов на севере ЗСБ, предполагал, что существовала высокая вероятность схожего процесса скопления больших объемов газа в пределах южной части Карского моря, к западу от южной части полуострова Ямал.

    Previous post

    Шельфовые проекты в Каспийском, Черном и Азовском морях: проблемы и решения

    Next post

    Принципы планирования разведки залежей терригенных пластов венда на Оморинском лицензионном участке