Отчеты Блэкберн: Нефтегазовая геология доюрского периода

Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting

II.2.1 Палеозой
В некоторых центральных и южных районах Западно-Сибирский бассейн (ЗСБ), широко распространены признаки нефти и газа, и многочисленные скопления углеводородов были найдены в выветренных и трещиноватых породах среднего и позднего палеозоя под юрским несогласием, особенно в структурно высоких областях, прилегающих к позднепермскому и триасовому грабенам, и включая палеозойские рифы и другие карбонатные пароды (Карнюшина, 2005). Большинство этих пород в разной степени метаморфизированы, но также встречались области сравнительно низкосортной палеозойской литологии.

Литология пород, вмещающих триасовые и палеозойские пласты под-несогласия в среднеобской области включает (Мясникова и др., 2005):
»     Основные вулканические породы: базальты и приуроченные туфы (Сургутский свод, Федоровский прогиб).
»     Промежуточные вулканические породы: андезит-порфиры, андезит-базальт-порфиры, брекчированные риолитовые порфиры.
»     Кислые вулканические породы: дациты, риолиты, игнимбриты (Северо-Даниловская область) и         приуроченные спекшиеся туфы.
»     Ультраосновные породы на небольших площадях.
»     Метаморфические сланцы, гнейсы, роговики, чарнокиты (Вынгапуровское месторождение).
»     Интрузии: плагиограниты, граниты, серпентиниты, формирующие дайки, силли и мелкие интрузии.
»     Слегка деформированные и метаморфизованные кластические и карбонатные породы, залегающие почти горизонтально, каменноугольного и девонского периодов (Ханты-мансийская область, месторождение Горелое).

В отчете Задоенко и др. (2004), представлены результаты бурения примерно 35 скважин, пробуренных в палеозойские породы под подошвенно-юрским несогласием в восточно-центральной части ЗСБ, показавшие наличие углеводородов.

Типичный дебет скважин составил несколько тонн нефти в сутки, максимум 90.4 м3/сутки из кавернозных карбонатных пород на интервале 2690-2734 м в скважине Медведевская-6.

Анализ 50 таких скоплений нефти и газа, открытых непосредственно под подошвенно-юрским несогласием Сурковым и Смирновым (2003), к удовлетворению авторов, показали что во всех случаях, эти скопления имеют прямое сообщение с нефтегазоносными пластами раннего, среднего и позднего юрского периода и трансгрессивно залегают поверх подстилающую топографию. Данные авторы пришли к заключению, что хотя палеозойские пласты и существуют, единственные значимые материнские породы (за исключением пород Нюрольского бассейна, см. раздел II.2.1.1) залегают в мезозойской секции. Факторы, предположительно негативно влияющие на формирование залежей углеводородов в доюрской секции, включают: 1) высокие температуры, с вероятностью произошедшего широкомасштабного термического разложения нефти; потенциал перезрелости нефтематеринских пород в большинстве районов; 2) сильная тектоническая активность в палеозойский и триасовый периоды и широко распространенная вулканическая деятельность, предположительно, повлекшая за собой потерю или разрушение более ранних скоплений; общее низкое качество пластов (большинство из упомянутых выше скоплений доюрского времени формировались в зонах трещиноватости, выветривания или выщелачивания, что связано с поверхностью под-несогласия); и 4) скудость хороших непроницаемых пород, таких как эвапориты и качественные глины.

Бочкарев и др. (2003) приводят список из нескольких сотен глубоких скважин в разных частях Западно-Сибирского Бассейна, вскрывших палеозойские (в дополнение к триасовым) отложения. Авторы настаивают на присутствии потенциально нефтеносных пластов, а также на потенциале богатых органикой палеозойских материнских пород, предполагая, таким образом, что перспективность палеозоя значительно недооценена. Хотя их выкладки относительно эпизодического присутствия скоплений газа в палеозойских отложениях и достоверны, они не учитывают приведенные выше аспекты, негативно влияющие на вероятность присутствия нефти.

Эту позицию поддерживает Фомин (2004), изучавший уровень зрелости палеозойских керогенов на большей территории Западно-Сибирского Бассейна; в его отчете сообщается, что большая часть палеозойского периода достигла в главную зону газообразования до поднятия земной коры, предшествующего мезозойскому циклу осадконакопления. Фомин заключает, что большая часть углеводородов, образовавшихся в палеозойский период, вероятно, была утеряна в атмосферу еще до начала юрского времени, а последующее накопление запасов, скорее всего, ограничивалось сравнительно небольшими объемами газа, и вероятность нахождения любых крупных скоплений нефти в палеозойских отложениях (либо в мезозойских отложениях, имеющих источники в палеозое) невелика. Однако, Фомин также замечает, что уровень зрелости пород был самым низким для Нюрольского бассейна, где значения температурного градиента были ниже, и его заключения согласуются с предположениями о происхождении палеозойской нефти в этом районе, изложенными в разделе II.2.1.1

Следует заметить, что Е.А. Костырева (2004) провела изучение биомаркеров нефти палеозоя (включая под-несогласие) и околоподошвенных мезозойских скоплений вблизи Нюрольского бассейна и пришла к заключению, что они формируют три группы, а именно:
1)    Генетически связанные с палеозойскими морскими материнскими породами.
2)    Полигенные, сформированные смесью нефти палеозойских и мезозойских материнских пород.
3)    Генетически связанные с континентальными материнскими породами раннеюрских тогурской и тюменской свит, сформировавшиеся в озерных, болотных и речных условиях.

Также был сделан вывод, что большая часть нефти в скоплениях под-несогласия относится к первой группе, т.е. имеет источник в палеозое. Остается вероятным, что скопления под-несогласия на большей территории ЗСБ относятся к мезозою, хотя в работе Костыревой отстаивается мнение, что такие скопления в Нюрольском бассейне берут свое начало в палеозойское время.

Некоторые российские геологи считают перспективными осадочные сукцессии палеозоя в Ханты-Мансийском подошвенном блоке (Раздел I.2.2.3). Хотя эти сукцессии могут содержать вероятные пласты, никаких значимых интервалов материнских пород на сегодняшний день не обнаружено. Скважина Фроловская-1, пробуренная к юго-востоку от Ханты-Мансийска (Чувашов и Яцканич, 2003), вскрыла раннедевонские известняки на глубину 300 м, и результаты изучения керна этой скважины предполагают, что они сформировались на мелководье. Поэтому они вряд ли имеют материнский потенциал, в отличие от заявленного для девонских известняков Нюрольского бассейна (Раздел II.2.1.1).

Скопления под-несогласия, упомянутые выше, могут добавить ценности юрским скоплениям, но маловероятно могут считаться экономически рентабельными сами по себе. Сурков и Смирнов (2003) составили карту ЗСБ с указанием мест, где, по мнению авторов, имеются благоприятные условия для развития таких отложений, на основе распространения нефтегазоносных юрских пластов, трансгрессивно перекрывающих выступы фундамента в районах возможной пористости под-несогласия (Рис. II.2.1).

II.2.1.1 Нюрольский бассейн
Этот бассейн находится на юго-востоке ЗСБ (Рис. II.2.1). Большая часть его нефтегазовых месторождений является скоплениями под-несогласия, схожих с рассматриваемыми выше и залегающих в выветренных, доломитизированных, трещиноватых и брекчированных карбонатах (Рис. II.2.2). Как рассматривалось выше, обычно их происхождение было бы отнесено к мезозою, хотя и имеются признаки палеозойского происхождения. Здесь нефть была найдена глубже в девонских и даже силурийских карбонатных ловушках (на Малоичском месторождении), на глубине до 4600 м. Трудно представить, как эта нефть могла иметь мезозойское происхождение – подошвенно-юрское несогласие располагается на глубине до 1000 м выше этих скоплений и предполагается, что внутрипалеозойские материнские породы имеют отношение к их формированию. Как указывалось выше, эти выкладки подтверждаются исследованиями биомаркеров.

Более глубокие скопления на Малоичском месторождении (т.е. расположенные ниже скоплений под-несогласия) располагаются внутри сукцессии, сложенной, в основном, биокластическими известняками, аргиллитами и глинистыми известняками. Общая стратиграфическая мощность этих отложений – до 3000 м (из них >1000 м – раннедевонская сукцессия (кыштовская, армичевская, солоновская и надеждинская свиты) и 2000 м – среднедевонско-раннекаменнтугольная сукцессия (лугинецская и табаганская свиты). Однако, в связи с эрозией и сильной складчатостью, бурение достигло лежащих ниже верхнесилурийских пород и максимальное вскрытие палеозоя составило около 1000 м. Данная сукцессия малоизученна, но Костырева (2004) заключает, что мощная девонская сукцессия с преимущественно карбонатными породами имеет значительный материнский потенциал.

Считается, что эти пласты обусловлены вторичной пористостью, вызванной трещинноватостью и выщелачиванием (и доломитизацией) карбонатов, включая возможные биогермными структурами. Приведенные в рис. II.2.2 скопления Малоичского месторождения связаны с разломами, а вторичная пористость может относиться к течению флюидов вдоль этих разломов.
Для Нюрольского бассейна существует мало прямых свидетельств обстановки осадконакопления в палеозойский период. Данилкин (2005) предполагает, что нефть начла формироваться в этой сукцессии в палеозой, при этом глубина залегания не выходит за пределы главной зоны нефтеобразования в это время, и что пермское поднятие и триасовый рифтогенез разрушили любые скопления, сформировавшиеся к этому времени. Далее Данилкин предполагает, что после начала погружения в мезозойский период, палеозойские отложения Нюрольского бассейна повторно вошли в главную зону нефтеобразования, и существовало достаточно остаточного потенциала нефтеформирования для генерации сравнительно небольших объемов нефти, находимых сегодня в пластах палеозойского периода (включая пласты под-несогласия) в этом районе.

Запасы нефти Арчинского месторождения (крупнейшего в Нюрольском бассейне) заявлены Запиваловым (2004) в объеме 12.85 миллионов тонн (около 85 миллионов баррелей в категориях C1 + C2), но 3 производственных скважины добыли в общем лишь 5.6 тысяч тонн в 2003 году (в среднем около 36 баррелей в день на скважину). Объемы добычи на других месторождениях этого района находятся на том же уровне. Эти месторождения не могут считаться высокопроизводительными.

Хотя и частично спорное, предположение Данилкина об их формировании дает правдоподобное объяснение довольно многочисленным, но в основном, сравнительно мелким скоплениям углеводородов палеозойского периода в Нюрольском бассейне. Нет причин полагать, что в других мощных палеозойских сукцессиях в фундаменте Западно-Сибирского Бассейна не могут быть найдены подобные скопления, сформировавшиеся неглубоко до начала мезозоя, хотя количество районов, отвечающих этим критериям, вряд ли будет велико. В любом случае, такие скопления, вероятнее всего, будут невелики, и сложно определить такие районы ЗСБ, где разведочные работы, направленные непосредственно на заложения палеозоя были бы оправданы.

II.2.2 (Пермско-) Триасовый рифтогенез
Как описано в Разделе I.3.1, крупнейший рифтогенез, вулканические процессы и формирование ловушек произошло на границе пермского и триасового времени. Местные рифты включают поздние пермские отложения под старейшими вулканическими горизонтами; большинство вулканических процессов относятся к раннему триасу, хотя некоторые вулканические горизонты встречаются и в среднем триасе. К позднему триасу, заложение сильно вышло за границы рифта и происходило на большой площади северной части ЗСБ (Рис. I.3.2). Вероятно, местами оно продолжилось и включает в себя нижние юрские континентальные отложения.

Этот фактически “синрифтовый” стратиграфический интервал, от позднепермского до раннеюрского времени, залегает между эрозированным фундаментом палеозоя и надлежащей послерифтовской сукцессией, и в российской литературе чаще всего именуется “промежуточным комплексом”. Для простоты изложения, в данном отчете он указывается просто как триасовый интервал, поскольку подавляющее большинство относящихся к нему месторождений принадлежат к этому периоду.

Эти триасовые рифты наполнены мощными залежами вулканических и промежуточных отложений, а также некоторым количеством речных и озерных пород. В общем, они не считаются перспективными на наличие углеводородов в связи с отсутствием материнских пород, хотя есть некоторая вероятность того, что нефть и газ местами могли мигрировать в эти породы из карбонатных материнских пород палеозоя. Как указывалось в Разделе II.2.1, некоторые из скоплений под-несогласия, имеющие истоки в юрском периоде, встречаются и в триасе, в том числе в вулканических породах (Мясникова и др., 2005). Скорее всего, скопления в таких местах будут мелкими.

Сообщается о находках триасовых породы с признаками отражательной способности витринитов вдоль Иртыша, недалеко от Омска, указывающих на то, что значения палео-температуры не превышали для главной зоны нефтеобразования. Потенциально материнские породы каменноугольного периода также были найдены на юго-западе недалеко от Кургана (Фомин, 1987).

II.2.3 Триасовая (до среднеюрской) платформенная сукцессия
Как указывалось выше, более поздние заложения триаса вышли за первоначальные границы рифта и сформировали триасовую “платформенную” сукцессию, состоящую из мощных лагунных и морских осадочных пород, распространившихся на большей территории северной части ЗСБ (Рис. I.3.2). Мощность этих платформенных триасовых пород сильно возрастает к северу до более 2-3 км. Они залегают на глубину до более 6 км ниже юрских пород и более ранних отложений на севере Уренгойско-Ямбургского района (приложение 6). Литология триасовых пород здесь мало изучена. Отдельные скважины, вскрывающие триасовые отложения в этом районе, проникли в секцию переслаивающихся темно-серых сланцев, алевролитов, песчаников и туфовых песчаников (Конторович и др., 1975). Присутствие обширных триасовых обломочных пород в Енисей-Хатангской области почти до Таймырского поднятия указывает, что кластические пласты, частично морские, могут встречаться на северо-востоке и, возможно, в других частях северного района, хотя о наличии материнских пород точно не известно. Сравнительно мощная секция триасовых пород обнаружена в сейсмических разрезах на территории Южно-Карского бассейна к северо-западу. Вероятной кажется возможность наличия качественных кластических пластов триаса и материнских пород на севере бассейна, особенно в ныне морской зоне. Однако, за исключением северо-восточного района близ Таймырского поднятия и Енисей-Хатангского прогиба, эти породы в большинстве случаев залегают на глубинах главной зоны газообразования или даже глубже. Хорошие сланцевые непроницаемые породы ожидаются в триасовых горизонтах и выше них по всей этой территории, а подходящие материнские породы могут присутствовать в триасовых морских, лагунных и даже озерных комплексах. Ермаков и др. (1979) считают, что платформенные заложения триаса в этих северных районах благоприятны для открытия залежей газа.

Таким образом, перспективность триасовых отложений – как рифтовых, так и платформенных – схожа с палеозойской сукцессией Западно-Сибирского Бассейна. Скопления под-несогласия встречаются в связи с примыкающими юрскими скоплениями, но отсутствие известных материнских пород сильно сокращает вероятность обнаружения нефти на более глубинных интервалах.